蘇25區塊2006年投產氣井生產動態評價

王濤，任明月，李曉峰，李凱，侯瑞，許益鳳

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021；2.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710021）

蘇25區塊2006年投產氣井生產動態評價

王濤1，任明月1，李曉峰2，李凱1，侯瑞1，許益鳳1

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021；2.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710021）

隨著氣田不斷開發，蘇25區塊目前低產低壓氣井占到總井數83.6%；氣藏地層能量的逐年降低，單井產量隨之降低，氣田開采難度越來越加大，很容易出現積液降產的現象。目前區塊平均套壓為6.9 MPa，平均單井產量為0.4× 104m3/d，本文通過評價2006年投產的26口井在歷時9年多的生產過程中，壓力、日產氣量、累計產量的變化情況，研究不同類型氣井進入積液時段，從而確定不同類型氣井開展措施增產對策。

蘇里格氣田；開發方案；動態評價

蘇25區塊氣田經過9年的開發建設，氣井已經進入后期生產階段，氣田穩產難度大，因此加強對生產時間長的氣井的綜合研究，發揮低產低壓氣井的潛力，是保障氣田穩產的重要措施。目前隨著氣田開發規模的不斷擴大，氣井生產時間不斷延長，氣田壓力、產量逐漸降低，目前氣田氣井平均套壓6.9 MPa，平均產量0.4×104m3/d。2006年投產26口氣井目前平均套壓5.6 MPa，平均累計產氣量1 455.2×104m3，靜態分類Ⅰ+Ⅱ類井比例為77%，動態分類Ⅰ+Ⅱ類井比例只有42.3%，最終采氣量分類Ⅰ+Ⅱ類井比例為38.5%。

1　氣井分類與開發方案對比評價

截至2014年12月31日，該26口井平均單井累計產氣1 477.2×104m3，單井累計產氣量最高為6 040× 104m3，最低為226×104m3。方案要求最終累計采氣量為2 083×104m3，累計生產時間超過8年，目前平均累計采氣量達到方案要求的71%（見圖1）。

圖1　蘇25區塊26口投產井產量柱狀圖

Ⅰ類井占總井數的11.5%；投產初期平均套壓為21.7 MPa，前三年平均單井產量2.8×104m3，三年末套壓6.2 MPa，三年套壓下降15.5 MPa。前期壓降速率較快0.013 MPa/d，后期生產逐步平穩，壓降速率為0.006 MPa/d，目前單井平均累計產氣量5 043.9×104m3，該類氣井生產效果好（見圖2）。

Ⅱ類井占總井數的26.9%；投產初期平均套壓為21.3 MPa，生產三年平均單井產量1.0×104m3，三年末套壓6.4 MPa，三年套壓下降14.9 MPa。前期壓降速率較快0.022 MPa/d，后期生產逐步平穩，壓降速率為0.007 MPa/d，目前單井平均累計產氣量1 650×104m3（見圖3）。

Ⅲ類井占總井數的61.5%。投產初期平均套壓為21.1 MPa，生產三年平均單井產量0.4×104m3，三年末套壓5.8 MPa，三年套壓下降15.4 MPa。前期壓降速率較快0.024 MPa/d，后期生產出現積液，目前單井平均累計產氣量733×104m3（見圖4）。

圖2　2006年投產Ⅰ類井壓力、產量變化圖

圖3　2006年投產Ⅱ類井壓力、產量變化圖

圖4　2006年投產Ⅲ類井壓力、產量變化圖

通過加權平均，該26口井穩產三年時間內，平均單井產量是0.86×104m3，達不到開發方案要求的穩產三年平均單井產為1.0×104m3，僅為開發方案要求的86%。

2　單位壓降采氣量變化趨勢

Ⅰ類井前期（開井至套壓至8 MPa）單位壓降采氣量較低185×104m3/MPa，中期（8 MPa～5 MPa）生產逐步平穩，單位壓降采氣量較高450×104m3/MPa～1 950× 104m3/MPa，后期單位壓降采氣量趨于降低300× 104m3/MPa，表明該類井在低于8 MPa是主力生產階段，有至少5年的低壓生產期（見圖5）。

Ⅱ類井前期（開井生產至8.4 MPa）單位壓降采氣量較低50×104m3/MPa～130×104m3/MPa，中期（8.4～6.3）開始出現明顯積液，單位壓降采氣量較高130× 104m3/MPa～256×104m3/MPa，后期采取排水采氣措施，單位壓降采氣量小幅升高，目前單井平均累計產氣量150×104m3/MPa。該類井在套壓低于8 MPa，開始有明顯的積液（見圖6）。

Ⅲ類井前期（開井生產至8.85 MPa）單位壓降采氣量較低21×104m3/MPa～33.65×104m3/MPa，套壓低于8.85 MPa開始出現積液（見圖7）。

圖5　2006年投產Ⅰ類井單位壓降采氣量、壓力變化圖

圖6　2006年投產Ⅱ類井單位壓降采氣量、壓力變化圖

圖7　2006年投產Ⅲ類井單位壓降采氣量、壓力變化圖

3　低壓低產階段與高壓階段比較

蘇里格氣田具有特殊的地質特點和獨特的開發方式，在目前技術經濟條件下：Ⅰ類井的經濟生產期大于20 a；Ⅱ類井為16 a，廢棄產量為0.102×104m3/d；Ⅲ類井為8 a，廢棄產量為0.11×104m3/d［1］。

Ⅰ類井平均套壓為3.7 MPa，大于等于8 MPa時累積采氣量為1 824×104m3，預測Ⅰ類井20年后平均累計采氣量為6 284.2×104m3，低于8 MPa的累計采氣量為4 460.2×104m3，所占比例為71.0%?？梢姠耦惥哂休^長的低壓生產期（見圖8）。

Ⅱ類井平均套壓為5.2 MPa，預測Ⅱ類井16年后平均累計采氣量為2 013.0×104m3，小于8 MPa累計采氣量為1 145.3×104m3，占到目前總累計采氣量的56.9%，可見Ⅱ類井具有較長的低壓生產期（見圖9）。

Ⅲ類井平均套壓為5.2 MPa，大于等于8 MPa累積采氣量為238.3×104m3，小于8 MPa累計采氣量為420.2×104m3，占到目前總累計采氣量的63.8%，Ⅲ類井具有較長的低壓生產期。87.5%Ⅲ類井已經不產氣，平均套壓為5.2 MPa，累計采氣量僅為733×104m3（見圖10）。綜合判斷，20年末氣井平均累計產氣量為1 718× 104m3，達到最終累計采氣量的85.9%。

4　結論

（1）2006年投產井26口井平均累計產氣量僅為方案指標要求的71%，表明區塊穩產難度大。

（2）三年穩產期內平均單井產量是0.86×104m3，為方案要求86%。

（3）Ⅰ類井單位壓降采氣量明顯高于Ⅱ類、Ⅲ類井，Ⅱ、Ⅲ類井較Ⅰ類井比較壓力更早需開展排水采氣。

（4）2006年投產氣井具有較長的低壓生產階段。

圖8　2006年投產Ⅰ類井壓力、累計產氣量變化圖

圖9　2006年投產Ⅱ類井壓力、累計產氣量變化圖

圖10　2006年投產Ⅲ類井壓力、累計產氣量變化圖

［1］毛美麗，等.蘇里格氣田氣井廢棄產量預測［J］.天然氣工業，2010，30（4）：64-66.

［2］張吉，達世攀.蘇里格氣田有效儲層分類評價［J］.天然氣工業，2008，28（增刊B）：28-30.

［3］田冷，李杰，何順利，等.儲層流動單元劃分方法在蘇里格氣田的應用［J］.天然氣工業，2005，25（10）：44-46.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.018

TE377

A

1673-5285（2015）03-0068-04

2015－02-15