超深古老白云岩岩溶型气藏高效开发关键技术——以四川盆地安岳气田震旦系灯影组气藏为例

四川盆地安岳气田震旦系灯影组气藏为超深古老白云岩岩溶型气藏,储层薄而分散、非均质性极强且整体表现为低孔低渗透特征,气藏开发难度大。为了给该气田台缘带灯影组四段(以下简称灯四段)气藏的产能规模建设提供支撑,基于气藏地质特征,针对技术瓶颈开展多专业联合攻关,采用"边攻关、边应用、边完善"的模式,创新形成了有针对性的气藏高效开发关键技术。研究结果表明:(1)基于所形成的白云岩岩溶缝洞储集体建模技术,实现了岩溶储层的精准建模,经过后期实钻井验证,模型吻合率由63.0%提高至90.7%,实现了气藏"透明化";(2)基于所形成的低孔强非均质岩溶储层储量可动性评价技术,明确了不同储集体的采收率,进而获得了不同储集体实现高效开发的井控储量及半径下限值,确定Ⅰ、Ⅱ类储集体为主要开发目标;(3)基于所形成的强非均质岩溶型气藏开发优化设计技术,针对多个储集体交错叠置的情况,推荐采用大斜度井井型进行开发,最大井斜角介于75°～84°,若Ⅰ、Ⅱ类储集体集中发育,则推荐采用水平井井型进行开发,水平段长度介于800～1 100 m,并且Ⅰ、Ⅱ类储集体合理井距分别介于1.6～3.3 km、0.9～1.4km;(4)基于所形成的深层碳酸盐岩大斜度井/水平井钻井特色技术,使故障复杂时效由20.7%降低至4.9%,实现了大斜度井/水平井安全快速钻完井,降低了井控风险,同时Ⅰ、Ⅱ类储集体钻遇率由24.2%提高至87.3%,有效提高了储层钻遇率;(5)基于所形成的大斜度井/水平井裸眼分段精准酸压技术,通过实施"一段一策"差异化分段酸压工艺,解决了强非均质性储层水平井改造难题。将上述技术应用于安岳气田台缘带灯四段气藏,截至2020年12月底,建成了年产天然气60×108 m3的生产能力,已累计产出天然气103×108 m3,使得经济效益接近于边际效益的安岳气田震旦系灯影组气藏一跃成为该盆地常规天然气上产的主力军。     

深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏勘探开发关键技术——以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例

为了实现深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的规模、高效开发,以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例,结合该气田的勘探开发实践,针对该类气藏开发面临的难点问题,总结梳理了以缝洞型储层精细描述、井位优化部署为核心的勘探开发专项技术。研究结果表明:(1)缝洞型储集体的空间展布不规则,储层非均质性强且埋藏深导致对储层的精细描述难度大,并且随着凝析气藏开发的持续进行,储层中流体会发生反凝析现象,由于缝洞型储层储集空间类型的复杂性导致凝析油的赋存状态描述难,上述两方面原因的叠加影响使得该类气藏井位优化部署难度大;(2)所形成的以“两宽一高”为核心的三维地震采集技术,使获得的地震资料信噪比、分辨率及成像精度皆得到了大幅度的提高,可以识别出常规地震采集技术无法识别的小规模储层;(3)以地震数据为核心的缝洞体雕刻技术可以展示出缝洞在空间上的分布特征及发育情况,实现了单个缝洞体—缝洞单元—缝洞带的系统性研究,为缝洞型气藏的储量计算和井位部署打下了基础;(4)以成像测井为核心的缝洞体、流体识别技术,可以精准识别深层碳酸盐岩井旁缝洞体与流体,解释结果符合率达到87%;(5)以水平井型为核心的井位优化部署技术可以提高储层钻遇率和钻井成功率,同时,将水平井轨迹部署在缝洞储集体的中下部,可以大幅度提升油气的一次采收率;(6)以地质力学为核心的井轨迹优化设计技术,可以实现水平井的顺利钻进和入靶。结论认为,所取得的研究成果为塔中Ⅰ号气田的高效开发提供了有力的支撑,可以为深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的开发提供借鉴。     

裂缝系统气藏动态储量计算新方法

四川盆地蜀南地区下二叠统茅口组气藏具有储层非均质性强、缝洞系统发育、地层水活跃、生产动态特征复杂等特征。部分裂缝系统在实际生产过程中,压降曲线异常上翘或弯曲,表现出存在复杂储集体、异常能量补充的现象,表明储集空间发生变化。而常规动态方法多局限于定容储集体动态储量计算,对储集空间发生变化、存在地层水侵影响的裂缝系统,动态储量计算结果差异大,方法适应性较差。为此,综合考虑气藏地质特征、气水分布模式及生产动态等因素,根据产量不稳定分析方法的原理,采用Topaze生产分析软件精细刻画地质模型、数值求解等方法,以S47井裂缝系统为例,计算得到了不同生产阶段各储集体的动态储量,结果能够反映客观实际和生产动态,为蜀南地区茅口组有水气藏二次开发、落实动态储量基础提供了参考。此次裂缝系统动态储量计算新方法的探索,对准确评估此类复杂储集体动态储量具有重要的现实意义。     

碳酸盐岩气藏储层非均质性对水侵差异化的影响

碳酸盐岩气藏因储层孔隙、溶洞、裂缝的尺度和分布密度不同易产生多样化的非均质性,使得气藏水侵规律的差异性较大。为了深入认识碳酸盐岩储层非均质性及其对气藏水侵的影响,进而对气藏水侵动态进行预判,基于全直径岩心数字化处理分析改进了定量描述孔、洞、缝搭配关系的方法,根据逾渗理论分析图版建立了评价微裂缝对储层渗流能力贡献的新方法,并通过开展气藏实际压力、温度条件下气水渗流及流固耦合应力敏感实验,获得气水相对渗透率和岩石压缩系数数据,据此分析不同类型裂缝、溶洞对气藏水侵的影响,结合四川盆地典型碳酸盐岩气藏水侵特征建立了不同储渗类型储层水侵影响差异化特征的预判方法。研究结果表明:(1)不同类型碳酸盐岩储层在广义上均属三重介质,裂缝发育使气藏水侵影响显现快,而溶洞均匀发育使水侵影响显现相对较慢;(2)微裂缝发育是特低孔隙度储层具备视均质中高渗透能力的必要条件,对应的水侵规律与沿大裂缝水窜或网状小裂缝发育带水侵明显不同;(3)水区储层孔隙度应力敏感是地层水侵能量的主要来源,异常高压气藏在开采初期这一特征更加突出。该研究成果已应用于四川盆地多个碳酸盐岩气藏的水体能量评估、水侵影响预测及治水措施有效性预判,为复杂气藏水侵影响的治理提供了有效的技术导向,同时也深化了对水侵差异化规律的认识。     

分支水平井钻完井技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属低渗、低压气田,水平井开发技术已成为苏里格气田开发的主体技术,针对气田多套气藏发育的地质特点,通过分支水平井钻完井技术研究,进一步提高水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本.介绍川庆钻探在苏里格桃七区块首次开展的分层合采和同层合采双分支水平井钻完井先导性现场试验成果,主水平井段和分支水平井段均实现分段压裂增产改造,单井产量是同区域常规水平井平均值的2～3倍,初步形成了适合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出一条新的技术途径.     

四川盆地自流井区块自2井缝洞系统结构与水侵途径和模式

四川盆地自流井区块自2井缝洞系统因其独特的地理位置、完井方式以及卓越的社会经济效益备受关注,研究其缝洞系统结构和水侵模式,对气藏生产末期管理和预测采收率具有重要意义。因此,首先结合茅口组和栖霞组的溶蚀特点,从该井的生产特点出发,在储量和水侵动态分析方法的论述基础上,从多个方面详细阐述了该缝洞系统的典型地质特点,论证了栖霞组缝洞基本结构及规模,给出了该井的缝洞结构及水侵模式,同时应用非线性物质拟合法、AIF法和补给型物质平衡法对自2井水侵动态进行了研究,分析了其缝洞结构对生产的影响并预测了其生产潜力。此外,根据其历史作用,系统地总结了该井在缝洞型气藏开发中的历史地位和作用。研究对类似的缝洞型油气藏的开发具有一定的指导作用。     

延安气田低渗透致密砂岩气藏效益开发配套技术

延安气田位于鄂尔多斯盆地东南部,与该盆地北部的气田相比,储层更薄、物性更差,气藏叠置关系复杂,加之地表为黄土塬地貌,储层地震预测难度大,现有的气田开发配套工程技术适应性差,亟须优化气田开发方式与开发技术。为此,延长石油集团经过近十年的理论研究和技术攻关,在储层预测、井网优化、钻完井、储层保护、压裂改造、地面集输等方面,形成了一套适合延安气田复杂致密砂岩气藏高效开发的关键技术体系:(1)融合多尺度静、动态研究成果,建立了基于动态知识库的有效储层预测技术,大幅度提升有效砂体钻遇率,实现了对厚度3～5 m稳定单砂体的准确追踪;(2)形成了以不规则菱形井网为基础,丛式井多层合采、水平井单层动用的混合井网立体动用模式,较规则井网井数减少6.9%,井网控制程度提高8%;(3)形成了易伤害塌漏同井储层高效钻井技术,有效提高了井壁稳定性、缩短了钻井周期,保护了储层;(4)实现了直/定向井一趟作业多层大跨度压裂、水平井CO_2+水力压裂技术,单井天然气产量显著提高;(5)形成了以井下节流、枝上枝井间串联和集中注醇为核心的黄土塬地貌中压集输技术,减少了工作量,缩短了施工周期,提高了经济效益。以上关键技术的应用,实现了延安气田低渗透致密砂岩气藏的效益开发,建成了年产气50×10~8 m~3的生产能力。     

川中高石梯区块震旦系灯影组岩溶储层特征与储渗体分类评价

四川盆地中部地区(以下简称川中地区)震旦系灯影组四段(以下简称灯四段)气藏是以丘滩复合体沉积与表生岩溶作用为主、多因素叠加形成的大型气田,现有行业标准在表征该地区岩溶储层特征上存在着局限性。为此,借助于川中地区高石梯区块岩心观察、常规—成像测井手段,结合配套CT扫描、薄片鉴定结果,利用储渗空间搭配关系对该区内灯四段储层进行类型划分,再基于三维地震资料,以岩溶储层类型的精细刻画为约束,井震结合分析丘滩复合体展布、缝洞发育分布、优质储层分布、优质储层储量丰度,并结合实际生产资料,建立灯四段白云岩岩溶储渗体分类标准,开展储渗体划分与分类研究,明确各类储渗体动态、静态特征,优选有利开发储渗体目标。研究结果表明:①研究区灯四段岩溶储层可划分为孔隙型、孔隙—溶洞型、裂缝—孔洞型等3种类型,其中后两者具有物性好、开采动用较容易、测试效果好的优点,为灯影组优质岩溶储层类型;②建立了岩溶储渗体分类标准,将研究区储渗体细分为3类,其中一、二类储渗体投产井稳产能力较强、生产效果较好,能够实现效益开发;③该区内可划分出一类储渗体7个,二类储渗体10个,三类储渗体15个,一、二类储渗体天然气动态储量介于21.69×10~8~37.08×10~8 m~3。结论认为,该区一、二类储渗体缝洞搭配关系好、优质储层厚度大、储量丰度大、生产效果好,可以作为有利的天然气开发目标。     

开发中后期气田产能挖潜技术对策——以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例

以四川盆地东部五百梯气田为例,针对开发中后期气田面临的开发不均衡、低渗低效储量多且动用程度低、气井动态产能变化导致配产不合理、气井普遍产水、富集区采出程度高且综合递减率高及缺少新的储量动用评价和剩余储量分布预测方法等主要问题,提出五百梯气田开发后期技术对策。技术对策主要有:(1)地层划分与构造描述,依据地震解释资料精细刻画断层及构造起伏变化;(2)储渗单元划分和定量表征,动、静态结合评价储渗体形态、尺度、连通性及含气规模;(3)流体分布及动态响应分析,综合构造、储集层及气井生产动态特征,分析确定气藏气水分布规律;(4)储量动用程度评价与产能复核,从静态地质储量和动态储量角度评价气藏储量动用情况及剩余可动储量规模,明确下一步动用方向,校正气井产能,指导气井开发后期合理生产制度的确定;(5)静态地质模型建立及动态修正,利用精细三维地质建模和数值模拟手段预测气藏压力及剩余储量分布特征;(6)剩余储量预测及分类评价,结合动态修正后的预测模型,开展剩余储量分类评价,指导产能挖潜部署;(7)采气工艺技术及工具研发,针对开发中后期气田的现状,提出针对性的采气工艺技术并研发了配套工具。     

常规天然气藏均衡开发理论与关键核心技术

常规天然气藏（含致密气藏）是天然气产量的主力军和“压舱石”。为了推动我国气田开发水平的整体提升,基于气藏开发实践认识,剖析了常规天然气藏开发面临的非均衡动用与非均匀水侵两个核心问题,提出了常规气均衡开发理论,建立了天然气采收率数学评价模型,并依据模型关键参数确定了气藏均衡开发关键核心技术。研究结果表明：(1)气藏均衡开发理论内涵是通过打开压降通道或控制气水关系,降低气藏废弃压力,实现地层能量利用效率和采收率最大化;(2)气藏压降波及系数、压力衰竭效率、水侵波及系数及宏观水驱气效率是影响天然气采收率的4个关键参数,4个关键参数的乘积与叠加组合影响相应水侵与非水侵气藏的采收率;(3)气藏均衡开发基本原理包括储量均衡动用和气藏均衡压降2个方面,储量均衡动用核心技术包括开发单元精细划分、井型井网优化、储层改造与地面增压,气藏均衡压降核心技术包括水侵优势通道刻画、生产制度优化、水侵动态预警与综合治水等;(4)常规天然气藏开发始终要围绕提高4个关键参数开展工作,进而实现气藏的均衡开发,实现气藏开发效益最大化。结论认为,均衡开发理论的提出和实践有效支撑了鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏和四川盆地安岳气...     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

中国大气田科学开发的内涵

大气田是指天然气探明地质储量超过300×10~8 m~3、天然气峰值年产量在10×10~8 m~3以上且具有一定稳产期的气田。其是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础,也是保障我国供气安全的关键。通过对国内外260余个大气田开发实践的系统分析和典型气田的解剖模拟,综合研究了大气田科学开发的内涵、核心技术以及全生命周期指标体系。大气田科学开发的内涵包括:①提出以"识别水、控制水、治理水"为技术体系的天然气开发理念,即常规气田"控水开发"、非常规气田人工压裂"注水开发",根据气藏类型和气藏特征,确定合理的采气速度;②综合评价气田开发经济效益和社会效益,保障气田长期稳产;③根据气井生产特征和储层发育特征,选取适用的气田稳产方式;④依据对常规与非常规气藏不同开发阶段的精细描述、气藏开发特征和生产动态的监测,确定气田可采储量、气田水与人工注水开发规律、气田提高采收率技术对策、气田效益稳产期与发展战略。大气田科学开发的核心技术包括:规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。进而综合优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为评价大气田科学开发的关键指标,建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型和页岩气等4类气藏的全生命周期指标体系。结论认为,该研究成果有助于指导不同类型大气田的科学开发,进一步促进我国天然气产业的快速发展。     

云南保山气田多层开采工艺技术的研究及应用

保山气田气藏为上第三系浅层疏松砂岩有水岩性气藏,具有纵向上多产层、且产层薄,横向上连通性差的特点,大部分气藏储量小、产能低,天然气市场处于供不应求的被动局面。通过在该气田实施两口井的多层合采工艺先导性现场试验,取得了初步成功,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,缓解了天然气的供需矛盾,而且有效地控制了气井出水出砂的问题,延长了气井无水采气期和气井寿命,提高了气藏的采收率,明显改善了气田的开发效果。再者,通过实施多层合采采气工艺技术,提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发的目的。     

断溶体油藏注采井网构建方法

为构建适用于碳酸盐岩缝洞型断溶体油藏的井网,增大水驱储量控制及动用程度,提高断溶体油藏的水驱开发效率,以塔河油田缝洞结构精细识别和刻画为基础,根据缝洞储集体发育和展布特征,裂缝连通状况及油水分布模式,提取出典型缝洞组合模式,建立概念模型。依据概念模型,应用数值模拟软件,建立能反映断溶体油藏特点的数值模型,考虑其平面及纵向储集体发育都具有较强的非均质性,设计了“平面上不同位置注采,纵向上不同深度注采”的井网优化方案。通过结果优选,得到适用于缝洞型断溶体油藏的最佳井网模式。研究表明,平面上,针对有一定破碎宽度的带状油藏,两翼同时注水,核部采油效果最好,针对破碎带宽度较小的板状油藏,宜采用线状井网,且注水井部署在断裂带中间的开发效果好于注水井部署在两端;纵向上,深注浅采的注采关系更有利于断溶体油藏水驱开发。     

低渗透产水气藏单井控制储量的计算及产水对储量的影响

低渗透气藏已成为目前我国天然气开发的重点对象,其渗流规律也不同于常规气藏,特别是气井产水以后,存在气、水两相流动,气藏的渗流规律将发生明显的变化,常规的单井控制储量计算方法已不再适合。为此,针对气藏低渗透、产水的特点,重新推导了气井的气、水两相产能方程,并结合物质平衡法,建立了一个改进的适合产水低渗气井控制储量计算的采气曲线法,并用实例进行了验证。结果表明：启动压力梯度及气井产水对控制储量的计算有明显影响;在储量计算公式推导中,水气体积比的引入,能更准确地求取产水气井的储量和表述产水对储量的影响;在考虑产水因素后,求得的天然气储量明显降低,且随产水量的增加,求得的气井控制储量也减少。该研究成果对于提高低渗透产水气藏单井控制储量的计算精度具有重要参考价值。     

四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发技术进展与发展方向

近年来,深层海相碳酸盐岩气藏成为四川盆地常规天然气增储上产的重要领域,但由于该类气藏成藏条件复杂、埋藏深且气水关系复杂,其高效开发面临着巨大的挑战。为此,通过剖析该盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发历程,结合深层碳酸盐岩气藏的开发特点与实践,总结梳理了专项技术,并指出了下一步的攻关方向。研究结果表明:①四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏的储量规模差异大、类型多,储层品质差、非均质性强,边、底水活跃,且原料气普遍含酸性气体,同时开发井多位于山地,钻遇地层纵向上展布复杂;②四川盆地已形成了一系列专项技术——深层低缓构造强非均质气藏精细描述技术、小尺度缝洞发育的有水气藏治水优化技术、深层复杂气井钻完井及增产工程技术、含硫气藏清洁安全开发配套技术,支撑了该盆地特大型海相碳酸盐岩气藏的高效建产及优化开发;③随着盆地内碳酸盐岩气藏开发开始向超深层的复杂构造带气藏转移,针对该类气藏的构造精细描述和薄储层预测技术、跨尺度数值模拟技术、钻完井及采气工程技术是下一步的技术攻关方向。结论认为,所形成的深层海相碳酸盐岩气藏高效开发专项技术为中国石油西南油气田建成百亿立方米特大型气田、实现天然气产量跨越式增长提供了有力的支撑,相关研究成果可以为国内外深层海相碳酸盐岩气藏的开发提供借鉴。     

断控岩溶主控的缝洞型碳酸盐岩内部溶蚀相带表征——以塔河油田10区奥陶系油藏为例

以塔河油田10区的典型井组为研究对象,在明确断裂主控岩溶的背景下,分析岩溶作用过程与缝洞空间分布的关系,揭示了研究区缝洞体内幕结构及油气生产差异机理。通过对钻井、地震、示踪剂等动态和静态资料的分析,将研究区缝洞储集体划分为洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型4种类型。结合地球物理描述与相似露头观察,分析断控岩溶作用下溶洞的发育过程,并建立基于成因演化的缝洞空间分布模式。岩溶作用下储层的发育具有分带性,依据该模式从内向外划分出4个溶蚀相带,分别是大型溶洞带、溶蚀孔洞密集区、缝洞联合发育体以及最外围的裂缝破裂带。不同的溶蚀相带其发育的主要储集体类型、储集物性、井震特征以及储量和产能情况有较大差异。在此基础上,结合生产动态资料所揭示的不同井之间的响应和连通情况,明确了研究区不同钻井分别钻遇了不同发育程度或演化阶段的缝洞溶蚀相带,且主要存在溶洞连通、缝洞连通和裂缝连通3种沟通方式。通过对缝洞溶蚀相带空间配置关系的有效刻画,采用确定性建模方法建立岩溶储层三维地质模型,并取得较好的数值模拟效果。     

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对四川油气田裂缝性、孔隙性、低渗透储层以及高陡构造的落空直井、开采到后期的枯竭油气井等运用定向井工艺技术，增加钻遇裂缝的机遇率、扩大泄油气面积、减少排油气阻力，重新实现其地质目标，进行二次勘探开发，以增加油气储量、产量。针对不同的地质特点，结合多年四川定向井工艺技术的实践认识，分析了各类油气藏的地下、地面条件、对拓宽定向井工艺技术的必要性、可行性和具体实施方案作了阐述，并提出了拓宽定向井技术应用的具体办法和措施。     

超深超高压裂缝性致密砂岩气藏高效开发技术——以塔里木盆地克拉苏气田为例

塔里木盆地库车坳陷克拉苏气田属于国内罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏,气田开发在超深圈闭及断层的落实、储层气水分布的预测、气藏精细描述、裂缝活动性变化的评价及预测、动态监测资料录取、渗流机理研究及对水侵的预测和治理等方面面临诸多难题。为此,通过开展超深复杂构造地震处理解释、裂缝性致密储层定量描述与地质建模、断层活动性评价、超高压气井动态监测以及超高压条件下的渗流机理实验,结合考虑水侵影响的优化开发技术政策,攻关形成了适用于该气藏的系列配套开发技术,并应用于气田开发实践。结果表明:(1)对于山前超深复杂构造,宽方位、高覆盖、高密度的地震采集技术和基于高精度速度模型的叠前深度偏移处理技术可以有效改善地震资料的品质,提高圈闭和断层的落实程度;(2)沿轴线高部位集中布井的井网可以较好地规避构造偏移的风险,实现储量的有效动用、延缓边部水侵;(3)防水、控水、排水是裂缝性致密砂岩气藏开发全生命周期都需要考虑的关键问题,温和开采、见水排水是主要的开发技术对策;(4)系列配套开发技术在该气田取得了良好的应用效果,钻井成功率、产能到位率均达到100%,高效井比例达到78%,该气田年产气量从3×10~8 m~3快速上升到74×10~8 m~3。     

低渗气井压力和产量递减规律及其影响因素

影响低渗气藏气井生产动态及递减规律的因素众多,区别各类因素的影响规律对预测气田生产动态、指导气田合理高效开发具有重要意义。将低渗气井压力和产量递减规律影响因素分为储层静态因素和生产动态因素两大类,结合实际气藏生产早期定产降压、后期定压降产的开发路线,分别研究了气井定产降压阶段压力递减特征及定压降产阶段产能递减特征,并基于数值模拟手段对其影响规律进行了综合分析。结果表明:气井生产早期压力递减规律主要受气井控制储量、配产、产水等因素影响;生产后期产量递减规律主要受渗流能力、井间干扰、产水等因素影响。同时,储层静态因素是气藏开发潜力的先决条件,而生产动态因素则往往可以通过合理的方法进行优化或调整以使气井达到最好的生产状态,在实际生产中需要做到“动静结合”,根据气田的开发目标对各生产动态因素进行详细描述,指导调整生产制度或验证气藏认识的准确性。