蘇里格氣田蘇10區塊氣井產能評價

靳 輝

（中國石油長城鉆探工程有限公司地質研究院，遼寧盤錦 124010）

國內外氣田開發實踐表明，正確評價氣井產能是氣田開發的關鍵問題之一。通過產能評價能較好的描述特定儲層的產能變化特征，評價儲層的平均產能，確定氣井的合理工作制度、生產規模及地面建設規模等，為氣田的合理開發提供科學的依據［1］。

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地中部，是我國新近發現的大型低滲低孔低壓氣藏，氣田已進入大規模開發階段。由于該氣田低孔、低滲、非均質性強，常規試井方法耗時多、精度差，無法滿足該地區生產及開發的需要。在現有開采模式下通過優化簡化工藝，氣井普遍在壓裂排液結束后直接進入流程生產，這樣就造成了氣井產能核實難度大。本文在理論研究及現場試驗的基礎上，應用多種方法開展了蘇10區塊的產能評價工作。

1 蘇10區塊概況

蘇10區塊位于蘇里格氣田北部，屬蘇里格氣田中區，區域面積542.0km2。2007年上報山1段、盒8段基本探明天然氣地質儲量779.66×108m3。氣藏埋深3200～3500 m，沉積類型為辮狀河和曲流河沉積，儲集砂體非均質性強，連續性較差，裂縫不發育；盒8段孔隙度10.81%，滲透率1.23×10－3μm2，山1段孔隙度6.65%，滲透率0.32×10－3μm2；氣藏類型屬無邊底水彈性氣驅、低孔、低滲巖性氣藏［2］。

2 氣井生產特點［3］

按照動態分類標準，區塊投產的306口井中，Ⅰ類井有82口，Ⅱ類井有155口，Ⅲ類井有69口，Ⅰ＋Ⅱ類井比例為77.5%。

2.1 Ⅰ類井生產特征

生產特征：無阻流量大于10×104m3／d，初期產量在（2～4）×104m3／d以上，能夠連續生產并具有一定的穩產能力。

從Ⅰ類井產量壓力變化曲線（見圖1）可以看出，在生產時間為330天時套壓12.8 MPa，平均日產氣量2.40×104m3；在生產時間為660天時套壓9.8 MPa，平均日產氣量1.94×104m3；在生產時間為990天時，套壓7.6 MPa，平均日產氣量1.60×104m3；投產3年內平均日產氣為2.04×104m3。目前，這類井平均日產1.77×104m3，平均單井已累計產氣2066×104m3。研究結果表明，Ⅰ類井配產2.0×104m3，穩產時間可達3年。

圖1 Ⅰ類井生產曲線

2.2 Ⅱ類井生產特征

生產特征：無阻流量在（4～10）×104m3／d之間，生產初期產量一般在（2～3）×104m3／d，這類井基本能夠連續生產。

從Ⅱ類井產量壓力變化曲線（見圖2）可以看出，在生產時間為330天時套壓10.9MPa，平均日產氣量1.35×104m3；在生產時間為660天時套壓7.9MPa，平均日產氣量1.00×104m3；在生產時間為990天時套壓7.2MPa，平均日產氣量0.97×104m3；投產3年內平均日產氣為1.10×104m3。目前，這類井平均日產0.91×104m3，平均單井已累計產氣1013×104m3。研究結果表明，Ⅱ類井配產1.0×104m3／d，穩產時間可達3年。

圖2 Ⅱ類井生產曲線

2.3 Ⅲ類井生產特征

生產特征：無阻流量小于4×104m3／d，生產初期產量小于2×104m3／d，穩產時間較短，這類井產量低、壓力下降快，目前部分井間開生產。

從Ⅲ類井產量壓力變化曲線（見圖3）可以看出，在生產時間為330天時套壓9.3 MPa，平均日產氣量0.66×104m3；在生產時間為660天時套壓7.4 MPa，平均日產氣量0.45×104m3；在生產時間為990天時套壓7.3 MPa，平均日產氣量0.38×104m3；投產3年內平均日產氣為0.49×104m3。目前，平均日產0.33×104m3，平均單井已累計產氣475×104m3。研究結果表明，Ⅲ類井配產0.5×104m3／d，穩產時間可達3年。

氣井生產總體表現出產量低壓力下降快、采用井下節流后能夠連續生產的特點。當井口壓力為7～8 MPa時，氣井具有較強的穩產能力。生產數據表明，以穩產三年為條件，Ⅰ類井合理配產為2.0×104m3／d、Ⅱ類井配產為1.0×104m3／d、Ⅲ類井配產為0.5×104m3／d。

3 氣井產能評價［4］

3.1 評價原則

氣井合理產能評價遵循以下原則：①氣井穩產3年或預測穩產年限達到3年以上；②合理利用地層能量；③具有攜液能力。

圖3 Ⅲ類井生產曲線

3.2 評價方法

3.2.1 采氣指示曲線法

該方法著重考慮減少氣井滲流的非線性效應以確定氣井合理配產，當氣井產量較小時，流動符合達西定律，采氣指數的倒數（Pe－Pwf）／q與產量近似呈線形關系；而當產量增大到某一值后，（Pe－Pwf）／q隨產量的變化不再滿足達西定律，氣體流入井筒要產生附加壓降，造成地層能量的損失。從氣井生產能量消耗的合理性出發，要求采氣指數越大越好。因此，可以把偏離早期直線段那一點的產量作為氣井的最大合理產量。

3.2.2 數值模擬法［5］

數值模擬方法是氣藏工程和數值模擬技術相結合的產能預測技術。該方法的要點是應用數值模擬技術擬合氣藏工程產能研究結果，使氣藏動態模型能較好的模擬不同結構儲層的氣井產能特征，從而獲得較為可靠的氣藏開發指標。該方法適用范圍廣，預測精度隨氣藏模型精度的提高而提高。

3.2.3 壓降速率法

氣井生產是否穩定還可借用井口套壓降速率評價。根據氣井的實際生產曲線，氣井在某一配產下長期生產，井口壓力較穩定，壓降速率較小，并可達到規定的自然穩產期，即確定該配產為氣井目前合理產量。

3.2.4 礦場生產統計法

以目前投產時間較長的氣井（3年以上）的實際產量壓力資料為依據，以穩產三年為條件，確定氣井合理產能。

3.3 評價結果

（1）蘇10區塊采氣指數與產量關系曲線見圖4，因此得到最大合理產量為1.2×104m3／d。

圖4 采氣指數與產量關系曲線

（2）分別對Ⅰ類井設計產量系列（4.0～1.0）×104m3／d，Ⅱ類井設計產量系列（2.0～0.5）×104m3／d、Ⅲ類井設計產量系列（1.0～0.4）×104m3／d，從原始狀態下先定產后定壓生產，井口油壓下限為0.5 MPa，廢棄產量為0.1×104m3／d，進行單井合理產能研究。

從圖5中可以看出，隨初期日產氣的增加，穩產年限逐漸降低。為保證蘇10區塊氣井具有3年以上穩產期，實現氣田平穩供氣，平均單井日產氣為（1.1～1.2）×104m3較為合適。其中Ⅰ類井平均初期合理日產氣為2.0×104m3左右，Ⅱ類井平均初期合理日產氣為1×104m3左右，Ⅲ類井平均初期合理日產氣為0.5×104m3左右。

圖5 合理日產氣與穩產時間關系

（3）根據蘇10區塊壓降速率與日產氣關系曲線，區塊平均單井日產氣越大，壓降速率越大，采用回歸公式計算，套壓降速率小于0.02 MPa／d對應的氣井合理配產為（1.0～1.1）×104m3／d。

（4）從2006年投產氣井產量壓力變化曲線看（見圖6），當氣井生產時間330天時，套壓10.9 MPa，平均日產氣量1.24×104m3；當生產660天時，套壓8.3 MPa，平均日產氣量1.04×104m3；當生產生產990天時，套壓7.4 MPa，平均日產氣量0.92×104m3，氣井表現出良好的生產能力。若按穩產期間平均產量1.0×104m3計算，穩產時間為3.33年；若按累計采氣量折算，穩產3年，合理配產為1.10×104m3／d。

圖6 蘇里格氣田2006年全部投產井生產曲線

按照上述四種方法對蘇10區塊單井合理產能進行綜合評價，評價結果為平均單井合理產量1.0×104m3／d。通過單井合理產能累計，得到蘇10區塊2010年合理生產規模為10.2×108m3／a。

4 結論

（1）采氣指示曲線法、數值模擬法、壓降速率法及礦場生產統計法4種產能評價方法適用于蘇10區塊穩產期氣井合理產能核實。

（2）蘇10區塊平均單井合理產量為1.0×104m3／d，可以達到3年穩產期。

（3）蘇10區塊采用多種產能評價方法相互結合的手段確定單井合理產能，有效指導了氣井及氣田的合理開發，為蘇里格其它區塊的開發及方案編制提供了科學依據。

［1］方義生，劉合年，羅凱，等.關于氣井產能、氣田穩產特征和氣區開采潛力的探討［J］.石油勘探與開發，2006，33（4）：399－405.

［2］李文權，王瑞華，等.蘇10區塊氣層識別技術及勘探開發潛力分析［J］.特種油氣藏，2006，13（6）：39－41.

［3］鄧麗坤.考慮滲透率應力敏感的氣井無阻流量預測方法研究［J］.石油地質與工程，2010，24（2）：101－103.

［4］黃天虎，段永剛.氣井產能預測綜述［J］.石油地質與工程，2007，21（2）：43－47.

［5］陳軍斌，吳作舟，韓興剛，等.蘇里格氣田蘇6井區開發方案數值模擬優化研究［J］.油氣地質與采收率，2005，12（6）：58－60.