苏里格气田苏10区块气井生产动态特征分析

梁 治 国

(中国石油长城钻探工程有限公司录井公司)

0 引 言

苏10区块位于苏里格气田西北部、长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，区域构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带。2006年该区块以600 m×1 200 m菱形井网、一套层系投入开发，经过对该井区进行不断地加密调整，目前形成600 m×600 m井网，采用井间接替的方式保持稳产[1-2]。

经过几年的试采开发评价，苏10区块表现出低渗气藏的开发特点：直井单井控制储量低，气井初期压力、产量下降快，稳产能力较差，地层压力下降快且后期压力恢复缓慢[3]。本文通过分析苏10区块生产数据资料，了解气井生产变化规律，确定气井合理工作制度，以期为苏10区块气藏合理高效开发提供理论依据。

1 气田生产运行状况

1.1 日产气量特征

截至2019年6月苏10区块先后共有417口井投入生产，在产井382口，占总井数的91.6%。苏10区块所有井累产气量67×108m3，水平井20口总共生产7.2×108m3天然气。单井平均累产气量0.161×108m3，水平井平均累产气量0.36×108m3，气田采出程度6.9%。进一步对全区2019年半年的平均日产气量进行了统计(图1)，从统计结果可以看出，2019年苏10区块生产井平均日产气量是0.494×104m3，平均日产气量小于0.5×104m3的生产井有267口，占到总井数的64.03%，产量在0.15×104～0.5×104m3的井有155口，占总井数的37.17%；产量在0.5×104～1.0×104m3的井有95口，占总井数的22.78%；产量大于1×104m3的井有53口，占总井数的12.71%。

图1 苏10区块2019年日产气量分类统计

1.2 总压降特征

苏里格气田气井井口套压变化普遍表现为：随着开采时间的延长，单位套压压降采气量不断增加；在井口套压一定时，控压生产比放压生产能采出更多天然气。对苏10区块的各井从投产至2019年6月的套压降落进行了统计(图2)，可看出苏10区块单井总压降普遍大于10 MPa，气田原始地层压力为28 MPa，现阶段处于明显的低压开采状态。

图2 苏10区块单井总套压降展布

为进一步分析套压降落与生产时间的关系，选取了累计生产时间分别为1至4年的20口气井进行压降速率分析，见表1。可以看出投产初期压降速率大，投产4年后，压降速率相比投产初期下降了近2.72倍；累计投产时间越长，压降速率越低，后期逐渐趋于平缓，与苏里格气田低渗气藏开发特征一致。

表1 苏10区块部分井累计投产时间与套压压降速率关系统计

2 气井分类

对气井进行分类可以总结出不同类气井在不同生产阶段的动态特征，对比分析这些动态特征的共性和个性，可以实现对气井动态变化的预测并提前采取相应的措施；通过对分类气井研究，可以摸清气田的资源动用状况、气藏的开采特征、影响气藏采收率的因素和剩余气分布特点，进而提出提高气藏采收率的主要途径，编制可行的挖潜方案[4-5]。

气井分类主要分为静态和动态分类方法，本次采用静态地质(单气层最大厚度、气层累计厚度)和气井动态(投产后出现平稳生产期内的平均日产气量)相结合的方式对苏里格气田苏10区块气井进行了分类[6]，分类标准如表2所示。

表2 苏10区块气井分类新标准

对苏10区块目前生产的417口井根据其各自的生产特征和储层特征进行分类，其中Ⅰ类井119口，Ⅱ类井147口，Ⅲ类井151口。对各类井累产量进行统计(表3)，Ⅰ类井产气量占42.02%，Ⅱ类井产气量占37.73%，Ⅲ类井产气量仅占20.25%，Ⅰ+Ⅱ类井产气占总量的79.75%，是区块的主要贡献者。

表3 苏10区块各类气井累产量统计

3 气井生产规律统计分析

通过对苏10区块各类气井生产特征进行统计(表4)，发现Ⅰ类井各方面的生产特征参数均优于Ⅱ、Ⅲ类井，Ⅲ类井最差。

表4 苏10区块各类气井生产特征

对已投产气井的生产动态进行分析总结，可以总结出气井的动态特征：

(1)气井在低压差生产条件下，产量低、压降快，关井压力恢复缓慢，气井近半年生产产量一般在0.3×104～3.0×104m3/d。

(2)在较低的压力条件下生产指标趋于平稳，能够保持较长时间，具有一定的稳产能力。在第一阶段，气井整体的产量递减快，反映了高渗介质渗流阶段，控制动态储量低。随着气井持续生产，因为井底附近高渗介质内压力下降，低渗介质内流体开始参与渗流，向高渗介质补给，并且井底附近压降漏斗加深、压力梯度增大，一方面离井底较近的低渗介质内的流体克服启动压差向井底补充，泄流半径随之增大，单井的控制动态储量也随之加大，致使气井在低压条件下具有一定的稳产能力。

(3)大部分的井都采取了排水工艺措施，处于间歇稳定生产阶段，气井能维持较为稳定的生产，Ⅲ类井生产效率最差，需进一步提高挖潜能力。

4 气井生产动态分析

4.1 Ⅰ类单井生产动态特征

Ⅰ类气井单井普遍产量较高，稳产时间长。 以S 10-33-63井为例，该井于2008年12月投产，生产层位盒8段，初期产量3.7×104m3/d，至2019年6月，该井产量稳定在1.5×104～1.6×104m3/d之间。截至2019年5月，该井累产气量2 393.6×104m3，生产动态曲线如图3所示。

图3 S 10-33-63井生产动态曲线

从生产曲线可以看出该井经历了三个生产阶段：

第一阶段为投产至2011年5月，日产气量持续降低到0.8×104m3/d，日产量降低幅度达78.4%，说明近井带地层能量迅速衰竭，压力不断向外边界传播，近井带外部区域开始向近井带补充能量，由于地层渗透率低，能量补充速度明显小于气井开采能量衰竭的速度，因此表现为气井产量下降快。

第二阶段为2011年5月至2012年10月，由于地层能量减弱与气井产水的影响，使得气井带液生产能力一度变差。当积液排出后气井产量能迅速回升，但维持短暂时间后气井产量逐渐减小，产量每天在一万多方到几千多方间变化，此时气井自身携液能力已经很差，井底积液开始慢慢变严重，当到达一定程度后，该井需要重新进行排液恢复产能，此过程完成需经一个较长时间的排液复产周期，周而复始达到维持气井生产的目的。

第三阶段为从2012年10月至今，该阶段主要的生产特征是生产波动明显，气井处于间歇生产阶段，产量在每天几千方间变化。由于气井能量进一步减弱，排液复产的周期变得非常短，现场需要不断根据产量变化情况采取排液措施。在此期间套压一直维持在1 MPa左右，表明排液措施应用得当。

4.2 Ⅱ类单井生产动态特征

Ⅱ类气井普遍带水生产期长。以S 10-24-27井为例，该井于2008年10月投产，生产层位盒8段，初期产量1.6×104m3/d，持续生产至2019年6月，该井产量在0.5×104～1.0×104m3/d之间。该井累产气量783×104m3/d，生产曲线如图4所示。

图4 S 10-24-27井生产动态曲线

第一阶段为投产至2009年12月，日产气量持续降低到0.5×104m3/d，气井日产量降低快，说明近井带地层能量迅速衰竭，压力不断向外边界传播。关井几天近井带外部区域开始向近井带补充能量，产量得到提高，但由于地层渗透率低，能量补充速度明显小于气井开采能量衰竭的速度，因此表现为气井产量再次下降。

第二阶段为2009年12月至今，期间由于地层能量减弱与气井产水的影响，使得气井带液生产能力变差。气井生产能力变差，产量低，后期间歇关井作业方式也不能让产量得到恢复。

4.3 Ⅲ类单井生产动态特征

Ⅲ类气井普遍产量较低，后期排液效果不理想、稳产能力差。以S 10-20-61井为例，该井于2009年3月投产，生产层位盒8段，初期产量2×104m3/d，生产至2015年5月，该井处于间歇生产过程。截止2015年5月25日，该井累产气量1 004×104m3，生产曲线如图5所示。

图5 S 10-20-61井生产动态曲线

气井在生产过程中，2012年前进行稳定生产，2012年后气井进行间歇关井生产。稳产期间关井几天近井带外部区域开始向近井带补充能量，产量得到提高，但由于地层渗透率低，能量补充速度明显小于气井开采能量衰竭的速度，因此表现为气井产量下降。

2012年至今，期间由于地层能量减弱与气井产水的影响，使得气井带液生产能力变差。气井生产能力变差，产量低，后期间歇关井作业方式也不能让产量得到恢复。

5 气井递减规律分析

从严格意义上讲，气井一旦投入生产，产量即开始了递减。根据递减阶段取得的有限开发数据，准确判断属于哪一种递减类型，以便应用合适的递减方程，正确可靠地进行产量预测。

从苏10区块气井生产曲线不难看出，气藏产量己经进入了递减期，日产气量随生产时间呈曲线关系，经RTA拟合，发现日产气量和生产时间都符合双曲线递减分析。这是因为双曲线递减比指数递减慢，比调和递减快，双曲线递减分析得到的递减率随产量和时间变化。而苏10区块符合大部分低渗-特低渗油气藏的生产规律，部分气井物性差，初期产量递减较快。双曲线递减考虑了产量所以拟合效果更好。

对气井中生产时间达3年以上的气井进行了递减率的评价，评价井数234口，评价结果如图6所示。

图6 苏10区块气井递减率展布图

由评价结果可以看出苏10区块气井递减率主要分布在10%～18%之间，平均递减率为14.51%。

6 结 论

(1)苏10区块单井套压总压降普遍大于10 MPa，现阶段处于明显的低压开采状态。投产初期压降速率大，累计投产时间越长，压降速率越低，后期压降逐渐趋于平缓。

(2)截至2019年6月，苏10区块生产井平均日产气量0.5×104m3，在产井日产气量小于0.5×104m3的气井有267口，占到了在产井的70%；日产气量大于1.0×104m3的井有53口，占在产井的14%。Ⅰ、Ⅱ类井产量较高，是区块的生产主力。Ⅰ类井单井平均累产气量2 184×104m3，Ⅱ类井单井平均累产气量1 575×104m3，Ⅲ类井单井平均累产气量776×104m3。

(3)对3类气井进行单井生产特征分析，Ⅰ类气井单井普遍产量较高，稳产时间长； Ⅱ类气井普遍带水生产期长；Ⅲ类气井普遍产量较低，后期排液效果不理想、稳产能力差。

(4)对3类气井中有效生产时间达3年以上的气井进行了递减率评价，苏10区块气井递减率主要分布在10%～18%之间，平均递减率为14.51%。