蘇里格氣田蘇54區塊氣井開井流量研究

張磊 王志恒 李晶 楊萬祥 葉超

1．西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安710065;

2．中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第四采氣廠，陜西西安710021

蘇里格氣田蘇54區塊氣井開井流量研究

張磊1王志恒2李晶2楊萬祥2葉超2

1．西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安710065;

2．中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第四采氣廠，陜西西安710021

針對蘇里格氣田蘇54區塊地層出水嚴重，導致間歇井數量逐步增加，影響區塊后期穩產的生產管理難題，以臨界攜液流量理論為基礎，開展氣井最佳開井流量現場試驗研究，研究過程根據氣井生產實際，對現用氣井臨界攜液流量計算公式進行修正，同時編制相應開井軟件，實現氣井精細化管理。

蘇里格氣田;間歇井;氣井精細化管理;臨界攜液;開發軟件

0 前言

蘇里格氣田蘇54區塊(簡稱蘇54區塊)是典型的富水區塊，隨著蘇54區塊開發的深入及氣井生產時間的延長，積液井數量不斷增多，如何科學、經濟、有效地排出井筒積液，成為蘇54區塊穩產的關鍵。現有排水采氣措施種類繁多，本次研究立足于排水采氣，以經濟有效為出發點，以臨界攜液流量理論為工具，重點研究如何在氣井積液加重之前，通過合理控制開井流量的經濟手段即達到排水采氣的效果，本次研究的重難點工作是在前人建立李閩、楊傳東等模型的基礎上，優選并優化出適合蘇54區塊氣井的臨界攜液流量計算模型，并以此為理論指導開展現場試驗，最終得出蘇54區塊氣井最佳開井流量范圍。

1 蘇54區塊概況

1.1 蘇54區塊簡介

1.1.1 蘇54區塊位置

蘇54區塊位于內蒙古自治區鄂托克旗，地處蘇里格氣田蘇46區塊以北，蘇75區塊以西。構造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，構造形態為一寬緩的西傾單斜，坡降3～10 m/km，在寬緩的單斜上發育多排北東走向的低緩鼻隆，鼻隆幅度約10 m，南北寬5～15 km，東西長10～20 km。區塊南北長約46.1 km，東西寬約39.5 km，面積約1 821 km2。研究區盒8段儲層的發育主要受河流相沉積砂體控制，氣藏主要受砂巖的空間展布和儲集物性變化所控制，為典型的低孔、低滲、低豐度巖性氣藏。

1.1.2 蘇54區塊氣水分布

蘇54區塊氣藏屬中低產氣藏，主要富集在中部地區，水體則分布在北部與南部地區，氣水的這種分布關系，受控于東高西低的區域構造形態以及局部發育的鼻狀構造。地層水相對活躍，部分井產水量較大，對氣藏開發影響較大。截止2014年12月底，積液井已達到36口，其中嚴重積液井10口，分別占到總井數89口的40.45%和11.24%。

1.2 生產概況

蘇54區塊氣井生產情況見表1。

表1 蘇54區塊氣井生產情況

從表1可見，間歇井和問題井占總井數的20%，其日產量貢獻不到1%，隨著氣井生產時間的延長，這種現象將更加突出，嚴重制約區塊后期穩產。

1.3 面臨問題

1)隨著開發的不斷深入，壓力、產能不斷下降，彌補遞減靠投產新井難以實現;截止目前，區塊壓降速率為0.036 MPa/d，年產量遞減率為36.1%。

2)積液井數量不斷增加，管理難度加大，勞動強度增加，單口井每個間歇生產周期內開關頻次為4次。

3)蘇54區塊產水嚴重(水氣比為0.65)，導致氣井積液期提前，低產低效井排液挖潛成為后期穩產的關鍵環節。

4)在相同條件下，不同操作人員進行開井操作，氣井單次產氣量、生產時間、產液時間存在很大差異，原因在于不同的操作人員都是依靠自身經驗來控制開井流量，缺少合理的開井標準。

針對以上問題開展了氣井開井流量研究工作。

2 氣井開井流量研究

2.1 研究思路

研究思路見圖1。

圖1 研究思路圖

2.2 開井流量試驗

2.2.1 選井條件

為了保證開井流量試驗具有可實施性、數據具有可分析性，制定選井條件，見表2。

表2 試驗選井條件

2.2.2 臨界攜液流量

2.2.2.1 模型優選

常用的臨界攜液流量計算模型有Turner、Coleman、Nosseir、李閔和楊川東模型。根據現場實際生產數據應用各模型進行計算，以氣井生產狀態作為模型優選的判斷依據，李閩模型與氣井實際情況較為吻合，故選李閩模型作為計算模型。

李閩認為被高速氣流攜帶的液滴在高速氣流作用下，其前后存在一個壓力差，在該壓力差的作用下液滴會變成一橢球體，見圖2。扁平橢球液滴具有較大的有效面積，更加容易被攜帶到井口中［6－12］。

在臨界流狀態下，液滴相對于井筒不動，液滴的重力等于浮力加阻力［13－15］。

圖2 扁平橢球液滴

2.2.2.2 模型修正

為了使臨界攜液流量計算能夠較為真實地反應氣井實際生產情況，在此選取李閩模型作為臨界攜液流量計算模型，并對模型進行修正［16－20］。

氣井連續攜液臨界流量［11］:

氣井連續攜液臨界流量:

式中:T=290 K為井口溫度，K;ρg=0.6為天然氣相對密度;Z=0.92為天然氣壓縮因子;ρl=1 074為液體密度，kg/m3;σ=0.06為氣水表面張力，N/m。

天然氣密度:

由式(1)～(3)得:

取18口瀕臨積液氣井穩定生產階段的日產氣量視為臨界攜液流量，反推計算得出K=0.82。

2.2.3 試驗制度

2.2.3.1 流量范圍確定

根據表2選井條件優選出8口試驗井，見表3。

以氣井臨界攜液流量為基礎，以8口井的平均臨界攜液流量為基準，取4個流量范圍600～1 000、1 000～1 500、1 500～2 000、2 000～2 500 m3/h作為試驗開井流量。

表3 試驗井臨界攜液流量計算表

2.2.3.2 試驗周期制定

以間歇井的開關周期作為試驗周期，確保在相同的恢復時間內氣井油套壓能夠恢復到同一個水平，保證了試驗同一性。開井流量試驗共計進行了4個周期。

2.2.3.3 流量控制環節

在開井過程中2人配合操作，一人查看流量計一人操作針閥，保持開井流量處于試驗開井流量范圍內，確保開井流量的穩定性。開井前錄取相關參數，在開井過程中記錄出液時間及出液時間的長短。

2.3 試驗數據處理分析

2.3.1 數據分析

8口試驗井在試驗前及試驗中各流量范圍生產數據依次見表4～8。

通過表5～8數據的分析可知，不同開井流量下氣井生產情況會有較大的變化，產氣量、生產時間、產液時間變化幅度較為明顯，見圖3。在大于臨界攜液流量時，隨著開井流量的不斷增大，產氣量、生產時間、產液時間曲線呈先增后減的形態，存在一個最佳的開井流量范圍，能夠使以上3個參數均處于最大值。

表4 試驗前生產數據

表5 流量范圍600～1 000 m3/h試驗生產數據

表6 流量范圍1 000～1 500 m3/h試驗生產數據

表7 流量范圍1 500～2 000 m3/h試驗生產數據

表8 流量范圍2 000～2 500 m3/h試驗生產數據

2.3.2 實例分析

為更直觀、清楚地分析不同開井流量氣井生產動態，以蘇54－xx井為例，對不同開井流量的典型生產特征進行分析。

2.3.2.1 試驗前生產

試驗前未對開井流量進行控制，流量波動幅度較大，開井過程中，初期油套壓差就顯現出來，且有逐步增加的趨勢，壓降速率較大，同時伴有階段性的出液特征，分析認為由于氣流量的不穩定，導致井底出現流體壓力激動，井筒中流體形態為段塞流，出現階段性排液。在油套壓平穩期產氣量呈明顯下降趨勢，分析認為由于初期氣體流量控制無規律導致井筒積液未有效帶出，產氣量、排液量、生產時間均不是很理想。

2.3.2.2600 ～1 000 m3/h流量生產

在開井生產初期，油套壓能夠保持同步下降，油套壓差小，壓降速率也較小，但是由于開井生產流量較小，能夠攜帶的液體量有限，地層產出液量大于被帶出液量，致使井筒中的積液在緩慢積聚，在開井的后半程，積液逐步上升，油套壓差逐漸增大，開井效果不理想。

2.3.2.3 1000～1 500 m3/h流量生產

在該開井流量下曲線平穩生產狀態持續時間長，產氣量曲線下降趨勢緩慢，之所以出現這樣一種形態，主要是因為開井過程中流量控制在適當的范圍內，井筒中的積液被有效帶出，最終使得生產時間、產液時間、產氣量有明顯的增加。

2.3.2.4 1500～2 000 m3/h流量生產

由于開井瞬時流量維持在較高范圍，初期油套壓下降較快，壓降速率較大，由于氣液兩相流存在滑脫效應和地層出水的原因，導致井筒積液不斷增加，油套壓差有逐漸變大的趨勢。積液增加到一定程度開始倒灌地層，短時間內封堵近井地帶的儲層空隙，氣體流通阻力增大，致使油壓快速降低，油套壓差增大，套管中的氣體得以釋放，產氣量短時間內增加。

2.3.2.5 2000～2 500 m3/h流量生產

初期油套壓下降較快，當油管中液面以上的氣體釋放完之后，氣井在一段時間內停噴，主要原因在于開井流量控制在高速范圍內，氣體的滑脫效應增強，導致井筒中的液體不能被帶出，且由于生產壓差增大，一部分地層水在此過程中進入井筒中，積液進一步增加，油管中的液柱將地層中的氣體暫時壓住，當井筒中的積液不斷進入地層，液柱高度減小，作用于井底的回壓隨之減小，生產壓差逐漸增大，氣井重新開始生產，由于氣體流量仍然較高，存在滑脫效應，井筒積液再次積聚，導致油套壓差不斷增大，隨之下降直至生產平穩。

通過以上分析可以看出，不同開井流量對于氣井生產帶來的影響是不同的，存在一個能夠使氣井生產時間、產液時間、產氣量3項指標均處于一個較高的水平，在大于臨界攜液流量時，隨著開井流量的增加，產氣量、生產時間、產液時間呈先增后減的變化趨勢，通過以上8口井的試驗數據，總結分析出了蘇54區塊最佳開井流量范圍在1 100～1 400 m3/h之間。

3 開井流量計算軟件

以實現氣井的精細化管理、降低勞動強度為目的，以方便操作、容易上手為原則，開展開井流量計算軟件編制工作。

開井流量計算軟件以修正后的氣井臨界攜液流量公式為基礎，根據氣井的進口壓力、溫度、液氣比、壓縮因子、井深等參數計算出該井的最佳開井流量，不但可以實現單次單口井數據的計算，而且可以實現多口井批量計算，能夠將原始的數據通過EXCLE表格導入軟件中，再計算后將計算結果導出來，具有方便、簡單的特點，可操作性很強。

4 經濟效益預測

通過試驗找到最佳的開井流量，在最佳開井流量范圍內實現單次開井產氣量的增加，經濟效益預測見表9。

表9 經濟效益預測表

通過表9可以看出，單口井平均增收效益為0.08萬元/次，間歇井平均每口井每月開井4次，開井月數8個月，間歇井數量10口。年總收益=0.08×4×8×10= 25.6萬元

5 結論

1)間開井在產量大于臨界攜液流量時，其產氣量、生產時間、產液時間隨開井流量的增大，呈先增大后減小的正態分布趨勢，且存在最佳開井流量。

2)通過對氣井臨界攜液流量計算公式的修正，得到適合蘇54區塊的臨界攜液流量計算公式。

3)編制了適合蘇54區塊的開井流量計算軟件，實現開井流量簡便計算，降低了管理強度。

4)蘇54區塊最佳開井流量范圍為1 100～1 400 m3/h，對氣井生產精細化管理具有一定的指導作用。

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10.3969/j．issn．1006－5539.2016.06.014

2016－08－10

張磊(1984－)，男，陜西渭南人，工程師，工學學士，主要從事原油及天然氣生產工作。