蘇里格氣田低產井穩產技術研究

左海龍，王德龍，黃瓊，王京艦，王蕾蕾，劉倩（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安　710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安　710021）

蘇里格氣田低產井穩產技術研究

左海龍1，2，王德龍1，2，黃瓊1，2，王京艦1，2，王蕾蕾1，2，劉倩1，2
（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710021）

蘇里格氣田部分井因生產時間長，井底流壓低，穩產難度不斷加大，而開發實踐證明，蘇里格致密砂巖氣藏在低壓條件下仍具有一定的穩產能力。本文利用氣田生產動態數據和壓力恢復數據，采用分段動態擬合與試井解釋相結合的方法，確定氣井儲層物性參數，在此基礎上建立數值模擬模型，在充分考慮應力敏感條件下，優化致密儲層壓力控制條件和開發方式。研究結果表明：第一，蘇里格低產井應以不同的穩產目標合理配產；第二，低產井應嚴格控制井底流壓壓降速率；第三，低產井應采取長關短開的間歇制度，以降低應力敏感性對于儲層的重復傷害；第四，低產井應確定合理的開關井時間，并建立動態的調整機制。

致密氣藏；低產井；合理配產；壓力控制；開發方式

蘇里格致密砂巖氣藏與常規氣藏在滲流機理、產能變化、生產動態特征等方面有較大差異，如何優化氣井開發方式，挖掘低壓氣井穩產潛能，需要進行相關研究。而氣井的基礎參數（儲層、井筒、裂縫、控制半徑等）是動態分析與研究的基礎，因蘇里格大多數氣井采用井下節流方式生產，試井、動態監測等測試資料有限；另外氣井基礎參數往往隨著開發進程發生動態變化。針對以上問題，本文利用生產動態數據，采用分段動態擬合方法確定蘇里格氣田氣井動態參數，結合試井解釋對擬合結果進行驗證。再利用數值模擬的方法對配產、壓力控制、開發方式等進行相關研究，優化蘇里格氣田低產井穩產技術。

1　氣井動態參數確定

蘇里格氣井大多數采用井下節流方式生產，試井、動態監測等測試資料有限，無法求取大量井的基礎參數。而致密氣藏在應力敏感下，氣井基礎參數（儲層、井筒、裂縫、控制半徑等）隨著開發進程發生動態變化尤為明顯，傳統方法無法滿足這一需求。針對以上問題，考慮以生產數據為基礎，利用產量不穩定分析方法擬合求取氣井基礎參數，在此過程中使用分段擬合求取不同流動時間段的基礎參數。分段擬合是指以整體擬合結果為參考，按照合理時間段劃分，分別擬合出每個時間段的相關參數，得出各參數隨時間變化規律，探究其變化機理。合理分段主要考慮氣井生產時間長短，既要保證分析點數量，又要保證生產斷長度能夠體現其動態特征，最后利用蘇里格部分有實測壓力恢復試井的氣井資料對該方法的準確性進行驗證，從而揭示出氣井的生產規律。以蘇x井為例，利用氣井生產數據采用產量不穩定分析方法擬合氣井基礎參數，并利用該井2010年10月和2011年9月進行壓力恢復試井資料進行驗證。生產動態分析結果與試井解釋結果對比（見表1）。

表1　蘇x井生產動態分析與試井解釋結果對比表

動態分析結果與壓力恢復試井解釋相近，驗證了分段解釋結果的可靠性，說明分段分析是獲取動態參數的有效方法（見圖1）。

利用分段擬合方法可以有效求取基礎參數分布特征與動態變化，這為低產井特征分析提供了資料基礎（見圖2）。

圖2 蘇x井分段擬合曲線

2　低產井配產方案優化

利用前面所求參數建立數值模型，并進行單井歷史擬合，模擬分析氣井在不同穩產時間要求下所對應的配產量。選取初期產量下降速度快，穩產難度大，生產時間較長且井底流壓低于10 MPa的典型氣井，分析考慮應力敏感性時，低產低壓條件下不同穩產目標對應的配產量，得出不同類型氣井的平均配產量。根據配產結果，求取典型直井Q配/QAOF（當前配產量與當前無阻流量的比值）與不同類型氣井平均配產量的分布特征，研究表明二者具有較好的相關性（見圖3、圖4）。

圖3　穩產三年Q配/QAOF與配產量的關系圖

圖4　穩產兩年Q配/QAOF與配產量的關系圖

對氣井進行配產調整時，若以穩產三年為目標，則Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ類井平均應以當前無阻流量的25％、19％、13％進行配產；穩產兩年分別為27％、21％、15％；穩產一年分別為30％、24％、17％。

3　井底流壓壓降速率控制分析

以典型井模型為基礎，設定不同壓降速率，分析穩產期末采出程度的變化情況（見圖6）。研究表明：當氣井井底流壓壓降速率增加時，氣井的穩產期采出程度隨之降低。

4　開發方式優選

4.1連續生產與間歇生產對比

利用數值模擬技術，在考慮應力敏感條件下，研究氣井在連續生產和間歇生產兩種開發方式對采出程度的影響。分析表明，氣井隨著關井間歇次數的增加穩產期采出程度明顯增加。例如Ⅲ類穩產期連續生產采出程度為20.9％，關井四次穩產期采出程度可提高至25.4％（見圖7、8）。因此，開發蘇里格致密氣藏，應選擇間歇生產方式。

圖7　不同關井次數條件下氣井開發效果對比曲線

圖8　不同關井次數條件下氣井穩產期采出程變化曲線

4.2間歇生產氣井開發特征

通過研究氣井間歇生產條件下氣井壓力及開發效果變化特征，分析氣井間歇制度的影響因素。間歇生產制度下，單次關井時間對氣井的壓力恢復特征和采出程度有較大影響。設定不同關井時間，利用數值模擬技術研究氣井合理關井時間范圍并對比采出程度及壓力恢復變化特征。

研究表明，有限控制范圍條件下，間歇制度生產時單次關井時間增加，井底流壓恢復程度隨之增加，但增幅逐漸放緩，日平均流壓恢復速率減小，且第四次關井壓力恢復程度小于第一次關井（見圖9、圖10）；氣井開關井時間比（一個間歇周期內，開井時間與關井時間的比值）隨單次關井時間和間歇次數的增加而減小（見圖11）。隨著單次關井時間的增加，氣井穩產期采出程度隨之增加，但增幅不斷減緩（見圖12）。

圖9　不同關井時間條件下最大壓力恢復程度曲線

圖10　不同關井時間條件下平均壓力恢復速率曲線

圖11　不同關井次數條件下開關井時間比變化曲線

當氣井外圍供給能力較強時，氣井間歇生產會增加氣井的供給能力。選取典型氣井，建立無限大儲層模型，研究無限大儲層條件下間歇生產的壓力恢復特征。研究表明：無限大儲層條件下，氣井關井間歇生產可在一定程度上增加氣井的單井控制儲量，壓力恢復程度表現為初期低，而后逐步上升。但由于氣井控制儲量增加幅度有限，增加幅度不斷減緩，隨著儲層平均地層壓力的降低，井底流壓恢復程度逐漸下降，曲線上存在拐點（見圖13、14）。

圖12　穩產期采出程度隨關井時間變化曲線

圖14　無限大地層不同關井次數井底流壓恢復程度

4.3氣井間歇制度影響因素分析

儲層的供給能力是影響氣井開關井時間比的內因，而儲層的供給能力可以用當前的平均壓力量度。當氣井控制范圍內平均地層壓力降低時，生產壓差減小，氣井供給能力不足，壓力恢復會受到一定影響。針對不同關井時機，利用數值模擬方法，研究供給能力對氣井間歇制度的影響。

由圖15～16可以看出，隨著地層壓力的降低（儲層供給能力減弱），氣井開關井時間比不斷減小，氣井開井生產時的壓降速率不斷增加。相同關井時間條件下，井底流壓恢復程度不斷減小，故在制定間歇生產制度時，應根據儲層的供給能力確定合理的開關井時間。

圖15　不同地層壓力條件下開關井時間比

圖16　不同地層壓力條件壓力恢復程度

間歇階段配產量是影響氣井開關井時間比的外因，決定了間歇期間開井時間的長短，并會對儲層供給能力造成間接影響。針對不同配產制度，研究評價配產量對氣井間歇制度的影響。

圖17　不同配產量條件下開關井時間比

圖18　不同配產量條件下間歇周期內平均日產氣量

由圖17、18可以看出，隨著配產量的增加，氣井開關井時間比不斷減小，氣井開井生產時的壓降速率不斷增加；一個間歇周期內平均日產量略有降低；因此在制定間歇生產制度時，在滿足產量要求的基礎上，應適當降低配產量。

相對于連續生產方式，氣井間歇生產主要具有以下特征：（1）封閉邊界條件下，間歇生產穩產期產量隨著單次關井時間的增加而增加。（2）隨著關井次數的增加，氣井井底流壓恢復程度不斷降低；增加單次關井時間，井底流壓恢復程度不斷減緩。（3）氣井開關井時間比主要受儲層供給能力和配產量的影響。（4）氣井間歇生產增加了應力敏感傷害，隨著間歇次數的增加，壓降速率加快。

基于以上特征，氣井因間歇生產而反復開關井，會導致儲層的重復傷害，故間歇生產時應注意控制開關井次數；而隨氣井配產量增加開井生產時的壓降速率不斷增加，會加速應力敏感對儲層的傷害。因此氣井在制定間歇制度時應充分考慮地質、生產動態、配產量等因素，減緩應力敏感對儲層的傷害，提高開發效果。

5　結論

（1）氣井應以不同的穩產目標確定合理調整配產，若以穩產三年為目標，則Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ類井平均應以當前無阻流量的25％、19％、13％進行配產。

（2）蘇里格致密氣藏開發，應嚴格控制井底流壓壓降速率。

（3）低產井應采取長關短開的間歇制度，以降低應力敏感性對儲層的重復傷害。

（4）應根據氣井供給能力與配產量的關系，確定合理的開關井時間，并建立動態的調整機制。

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The stable production technology research of the low production wells in Sulige gasfield

ZUO Hailong1，2，WANG Delong1，2，HUANG Qiong1，2，WANG Jingjian1，2，WANG Leilei1，2，LIU Qian1，2
（1.Petroleum Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi＇an Shanxi 710021，China；2.National Engineering Laboratory for Low Permeability Petroleum Exploration and Development，Xi＇an Shanxi 710021，China）

Since Sulige gas field has produced for a long time，the bottom hole flowing pressure is low，and stable is becoming increasing difficulty.The development practice has proved that tight sandstone gas reservoir still has a certain production capacity stable under the low pressure.In this paper，the reservoir physical parameters of the gas well is defined by the method of combination of piecewise dynamic fitting and the well test interpretation，using the data of well production and pressure recovery.Based on the above，numerical simulation model is built.The pressure control condition and the development mode in tight reservoir pressure are optimized considering the stress sensitivity fully.The research shows four achievements as fellows to maintain stable production of the low production wells.First，the reasonable proration should be built on the different stable production.Second，the droprate of bottom hole flowing pressure should be well controlled.Third，the intermittent production system of long-off and short-open should be taken in order to reduce the repeated injury from the stress sensitivity of reservoir.Fourth，the reasonable work system and the dynamic adjustment mechanism are define.

tight gas reservoir；low production wells；reasonable proration；pressure control；development mod

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.019

TE332

A

1673-5285（2015）01-0069-06

2014－12－01

左海龍（1985－），助理工程師，2009年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事氣田開發研究工作，郵箱：zuohl_cq@petrochina.com.cn。