“一點法”產能評價方法的內涵、礦場應用及改進

蔡珺君，彭先，李隆新，劉微，甘笑非，鄧莊，李玥洋，王蓓，胡怡

（1.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院，四川 成都 610041；2.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051；3.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川 遂寧 629000）

0 引言

“一點法”是確定氣井絕對無阻流量（qAOF）的重要方法之一，在中國氣田開發的產能評價研究中應用廣泛?！耙稽c法”起源于20 世紀60 年代，在四川盆地二疊系、 三疊系勘探開發過程中，發現了一批碳酸鹽巖孔隙-裂縫型高產氣田，探井在采用多流量穩定試井的放空測試過程中造成了大量天然氣損失，當時石油部從保護資源、避免大量天然氣放空損失方面考慮，提出了探井只測一點的要求。

孫志道等［1-4］系統整理了四川盆地11 個已開發氣田30 口氣井73 井次426 個穩定測點數據，將測點的井底流壓與地層壓力之比和測點產量與qAOF之比的數據點繪制在直角坐標曲線圖中，命名為“一點法”確定qAOF經驗曲線，是我國最早的氣井測試“一點法”估算qAOF經驗曲線方法。該方法以測點壓力、測試產量、地層壓力及qAOF的統計類比為前提，因此，僅能初步掌握氣井產能。20 世紀80 年代，陳元千等［5-7］統計了蜀南地區嘉陵江組氣藏16 口氣井68 井次的產能測試結果，基于二項式產能方程理論，得出上述數據點穩定經驗數（α）的平均值為0.25，進而推導出“一點法”產能評價計算公式，業內一般稱之為常規“一點法”。常規“一點法”具有集理論性、經驗性和便捷性于一體的優點［8］，因此，逐步推廣成為礦場單點測試的主要方法。然而，在近40 a 中國不同類型氣田產能評價實踐過程中發現，常規“一點法”中α 取值0.25 的代表性有限，大量測試資料統計出的α 介于0.04～0.94［4，9］。鑒于此，基于常規“一點法”思想相繼建立起大量的修正“一點法”產能評價經驗公式，除此之外，還建立了回歸“一點法”、改進“一點法”和擴展“一點法”等公式。雖然這些公式的形式與常規“一點法”略有差異，但其內涵是一致的。

“一點法”的建立和應用依靠的是準確的α 和穩定測試資料。一方面，確定α 需要開展一定數量的產能試井，但對于某些強非均質性氣藏，產能試井較難錄取穩定的測試數據，α 確定困難；另一方面，根據SY/T 5440—2019《天然氣井試井技術規范》［10］，要求氣井測試時的流動處于穩定狀態，測試通常將“油壓波動范圍小于0.1 MPa，產量變化不超過5%”視為穩定狀態。然而，工程上常采用的穩定標準并不能真正有效地判定氣井已經進入了擬穩態，氣體在不穩定滲流過程中，同樣可能出現壓力、產量變化較小的現象［11］。近年來，四川盆地低滲強非均質性儲層和中高滲儲層的常規“一點法”適用性差［12］，產能評價結果表現為：1）針對α 小于0.25 的氣藏，小生產壓差下的單點測試產能評價結果成倍放大［8，13］，常規“一點法”完全不適用；2）針對低滲強非均質性氣藏，若改造區滲流能力強于遠井區，常規“一點法”會高估氣井產能，反之，常規“一點法”低估氣井產能。

為探索并解決低滲強非均質性、 中高滲儲層氣井常規“一點法”產能評價誤差偏高的現場問題，本文首先系統梳理了不同形式的“一點法”產能評價方法，明確了其共同特點和方法內涵。在此基礎上，深入剖析了“一點法”的應用條件和參數敏感性，并對礦場的應用問題提出了改進和數據處理方法，大量的礦場應用證實了方法的可靠性和可行性。該改進方法不僅適用于常規“一點法”的應用領域，也適用于具有低滲強非均質性、中高滲地質特征的氣田，彌補了特定地質條件下常規“一點法”確定氣井穩定產能誤差大的不足，對于氣田的開發設計、 規模調整和現場生產組織均具有積極意義。

1 “一點法”的不同形式及內涵

1.1 “一點法”的不同形式

“一點法”主要包括經驗曲線圖版“一點法”、常規“一點法”、修正“一點法”、回歸“一點法”、改進“一點法”和擴展“一點法”，上述“一點法”均有各自的公式形式、特點和適用條件。

經驗曲線圖版“一點法”是利用已有穩定測點數據，繪制測點井底流壓與地層壓力之比和測點產量與qAOF之比經驗曲線圖版（見圖1，據文獻［3］修改）。新的氣井測試后，利用一個穩定測點的穩定產量、 井底流壓、關井穩定地層壓力，由圖1 反算確定氣井qAOF。該方法基于數據統計，因此求得的qAOF只是近似值，僅能用于初步評估氣井的qAOF。

圖1 “一點法”確定qAOF 經驗曲線Fig.1 "One point method" to determine the qAOF empirical curve

常規“一點法”一般指陳元千“一點法”產能評價方法，其推導以氣井二項式穩定產能方程為基礎。qAOF的表達式為

式中A，B 一般由產能試井資料擬合確定。

基于我國16 個氣田16 口氣井的68 個測點數據，求取α 的平均值為0.254 1，取值0.25，則式（1）可簡化為常規“一點法”產能評價公式：

若式（1）中α 不等于0.25，根據產能試井資料，并由式（1）和式（2）可確定不同氣田的修正“一點法”公式。從中國26 個典型氣田修正“一點法”的α 柱狀圖（見圖2，據文獻［9］修改）可以看出：中國氣田α 介于0.04～0.94，平均值為0.444 9，安岳氣田（氣田3）龍王廟組α 為0.15，普光氣田（氣田17）α 為0.50，最大α 為延長氣田（氣田26）的0.94，最小α 為羅家寨氣田（氣田1）飛仙關組氣藏的0.04。

圖2 中國不同氣田修正“一點法”的αFig.2 α of revised "one point method" in different gas fields in China

回歸“一點法”是假設氣田的α 為某一定值，將二項式產能方程中的流量分別取某一穩定產氣量和qAOF，將兩者相除得到：

由多井次產能試井資料建立無因次產量（qg/qAOF）與無因次生產壓差的回歸關系式，利用式（4），只需根據一個氣井工作制度下的地層壓力、井底流壓和產氣量數據，即可計算qAOF。以安岳氣田龍王廟組為例，通過回歸15 口氣井產能試井的49 個數據點，得到回歸“一點法”經驗公式：

改進“一點法”產能評價方法繼承了常規“一點法”的思路，其表達式與回歸“一點法”具有相類似的形式，技術核心是通過試井資料擬合確定反映儲層滲流特征的關鍵參數（定義為經驗系數C1）。例如川東北飛仙關組氣藏的改進“一點法”產能評價公式［13］為

擴展“一點法”［9］通過描述四川盆地不同典型儲層的不穩定經驗數，建立了試油測試時間的α 轉換圖版，從而求得了不同類型儲層不同試油測試時間的“一點法”產能評價公式：

該方法與常規“一點法”的公式具有相同的形式。

不同“一點法”具有不同的應用前提條件：經驗曲線圖版“一點法”無計算公式，其適用條件尚不明確；常規“一點法”的前提條件是儲層均質、試油測試氣體滲流穩定且α 與0.25 近似；修正“一點法”、改進“一點法”、回歸“一點法”和擴展“一點法”的前提條件是通過開展產能試井和壓力恢復試井，并求取相關經驗數和明確儲層的滲流特征。

1.2 “一點法”的內涵

由前文的論述可知，“一點法”產能評價方法主要包括以下3 個方面的內涵：1）儲層是均質的；2）α 是可靠的；3）氣井現場測試達到擬穩定滲流狀態。因此，在應用“一點法”時不可因該方法的表達形式簡單而忽略了其內涵。

結合現場的實際情況，“一點法” 在應用過程中應當特別注意并體現以下3 個方面：1）儲層是否均質需要以地質認識為基礎，并由試井或現代產量遞減等方法描述氣井的滲流規律；2）α 應由產能試井或者壓力恢復試井綜合確定，若氣井無試井資料，則可嘗試建立α 與地質參數之間的定量關系［14］；3）氣井試油測試不僅需要滿足SY/T 5440—2019《天然氣井試井技術規范》和SY/T 6125—2013《氣井試氣、采氣及動態監測工藝規程》［15］，還需要滿足達到穩定滲流的時間要求，若氣井測試尚未達到擬穩定滲流狀態，則需要對測試數據進行分析和預測。

1.3 “一點法”的應用偏差

對比四川盆地氣田礦場實踐效果與“一點法”的內涵，可揭示出“一點法”的應用偏差。

首先，在儲層非均質性影響方面，若改造區滲透率遠高于遠井區滲透率，常規“一點法”評價氣井產能結果偏高。例如1#和3#氣井，常規“一點法”計算的qAOF分別為230×104m3/d 和254×104m3/d，但氣井投產后的穩定產量僅為15×104～16×104m3/d；若改造區滲透率低于遠井區滲透率，則常規“一點法”評價氣井產能結果偏低，例如12#和13#氣井，常規“一點法”計算的qAOF分別為58×104m3/d 和63×104m3/d，但氣井投產后卻能以20×104～25×104m3/d 持續穩定生產（見圖3a）。

圖3 常規“一點法”產能評價結果對比Fig.3 Comparison of productivity evaluation results of conventional "one point method"

其次，未知α 而套用常規“一點法”公式引起的產能評價誤差如下：當氣井α 小于0.25，產能將成倍放大，例如14#和21#井，常規“一點法”計算qAOF為2 415.02×104m3/d 和1 017.21×104m3/d，分別為產能試井計算結果1 225.94×104m3/d 和267.34×104m3/d 的1.97 倍和3.80 倍；反之，氣井產能偏低，例如19#和20#井的常規“一點法” 計算qAOF為122×104m3/d 和662×104m3/d，分別為產能試井計算結果133×104m3/d 和901×104m3/d 的0.92 倍和0.73 倍（見圖3b）。

再次，氣井現場測試是否達到擬穩定滲流狀態也將影響到“一點法”的產能評價結果。氣井達到擬穩定滲流的時間由氣藏滲流參數和影響半徑估算，其表達式［7］為

根據式（8），統計四川盆地主要氣田的滲流相關參數（見表1），確定出氣井達到擬穩定滲流的時間為2.03～80.46 h。對比SY/T 6125—2006《氣井試氣、采氣及動態監測工藝規程》中“當產氣量大于或等于50×104m3/d 時，井口壓力及產量穩定2 h 以上； 當產氣量在50×104～10×104m3/d 時，井口壓力及產量穩定4 h 以上；當產氣量小于10×104m3/d 時，井口壓力及產量穩定時間8 h 以上”的相關要求，礦場相當數量的氣井試油測試未達到擬穩定滲流狀態。

表1 四川盆地主要氣田的滲流參數及擬穩定時間Table 1 Seepage parameters and pseudo stable time in major gas fields in Sichuan Basin

2 “一點法”公式參數敏感性分析

圍繞“一點法”產能評價公式中3 個方面的內涵，開展“一點法”公式參數敏感性分析。

由于在氣井早期滲流階段，儲層非均質性會影響氣井的α 和滲流規律的判斷，因此，先開展α 和滲流是否穩定的敏感性分析，最后討論儲層非均質性的敏感性。

2.1 穩定經驗數

取穩定經驗數為0.01～0.99，繪制不同穩定經驗數的qD和pD理論關系（見圖4）。由圖4 可見：α 對qD和pD的影響隨著pD的增加呈減弱的趨勢，當α 小于0.4 時，α 對qD和pD的影響較大；當α 大于0.6 時，α 對qD和pD的影響不斷減弱。

國際市場推漲市場。新的助漲動力非國際市場莫屬?；仡?月1日的印度尿素招標，總成交量71.2萬噸，伊朗明盤已占其中66萬噸，另有5萬噸貨源也是伊朗貨源在中國港口做的轉港，可謂將印標盡數收于囊中。而中國小顆粒尿素則因離岸價被壓至265美元/噸，最終無緣此番競標。但從接下來的國際尿素市場走勢看，已經無須執著于印標結果了。一邊是歐洲、巴西等國需求提升，一邊是伊朗低價貨源售罄，國際價格受益連漲。外盤顯示我國離岸價為285美元/噸，貿易商實際操作價已漲至295美元/噸甚至更高，國內小顆粒尿素集港價將對標1950～1970元/噸。

圖4 不同穩定經驗數的qD 和pD 的關系Fig.4 Relationship between qD and pD for different stable empirical numbers

將qD和pD的表達式改寫為地層壓力、 流動壓力、產量的數據形式，以四川盆地14 口典型氣井為例（見表2），計算不同α 和生產壓差對qAOF的影響。從表2可以看出：當氣井α 小于0.25 時，極小的生產壓差即可獲得非常高的產氣量，例如A—D 井，采用常規“一點法”計算的誤差難以接受；當氣井的α 大于0.25 時，極大的生產壓差僅能獲得較低的產氣量，例如J—N井，采用常規“一點法”將低估氣井的qAOF。由于高α 的氣井qAOF較小，因此計算產生的誤差有限。此外，當生產壓差一定時，α 值越大，qAOF越大； 氣井生產壓差越小，α 的取值對氣井qAOF計算結果影響程度越大，當氣井生產壓差大于5 MPa 時，α 引起的誤差將會大大減小。

表2 四川盆地典型氣井不同穩定經驗數的“一點法”產能評價結果對比Table 2Comparison of "one point method" productivity evaluation results with different stable experience numbers for typical gas wells in Sichuan Basin

2.2 滲流階段

氣井以某一產氣量開井后的早期滲流將先經歷不穩定滲流階段，再進入到供氣平衡的擬穩定滲流階段［16］。四川盆地現場資料揭示，氣井有以下3 類早期滲流特征：1）1 類氣井儲層滲流能力強，試油測試具有小生產壓差、高穩定產氣量的特點，例如普光氣田、安岳氣田龍王廟組、雙魚石區塊、鐵山坡區塊、五百梯氣田的氣井。這類氣井不穩定滲流早期持續時間短，擬穩定時間小于6 h，試油測試產量和壓力均穩定。2）2 類氣井儲層滲流能力弱，試油測試具大生產壓差、較低產氣量的特點，例如磨溪氣田、安岳氣田震旦系的氣井。這類氣井不穩定滲流早期持續時間長，試油測試產氣量穩定，但試油壓力不能代表擬穩定滲流階段的壓力。3）3 類氣井儲層改造區滲流能力強但遠井區供氣能力弱，試油測試采用大生產壓差可獲得較高的不穩定產氣量，例如安岳氣田震旦系縫洞型儲層的氣井。這類氣井試油時間短，產氣量和壓力均不穩定。

選取上述3 類典型井的現場參數做常規“一點法”產能評價對比（見表3）。由表3 可見：A，C 井儲層滲流能力強，試油階段測得的產量、壓力穩定且能代表儲層擬穩定滲流特征，試油階段和生產穩定階段的常規“一點法” qAOF評價結果相近；O，P 井儲層滲流能力較弱，試油階段測得的產量、壓力僅能反映早期不穩定滲流特征，生產穩定階段常規“一點法” qAOF小于試油階段的評價結果；R，S 井儲層改造區滲流能力強但遠井區供氣能力弱，試油階段的產量、壓力均不穩定，因此其生產穩定階段常規“一點法” qAOF遠小于試油階段的評價結果。

表3 3 類典型井的試油階段和生產穩定階段常規“一點法”產能評價對比Table 3 Comparison of productivity evaluation of conventional "one point method" during oil testing stage and stable production stage in three kinds of wells

2.3 儲層非均質性

儲層非均質性會影響氣井α 的確定以及試油期間產量和壓力數據的真實性。

儲層平面非均質性［17-20］通常表現為外好內差和內好外差2 類。外好內差型儲層試油產量保守，其產量和壓力數據能代表擬穩定滲流規律，但其產能試井結果低估氣井真實產能，α 偏大。例如G 井，該井遠近井區滲透率比為2.51，產能試井計算qAOF為55×104m3/d，由于該井遠井區供氣能力強，投產后以25×104m3/d 穩定生產； 內好外差型儲層近井區縫洞發育，試油產量偏高，但遠井區供氣能力弱，氣井試油產量壓力難以穩定，且產能試井擬合圖版易出現負斜率。

3 應用改進

根據前文對“一點法”公式參數敏感性分析結果可知，正確應用“一點法”評價氣井的qAOF的前提是明確氣井的α 和選擇能代表擬穩定滲流的產量壓力數據。本章建立了不同資料條件下確定氣井α 和不同類型氣井試油測試資料的處理方法。

3.1 穩定經驗數的確定

式（2）說明α 是氣井穩定滲流項系數的函數，由于A，B 均為地層系數的函數，因此，qAOF為地層系數和地層壓力的函數?；谑剑?），假設氣井滲流過程中A，B 不變，因地層壓力不斷減少的qAOF將影響α，使得其數值從原始α 逐漸向1 變化［21］。因此，考慮變系數的α與無因次壓力具有一定的擬合關系［22］，以四川盆地A井為例，得到其不同地層壓力條件下的α 值（見圖5）。

圖5 A 井不同地層壓力條件下穩定經驗數圖版Fig.5 Stable experience number chart under different formation pressure conditions in Well A

若氣井未開展專項試井，原始α 可由測井參數確定。根據四川盆地不同儲層類型的115 口氣井試井地層系數與測井儲能系數，建立不同層系試井地層系數與測井儲能系數擬合關系式，決定系數為0.695 0～0.987 5（見圖6，據文獻［14］修改）。圖中的普光氣田儲層主要為裂縫-孔隙型，地層系數范圍為104×10-3～3 000×10-3μm2·m（見圖6a）。安岳氣田龍王廟組Ⅰ類儲層為裂縫-孔洞型和裂縫-孔隙型，孔洞縫搭配關系最好；Ⅱ類儲層為裂縫-粒間孔型和少量裂縫-孔洞型，其孔洞縫搭配關系次之；Ⅲ類儲層為晶間孔型和少量裂縫-粒間孔型［23］（見圖6b）。安岳氣田震旦系Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲層分別為裂縫-孔洞型和孔洞型［17-19］（見圖6c）。圖6d 中，川東北高含硫氣田數據對應右側坐標軸，其他氣田對應左側坐標軸。根據圖6 中的擬合關系，即可由測井儲能系數確定氣井試井地層系數，進而由式（10）確定原始α。

圖6 四川盆地氣田試井地層系數與測井儲能系數的關系Fig.6 Relationship between well testing formation coefficient and well logging energy storage coefficient in gas fields in Sichuan Basin

3.2 測試數據評價及建議

對于儲層滲流能力強的1 類氣井，滲流達到擬穩定的時間小于6 h，試油測試數據可代表擬穩定滲流階段數據，正確應用“一點法”評價氣井產能的關鍵是求取氣井的α。對于儲層滲流能力弱但遠井區有一定供氣能力的2 類氣井，試油測試較為保守，產量能穩定，試油壓力為早期不穩定滲流階段壓力，不能直接近似為擬穩定滲流階段壓力，其井底流壓可由式（11）預測［24］：

3 類氣井的儲層改造區滲流能力強但遠井區供氣能力弱，試油測試采用大生產壓差可獲得較高的不穩定產氣量，壓力難以穩定，因此產量和壓力數據均是不穩定量。這類氣井僅通過短時測試不但不能評價氣井的遠井區供氣能力，而且產量和壓力的下降規律難以預測。因此，這類氣井不能采用“一點法”評價其產能。對于這類氣井，一方面建議采用保守的生產壓差進行試油測試，確保其產氣量穩定，在產氣量穩定的前提下預測井底流壓；另一方面，也可嘗試采用人工智能手段［25］、數據挖掘算法［26］、儲層物性下限［27］進行產能預測。

4 礦場應用

應用本文建立的“一點法”改進方法對四川盆地不同氣田的31 口氣井進行了計算對比，以驗證方法的可靠性和可行性，并以普光氣田主體區為例，評價了氣田12 a 的qAOF變化規律。

4.1 驗證原則

在驗證前，明確以下3 點驗證原則和思路：1）針對試油期間開展專項試井的氣井，根據試井解釋的地層系數確定α，再由“一點法”評價氣井產能，最后以專項試井qAOF為基準，對比評價本文改進“一點法”qAOF。2）針對試油期間未開展專項試井的氣井，首先根據氣井的測井儲能系數計算α；其次評價氣井的試油資料，判斷試油錄取的產量和壓力數據能否代表氣井擬穩定階段的滲流特征，并進行井底流壓預測；最后以流壓校正后的穩定“一點法”qAOF為基準，對比評價試油不穩定“一點法”qAOF。3）驗證變系數α 對氣井qAOF的影響，驗證過程中以氣井不同壓力條件下未考慮變系數α 的qAOF為基準，對比評價考慮變系數的α 的氣井qAOF結果。

4.2 驗證結果對比

驗證氣井的α 為0.024～0.500，與常規“一點法”α為0.25 對比，由式（10）和圖6 確定的α 更為接近氣井的二項式α。從試油期間開展專項試井的氣井產能評價結果驗證對比（見表4，據文獻［14］修改）可以看出：與二項式產能方程計算的氣井產能相比，由本文方法確定的氣井產能計算結果優于常規“一點法”計算結果，16 口氣井qAOF的平均相對誤差由96.08%下降至33.27%，針對α 小于0.170 的氣井，產能評價效果提升顯著，相對誤差由13.64%～426.87%（平均156.02%）下降至1.11%～46.76%（平均25.90%）。

表4 試油期間開展專項試井的氣井產能評價結果驗證對比Table 4 Verification and comparison of productivity evaluation results of special well testing gas wells during oil testing

對于試油期間壓力未穩定的氣井，則需要對井底流壓進行校正。選擇安岳氣田燈影組氣藏14 口氣井現場數據進行產能評價對比（見圖7），由圖7 可以看出：試油期間壓力未穩定對氣井產能影響較大，產能下降幅度為5%～76%。其中最大產能降幅為GS001-X4 井的76%，該井試油測試產量為108.33×104m3/d，不穩定產能為178.58×104m3/d，校正井底流壓后的穩定產能為42.43×104m3/d。GS001-X4 井僅能以15×104m3/d和15 MPa 油壓穩定生產，該井的生產情況證實了校正井底流壓評價氣井產能方法的正確性和可行性。

圖7 井底流壓校正后氣井產能評價結果驗證對比Fig.7 Verification and comparison of gas well productivity evaluation results after flowing bottom hole pressure correction

從考慮變系數α 的氣井qAOF評價結果驗證對比（見圖8）可以看出：考慮變系數的α 的A 井qAOF比未考慮變系數的α 的qAOF略偏高，數值基本相近。結合圖6可知，在氣田整個開發期間，A 井α 變化也較小，因此考慮變系數的α 對氣井產能影響較小。

圖8 A 井產能評價結果驗證對比Fig.8 Verification and comparison of productivity evaluation results of Well A

4.3 誤差原因分析

從表4 可見：針對α 小于0.170 的氣井，產能評價效果提升顯著，平均相對誤差由156.02%下降至25.90%。其主要原因是地層系數與測井儲能系數關系（見圖6）和式（10）能夠正確確定氣井穩定經驗數。以MX8 井為例，該井由產能試井和測井儲能系數確定的α 分別是0.024 和0.067，由二項式、常規“一點法”和本文方法確定的qAOF分別為924×104，4 524×104，659×104m3/d，本文方法計算的相對誤差為28.73%。

對于試油期間壓力未穩定的氣井，若選擇尚未穩定的井底流壓評價氣井產能，生產壓差偏小失真將造成qAOF偏大，因此需要對井底流壓進行預測。GS001-X4井試油測試產量為108.33×104m3/d，不穩定產能為178.58×104m3/d，校正井底流壓后的穩定產能為42.43×104m3/d，產能下降幅度為76%，其核心原因是試油測試壓力不穩定。變系數α對氣井qAOF的影響方面，由于實例井α 變化隨壓力變化較小，考慮變系數的α 對氣井產能影響較小，因此考慮變系數的α 的氣井qAOF比未考慮變系數的α 的氣井qAOF略偏高，數值基本相近。

4.4 氣田實例

以普光氣田主體區為例，評價了氣田主體區34 口氣井投產后12 a 的總qAOF變化規律。由圖9 可見：普光主體區2011 年總qAOF為14 315×104m3/d，單井平均qAOF為420×104m3/d。受地層壓力下降和水侵的影響，2022 年總qAOF為6 496×104m3/d，單井平均qAOF為191×104m3/d，均較2011 年下降54.62%，較上一年同期下降7.45%。

圖9 普光氣田主體區總產能變化Fig.9 Changes of total productivity in main Puguang area

5 結論

1）“一點法”主要包括經驗曲線圖版“一點法”、常規“一點法”、修正“一點法”、回歸“一點法”、改進“一點法”和擴展“一點法”；上述“一點法”雖具有不同的表達形式，但其內涵是一致的，內涵主要包括儲層是均質的、α 是可靠的、氣井現場測試需達到擬穩定滲流狀態3 個方面。

2）“一點法”的應用偏差表現在儲層非均質性、誤用α 以及測試氣井未達到擬穩定滲流狀態3 個方面，并分析了“一點法”公式在穩定經驗數和滲流階段2 個方面的參數敏感性。

3）建立了不同資料條件下確定氣井α 和不同類型氣井試油測試資料的處理方法。一方面，建立了穩定經驗數與試井地層系數的經驗關系式、 試井地層系數與測井儲能系數擬合關系式；另一方面，建立了不同類型氣井測試數據評價方法及試油建議。

4）應用本文建立的“一點法”應用改進方法對四川盆地不同氣田的31 口氣井和普光氣田進行了計算對比，實例的應用驗證了方法的可靠性和可行性。

6 符號注釋

qg為測試產氣量，104m3/d；pR為地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；A 為氣井穩定Darcy 滲流項系數，MPa2·（104m3·d-1）-1；B 為氣井穩定非Darcy 滲流項系數，MPa2·（104m3·d-1）-1；C1為經驗系數，根據文獻［13］，其值為2.89×10-5～1.89×10-4；K 為氣藏滲透率，10-3μm2；ts為氣井達到擬穩定滲流時間，取值30 h；qˉg為平均測試產氣量，104m3/d； pˉwf為平均井底流壓，MPa；? 為孔隙度；μg為天然氣黏度，mPa·s；Ct為綜合壓縮系數，MPa-1；ri為影響半徑，m；pRi為原始地層壓力，MPa；h 為儲層厚度，m； μˉg為地層條件下的平均天然氣黏度，mPa·s；Z 為地層條件下的平均偏差因子；T為地層條件下的平均溫度，K；psc為氣體標準狀態下的壓力，取值0.101 3 MPa；Tsc為氣體標準狀態下的溫度，取值293.16 K；t 為時間，h；rw為井眼半徑，m；Sa為視表皮因子。