蘇里格氣田蘇10區(qū)塊氣井生產動態(tài)特征分析

梁 治 國

(中國石油長城鉆探工程有限公司錄井公司)

0 引 言

蘇10區(qū)塊位于蘇里格氣田西北部、長慶靖邊氣田西北側的蘇里格廟地區(qū)，區(qū)域構造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中帶。2006年該區(qū)塊以600 m×1 200 m菱形井網、一套層系投入開發(fā)，經過對該井區(qū)進行不斷地加密調整，目前形成600 m×600 m井網，采用井間接替的方式保持穩(wěn)產[1-2]。

經過幾年的試采開發(fā)評價，蘇10區(qū)塊表現出低滲氣藏的開發(fā)特點：直井單井控制儲量低，氣井初期壓力、產量下降快，穩(wěn)產能力較差，地層壓力下降快且后期壓力恢復緩慢[3]。本文通過分析蘇10區(qū)塊生產數據資料，了解氣井生產變化規(guī)律，確定氣井合理工作制度，以期為蘇10區(qū)塊氣藏合理高效開發(fā)提供理論依據。

1 氣田生產運行狀況

1.1 日產氣量特征

截至2019年6月蘇10區(qū)塊先后共有417口井投入生產，在產井382口，占總井數的91.6%。蘇10區(qū)塊所有井累產氣量67×108m3，水平井20口總共生產7.2×108m3天然氣。單井平均累產氣量0.161×108m3，水平井平均累產氣量0.36×108m3，氣田采出程度6.9%。進一步對全區(qū)2019年半年的平均日產氣量進行了統(tǒng)計(圖1)，從統(tǒng)計結果可以看出，2019年蘇10區(qū)塊生產井平均日產氣量是0.494×104m3，平均日產氣量小于0.5×104m3的生產井有267口，占到總井數的64.03%，產量在0.15×104～0.5×104m3的井有155口，占總井數的37.17%；產量在0.5×104～1.0×104m3的井有95口，占總井數的22.78%；產量大于1×104m3的井有53口，占總井數的12.71%。

圖1 蘇10區(qū)塊2019年日產氣量分類統(tǒng)計

1.2 總壓降特征

蘇里格氣田氣井井口套壓變化普遍表現為：隨著開采時間的延長，單位套壓壓降采氣量不斷增加；在井口套壓一定時，控壓生產比放壓生產能采出更多天然氣。對蘇10區(qū)塊的各井從投產至2019年6月的套壓降落進行了統(tǒng)計(圖2)，可看出蘇10區(qū)塊單井總壓降普遍大于10 MPa，氣田原始地層壓力為28 MPa，現階段處于明顯的低壓開采狀態(tài)。

圖2 蘇10區(qū)塊單井總套壓降展布

為進一步分析套壓降落與生產時間的關系，選取了累計生產時間分別為1至4年的20口氣井進行壓降速率分析，見表1。可以看出投產初期壓降速率大，投產4年后，壓降速率相比投產初期下降了近2.72倍；累計投產時間越長，壓降速率越低，后期逐漸趨于平緩，與蘇里格氣田低滲氣藏開發(fā)特征一致。

表1 蘇10區(qū)塊部分井累計投產時間與套壓壓降速率關系統(tǒng)計

2 氣井分類

對氣井進行分類可以總結出不同類氣井在不同生產階段的動態(tài)特征，對比分析這些動態(tài)特征的共性和個性，可以實現對氣井動態(tài)變化的預測并提前采取相應的措施；通過對分類氣井研究，可以摸清氣田的資源動用狀況、氣藏的開采特征、影響氣藏采收率的因素和剩余氣分布特點，進而提出提高氣藏采收率的主要途徑，編制可行的挖潛方案[4-5]。

氣井分類主要分為靜態(tài)和動態(tài)分類方法，本次采用靜態(tài)地質(單氣層最大厚度、氣層累計厚度)和氣井動態(tài)(投產后出現平穩(wěn)生產期內的平均日產氣量)相結合的方式對蘇里格氣田蘇10區(qū)塊氣井進行了分類[6]，分類標準如表2所示。

表2 蘇10區(qū)塊氣井分類新標準

對蘇10區(qū)塊目前生產的417口井根據其各自的生產特征和儲層特征進行分類，其中Ⅰ類井119口，Ⅱ類井147口，Ⅲ類井151口。對各類井累產量進行統(tǒng)計(表3)，Ⅰ類井產氣量占42.02%，Ⅱ類井產氣量占37.73%，Ⅲ類井產氣量僅占20.25%，Ⅰ+Ⅱ類井產氣占總量的79.75%，是區(qū)塊的主要貢獻者。

表3 蘇10區(qū)塊各類氣井累產量統(tǒng)計

3 氣井生產規(guī)律統(tǒng)計分析

通過對蘇10區(qū)塊各類氣井生產特征進行統(tǒng)計(表4)，發(fā)現Ⅰ類井各方面的生產特征參數均優(yōu)于Ⅱ、Ⅲ類井，Ⅲ類井最差。

表4 蘇10區(qū)塊各類氣井生產特征

對已投產氣井的生產動態(tài)進行分析總結，可以總結出氣井的動態(tài)特征：

(1)氣井在低壓差生產條件下，產量低、壓降快，關井壓力恢復緩慢，氣井近半年生產產量一般在0.3×104～3.0×104m3/d。

(2)在較低的壓力條件下生產指標趨于平穩(wěn)，能夠保持較長時間，具有一定的穩(wěn)產能力。在第一階段，氣井整體的產量遞減快，反映了高滲介質滲流階段，控制動態(tài)儲量低。隨著氣井持續(xù)生產，因為井底附近高滲介質內壓力下降，低滲介質內流體開始參與滲流，向高滲介質補給，并且井底附近壓降漏斗加深、壓力梯度增大，一方面離井底較近的低滲介質內的流體克服啟動壓差向井底補充，泄流半徑隨之增大，單井的控制動態(tài)儲量也隨之加大，致使氣井在低壓條件下具有一定的穩(wěn)產能力。

(3)大部分的井都采取了排水工藝措施，處于間歇穩(wěn)定生產階段，氣井能維持較為穩(wěn)定的生產，Ⅲ類井生產效率最差，需進一步提高挖潛能力。

4 氣井生產動態(tài)分析

4.1 Ⅰ類單井生產動態(tài)特征

Ⅰ類氣井單井普遍產量較高，穩(wěn)產時間長。 以S 10-33-63井為例，該井于2008年12月投產，生產層位盒8段，初期產量3.7×104m3/d，至2019年6月，該井產量穩(wěn)定在1.5×104～1.6×104m3/d之間。截至2019年5月，該井累產氣量2 393.6×104m3，生產動態(tài)曲線如圖3所示。

圖3 S 10-33-63井生產動態(tài)曲線

從生產曲線可以看出該井經歷了三個生產階段：

第一階段為投產至2011年5月，日產氣量持續(xù)降低到0.8×104m3/d，日產量降低幅度達78.4%，說明近井帶地層能量迅速衰竭，壓力不斷向外邊界傳播，近井帶外部區(qū)域開始向近井帶補充能量，由于地層滲透率低，能量補充速度明顯小于氣井開采能量衰竭的速度，因此表現為氣井產量下降快。

第二階段為2011年5月至2012年10月，由于地層能量減弱與氣井產水的影響，使得氣井帶液生產能力一度變差。當積液排出后氣井產量能迅速回升，但維持短暫時間后氣井產量逐漸減小，產量每天在一萬多方到幾千多方間變化，此時氣井自身攜液能力已經很差，井底積液開始慢慢變嚴重，當到達一定程度后，該井需要重新進行排液恢復產能，此過程完成需經一個較長時間的排液復產周期，周而復始達到維持氣井生產的目的。

第三階段為從2012年10月至今，該階段主要的生產特征是生產波動明顯，氣井處于間歇生產階段，產量在每天幾千方間變化。由于氣井能量進一步減弱，排液復產的周期變得非常短，現場需要不斷根據產量變化情況采取排液措施。在此期間套壓一直維持在1 MPa左右，表明排液措施應用得當。

4.2 Ⅱ類單井生產動態(tài)特征

Ⅱ類氣井普遍帶水生產期長。以S 10-24-27井為例，該井于2008年10月投產，生產層位盒8段，初期產量1.6×104m3/d，持續(xù)生產至2019年6月，該井產量在0.5×104～1.0×104m3/d之間。該井累產氣量783×104m3/d，生產曲線如圖4所示。

圖4 S 10-24-27井生產動態(tài)曲線

第一階段為投產至2009年12月，日產氣量持續(xù)降低到0.5×104m3/d，氣井日產量降低快，說明近井帶地層能量迅速衰竭，壓力不斷向外邊界傳播。關井幾天近井帶外部區(qū)域開始向近井帶補充能量，產量得到提高，但由于地層滲透率低，能量補充速度明顯小于氣井開采能量衰竭的速度，因此表現為氣井產量再次下降。

第二階段為2009年12月至今，期間由于地層能量減弱與氣井產水的影響，使得氣井帶液生產能力變差。氣井生產能力變差，產量低，后期間歇關井作業(yè)方式也不能讓產量得到恢復。

4.3 Ⅲ類單井生產動態(tài)特征

Ⅲ類氣井普遍產量較低，后期排液效果不理想、穩(wěn)產能力差。以S 10-20-61井為例，該井于2009年3月投產，生產層位盒8段，初期產量2×104m3/d，生產至2015年5月，該井處于間歇生產過程。截止2015年5月25日，該井累產氣量1 004×104m3，生產曲線如圖5所示。

圖5 S 10-20-61井生產動態(tài)曲線

氣井在生產過程中，2012年前進行穩(wěn)定生產，2012年后氣井進行間歇關井生產。穩(wěn)產期間關井幾天近井帶外部區(qū)域開始向近井帶補充能量，產量得到提高，但由于地層滲透率低，能量補充速度明顯小于氣井開采能量衰竭的速度，因此表現為氣井產量下降。

2012年至今，期間由于地層能量減弱與氣井產水的影響，使得氣井帶液生產能力變差。氣井生產能力變差，產量低，后期間歇關井作業(yè)方式也不能讓產量得到恢復。

5 氣井遞減規(guī)律分析

從嚴格意義上講，氣井一旦投入生產，產量即開始了遞減。根據遞減階段取得的有限開發(fā)數據，準確判斷屬于哪一種遞減類型，以便應用合適的遞減方程，正確可靠地進行產量預測。

從蘇10區(qū)塊氣井生產曲線不難看出，氣藏產量己經進入了遞減期，日產氣量隨生產時間呈曲線關系，經RTA擬合，發(fā)現日產氣量和生產時間都符合雙曲線遞減分析。這是因為雙曲線遞減比指數遞減慢，比調和遞減快，雙曲線遞減分析得到的遞減率隨產量和時間變化。而蘇10區(qū)塊符合大部分低滲-特低滲油氣藏的生產規(guī)律，部分氣井物性差，初期產量遞減較快。雙曲線遞減考慮了產量所以擬合效果更好。

對氣井中生產時間達3年以上的氣井進行了遞減率的評價，評價井數234口，評價結果如圖6所示。

圖6 蘇10區(qū)塊氣井遞減率展布圖

由評價結果可以看出蘇10區(qū)塊氣井遞減率主要分布在10%～18%之間，平均遞減率為14.51%。

6 結 論

(1)蘇10區(qū)塊單井套壓總壓降普遍大于10 MPa，現階段處于明顯的低壓開采狀態(tài)。投產初期壓降速率大，累計投產時間越長，壓降速率越低，后期壓降逐漸趨于平緩。

(2)截至2019年6月，蘇10區(qū)塊生產井平均日產氣量0.5×104m3，在產井日產氣量小于0.5×104m3的氣井有267口，占到了在產井的70%；日產氣量大于1.0×104m3的井有53口，占在產井的14%。Ⅰ、Ⅱ類井產量較高，是區(qū)塊的生產主力。Ⅰ類井單井平均累產氣量2 184×104m3，Ⅱ類井單井平均累產氣量1 575×104m3，Ⅲ類井單井平均累產氣量776×104m3。

(3)對3類氣井進行單井生產特征分析，Ⅰ類氣井單井普遍產量較高，穩(wěn)產時間長； Ⅱ類氣井普遍帶水生產期長；Ⅲ類氣井普遍產量較低，后期排液效果不理想、穩(wěn)產能力差。

(4)對3類氣井中有效生產時間達3年以上的氣井進行了遞減率評價，蘇10區(qū)塊氣井遞減率主要分布在10%～18%之間，平均遞減率為14.51%。