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【摘要】稠油产能预测软件综合考虑了阿拉新杜66区块的有效厚度、产液指数、新井含水、生产压差、日产液量等因素，对杜66区块的几口井进行了产能预测，这种方法与实际投产的结果误差不大，具有较高的精确性和实用性。
前言
产能预测是新井投产前的一个关键问题，它的科学性和精确性不仅影响者对该井预算的经济效益还关系着该井是否能顺利投产，在已知单井的地层压力、地层厚度、孔隙度、流体粘度、压缩系数、渗透率等参数情况下可预测不同时间的IPR曲线，预测单井合理产能，辅助采油厂制定合理工作制度。
油田基本概况
杜66区块位于西部斜坡区泰康隆起带上（图1），其构造形态总体上是一个西高东低的斜坡，西部断层较为发育，方向主要为北西向，存在少量北东方向上的断层，东部断层不发育。2011年，阿拉新杜66区块采用200×200m直井、水平井联合布井方式投入开发，开发面积1.54km2，地质储量114.9×104t，开采目的层为萨尔图油层。目前区块共投产油井29口，2口注水井待投注。
杜66井的原油密度0.9263g/cm3，凝固点15℃，含蜡量37.6%，胶质22.1%，初馏点228℃；地面条件50℃原油粘度为409mPa·s，地层压力和温度条件下脱气原油粘度为1400mPa·s。由上述数据可以看出，杜66区块原油为普通稠油。
不稳定IPR曲线理论
当井底流压与地面流量都发生变化时，地面流量与井底压力的函数关系。
（1）
式中S——表皮系数
qD——无量纲井底流量
对公式（1）进行Laplace变换得到
（2）
方程（1）和（2）中的及分别表示实空间及Laplace空间上无井筒存储及表皮的井底压力解。依据上述公式可以得到不同时间下的井底压力与流量关系曲线，这一关系曲线由于含有时间本书称之为不稳定（或瞬态）IPR曲线。
图2给出了在不同时间下的不稳定IPR曲线。该曲线表明，对无限大地层，时间不同时，井的IPR曲线是不相同的，图中给出了生产10天、180天和720天的瞬时IPR曲线。在瞬时IPR曲线图上，如果作一条压力为p的水平线，它与时间为t的IPR曲线相交，交点处的产量为q。这说明，如果该井生产t小时后井底压力仍能保持为p，则蒸汽吞吐井的产量不能超过q。例如下图中，作一条p=7MPa的水平线与t=10d的IPR曲线相交，交点处的产量为q=28.18m3/d，说明该井如果生产10d后井底压力仍能保持在7MPa，则产量不能超过28.18m3/d。这对合理确定生产井的产量非常重要。
如果作一条产量为q的垂线，它与时间为t的IPR曲线相交，交点处的压力为p。表明如果要使蒸汽吞吐井以产量q生产t时间，则其井底压力不能高于p。例如图4-18中的q=25.12m3/d天垂线与t=10d的IPR曲线相交，相交处的压力为18.26MPa。说明该蒸汽吞吐井如果能以 q=25.12m3/d生产10d，则其井底压力不能高于18.26MPa。
由表达式（2）可知，瞬时IPR曲线不但与时间有关，而且还与地层渗流模型、井筒条件、外边界条件等有关。因为不同的渗流模型、井筒条件、外边界条件组合其井底压力的表达式不同，因此与稳定产能相比，瞬时IPR曲线模型变得非常丰富。
实际应用
杜66-54-38井和杜66-50-38井是2011年12月投产，弹性衰竭式开采，油藏基本参数为：空气渗透率0.783um2，原油密度0.9623，泄油面积40000m2，流体粘度1400cp，孔隙度31.4%，综合压缩系数0.0001Mpa-1，井距200m，原油体积系数1.025，含油饱和度0.65。图3和图5分别为预测8760h、35040h、52560h的IPR曲线。
从杜66-54-38井的瞬时IPR曲线看出，当以2.49m3/d的产量生产1460h，则其井底压力不能高于2.47MPa，图4为杜66-54-38井开采以来的实际生产的流压和日产液，可以看出实际生产的平均流压为2.45MPa，平均产量为2.79m3/d，与IPR曲线预测的流压了产量基本一致。
结论
1.产能预测软件，对杜66区块的几口井进行了产能预测，这种方法与实际投产的产量和流压相差不大，具有较高的精确性和实用性。
2.产能预测软件可以绘制不同时刻的IPR曲线，预测生产井任何不同生产时间的瞬时IPR曲线，指导生产井制定合理的工作制度。
前言
产能预测是新井投产前的一个关键问题，它的科学性和精确性不仅影响者对该井预算的经济效益还关系着该井是否能顺利投产，在已知单井的地层压力、地层厚度、孔隙度、流体粘度、压缩系数、渗透率等参数情况下可预测不同时间的IPR曲线，预测单井合理产能，辅助采油厂制定合理工作制度。
油田基本概况
杜66区块位于西部斜坡区泰康隆起带上（图1），其构造形态总体上是一个西高东低的斜坡，西部断层较为发育，方向主要为北西向，存在少量北东方向上的断层，东部断层不发育。2011年，阿拉新杜66区块采用200×200m直井、水平井联合布井方式投入开发，开发面积1.54km2，地质储量114.9×104t，开采目的层为萨尔图油层。目前区块共投产油井29口，2口注水井待投注。
杜66井的原油密度0.9263g/cm3，凝固点15℃，含蜡量37.6%，胶质22.1%，初馏点228℃；地面条件50℃原油粘度为409mPa·s，地层压力和温度条件下脱气原油粘度为1400mPa·s。由上述数据可以看出，杜66区块原油为普通稠油。
不稳定IPR曲线理论
当井底流压与地面流量都发生变化时，地面流量与井底压力的函数关系。
（1）
式中S——表皮系数
qD——无量纲井底流量
对公式（1）进行Laplace变换得到
（2）
方程（1）和（2）中的及分别表示实空间及Laplace空间上无井筒存储及表皮的井底压力解。依据上述公式可以得到不同时间下的井底压力与流量关系曲线，这一关系曲线由于含有时间本书称之为不稳定（或瞬态）IPR曲线。
图2给出了在不同时间下的不稳定IPR曲线。该曲线表明，对无限大地层，时间不同时，井的IPR曲线是不相同的，图中给出了生产10天、180天和720天的瞬时IPR曲线。在瞬时IPR曲线图上，如果作一条压力为p的水平线，它与时间为t的IPR曲线相交，交点处的产量为q。这说明，如果该井生产t小时后井底压力仍能保持为p，则蒸汽吞吐井的产量不能超过q。例如下图中，作一条p=7MPa的水平线与t=10d的IPR曲线相交，交点处的产量为q=28.18m3/d，说明该井如果生产10d后井底压力仍能保持在7MPa，则产量不能超过28.18m3/d。这对合理确定生产井的产量非常重要。
如果作一条产量为q的垂线，它与时间为t的IPR曲线相交，交点处的压力为p。表明如果要使蒸汽吞吐井以产量q生产t时间，则其井底压力不能高于p。例如图4-18中的q=25.12m3/d天垂线与t=10d的IPR曲线相交，相交处的压力为18.26MPa。说明该蒸汽吞吐井如果能以 q=25.12m3/d生产10d，则其井底压力不能高于18.26MPa。
由表达式（2）可知，瞬时IPR曲线不但与时间有关，而且还与地层渗流模型、井筒条件、外边界条件等有关。因为不同的渗流模型、井筒条件、外边界条件组合其井底压力的表达式不同，因此与稳定产能相比，瞬时IPR曲线模型变得非常丰富。
实际应用
杜66-54-38井和杜66-50-38井是2011年12月投产，弹性衰竭式开采，油藏基本参数为：空气渗透率0.783um2，原油密度0.9623，泄油面积40000m2，流体粘度1400cp，孔隙度31.4%，综合压缩系数0.0001Mpa-1，井距200m，原油体积系数1.025，含油饱和度0.65。图3和图5分别为预测8760h、35040h、52560h的IPR曲线。
从杜66-54-38井的瞬时IPR曲线看出，当以2.49m3/d的产量生产1460h，则其井底压力不能高于2.47MPa，图4为杜66-54-38井开采以来的实际生产的流压和日产液，可以看出实际生产的平均流压为2.45MPa，平均产量为2.79m3/d，与IPR曲线预测的流压了产量基本一致。
结论
1.产能预测软件，对杜66区块的几口井进行了产能预测，这种方法与实际投产的产量和流压相差不大，具有较高的精确性和实用性。
2.产能预测软件可以绘制不同时刻的IPR曲线，预测生产井任何不同生产时间的瞬时IPR曲线，指导生产井制定合理的工作制度。