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    蘇里格氣田蘇10區(qū)塊氣井生產動態(tài)特征分析

    2021-10-25 08:29:12
    錄井工程 2021年3期
    關鍵詞:遞減率單井氣井

    梁 治 國

    (中國石油長城鉆探工程有限公司錄井公司)

    0 引 言

    蘇10區(qū)塊位于蘇里格氣田西北部、長慶靖邊氣田西北側的蘇里格廟地區(qū),區(qū)域構造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中帶。2006年該區(qū)塊以600 m×1 200 m菱形井網、一套層系投入開發(fā),經過對該井區(qū)進行不斷地加密調整,目前形成600 m×600 m井網,采用井間接替的方式保持穩(wěn)產[1-2]。

    經過幾年的試采開發(fā)評價,蘇10區(qū)塊表現出低滲氣藏的開發(fā)特點:直井單井控制儲量低,氣井初期壓力、產量下降快,穩(wěn)產能力較差,地層壓力下降快且后期壓力恢復緩慢[3]。本文通過分析蘇10區(qū)塊生產數據資料,了解氣井生產變化規(guī)律,確定氣井合理工作制度,以期為蘇10區(qū)塊氣藏合理高效開發(fā)提供理論依據。

    1 氣田生產運行狀況

    1.1 日產氣量特征

    截至2019年6月蘇10區(qū)塊先后共有417口井投入生產,在產井382口,占總井數的91.6%。蘇10區(qū)塊所有井累產氣量67×108m3,水平井20口總共生產7.2×108m3天然氣。單井平均累產氣量0.161×108m3,水平井平均累產氣量0.36×108m3,氣田采出程度6.9%。進一步對全區(qū)2019年半年的平均日產氣量進行了統(tǒng)計(圖1),從統(tǒng)計結果可以看出,2019年蘇10區(qū)塊生產井平均日產氣量是0.494×104m3,平均日產氣量小于0.5×104m3的生產井有267口,占到總井數的64.03%,產量在0.15×104~0.5×104m3的井有155口,占總井數的37.17%;產量在0.5×104~1.0×104m3的井有95口,占總井數的22.78%;產量大于1×104m3的井有53口,占總井數的12.71%。

    圖1 蘇10區(qū)塊2019年日產氣量分類統(tǒng)計

    1.2 總壓降特征

    蘇里格氣田氣井井口套壓變化普遍表現為:隨著開采時間的延長,單位套壓壓降采氣量不斷增加;在井口套壓一定時,控壓生產比放壓生產能采出更多天然氣。對蘇10區(qū)塊的各井從投產至2019年6月的套壓降落進行了統(tǒng)計(圖2),可看出蘇10區(qū)塊單井總壓降普遍大于10 MPa,氣田原始地層壓力為28 MPa,現階段處于明顯的低壓開采狀態(tài)。

    圖2 蘇10區(qū)塊單井總套壓降展布

    為進一步分析套壓降落與生產時間的關系,選取了累計生產時間分別為1至4年的20口氣井進行壓降速率分析,見表1。可以看出投產初期壓降速率大,投產4年后,壓降速率相比投產初期下降了近2.72倍;累計投產時間越長,壓降速率越低,后期逐漸趨于平緩,與蘇里格氣田低滲氣藏開發(fā)特征一致。

    表1 蘇10區(qū)塊部分井累計投產時間與套壓壓降速率關系統(tǒng)計

    2 氣井分類

    對氣井進行分類可以總結出不同類氣井在不同生產階段的動態(tài)特征,對比分析這些動態(tài)特征的共性和個性,可以實現對氣井動態(tài)變化的預測并提前采取相應的措施;通過對分類氣井研究,可以摸清氣田的資源動用狀況、氣藏的開采特征、影響氣藏采收率的因素和剩余氣分布特點,進而提出提高氣藏采收率的主要途徑,編制可行的挖潛方案[4-5]。

    氣井分類主要分為靜態(tài)和動態(tài)分類方法,本次采用靜態(tài)地質(單氣層最大厚度、氣層累計厚度)和氣井動態(tài)(投產后出現平穩(wěn)生產期內的平均日產氣量)相結合的方式對蘇里格氣田蘇10區(qū)塊氣井進行了分類[6],分類標準如表2所示。

    表2 蘇10區(qū)塊氣井分類新標準

    對蘇10區(qū)塊目前生產的417口井根據其各自的生產特征和儲層特征進行分類,其中Ⅰ類井119口,Ⅱ類井147口,Ⅲ類井151口。對各類井累產量進行統(tǒng)計(表3),Ⅰ類井產氣量占42.02%,Ⅱ類井產氣量占37.73%,Ⅲ類井產氣量僅占20.25%,Ⅰ+Ⅱ類井產氣占總量的79.75%,是區(qū)塊的主要貢獻者。

    表3 蘇10區(qū)塊各類氣井累產量統(tǒng)計

    3 氣井生產規(guī)律統(tǒng)計分析

    通過對蘇10區(qū)塊各類氣井生產特征進行統(tǒng)計(表4),發(fā)現Ⅰ類井各方面的生產特征參數均優(yōu)于Ⅱ、Ⅲ類井,Ⅲ類井最差。

    表4 蘇10區(qū)塊各類氣井生產特征

    對已投產氣井的生產動態(tài)進行分析總結,可以總結出氣井的動態(tài)特征:

    (1)氣井在低壓差生產條件下,產量低、壓降快,關井壓力恢復緩慢,氣井近半年生產產量一般在0.3×104~3.0×104m3/d。

    (2)在較低的壓力條件下生產指標趨于平穩(wěn),能夠保持較長時間,具有一定的穩(wěn)產能力。在第一階段,氣井整體的產量遞減快,反映了高滲介質滲流階段,控制動態(tài)儲量低。隨著氣井持續(xù)生產,因為井底附近高滲介質內壓力下降,低滲介質內流體開始參與滲流,向高滲介質補給,并且井底附近壓降漏斗加深、壓力梯度增大,一方面離井底較近的低滲介質內的流體克服啟動壓差向井底補充,泄流半徑隨之增大,單井的控制動態(tài)儲量也隨之加大,致使氣井在低壓條件下具有一定的穩(wěn)產能力。

    (3)大部分的井都采取了排水工藝措施,處于間歇穩(wěn)定生產階段,氣井能維持較為穩(wěn)定的生產,Ⅲ類井生產效率最差,需進一步提高挖潛能力。

    4 氣井生產動態(tài)分析

    4.1 Ⅰ類單井生產動態(tài)特征

    Ⅰ類氣井單井普遍產量較高,穩(wěn)產時間長。 以S 10-33-63井為例,該井于2008年12月投產,生產層位盒8段,初期產量3.7×104m3/d,至2019年6月,該井產量穩(wěn)定在1.5×104~1.6×104m3/d之間。截至2019年5月,該井累產氣量2 393.6×104m3,生產動態(tài)曲線如圖3所示。

    圖3 S 10-33-63井生產動態(tài)曲線

    從生產曲線可以看出該井經歷了三個生產階段:

    第一階段為投產至2011年5月,日產氣量持續(xù)降低到0.8×104m3/d,日產量降低幅度達78.4%,說明近井帶地層能量迅速衰竭,壓力不斷向外邊界傳播,近井帶外部區(qū)域開始向近井帶補充能量,由于地層滲透率低,能量補充速度明顯小于氣井開采能量衰竭的速度,因此表現為氣井產量下降快。

    第二階段為2011年5月至2012年10月,由于地層能量減弱與氣井產水的影響,使得氣井帶液生產能力一度變差。當積液排出后氣井產量能迅速回升,但維持短暫時間后氣井產量逐漸減小,產量每天在一萬多方到幾千多方間變化,此時氣井自身攜液能力已經很差,井底積液開始慢慢變嚴重,當到達一定程度后,該井需要重新進行排液恢復產能,此過程完成需經一個較長時間的排液復產周期,周而復始達到維持氣井生產的目的。

    第三階段為從2012年10月至今,該階段主要的生產特征是生產波動明顯,氣井處于間歇生產階段,產量在每天幾千方間變化。由于氣井能量進一步減弱,排液復產的周期變得非常短,現場需要不斷根據產量變化情況采取排液措施。在此期間套壓一直維持在1 MPa左右,表明排液措施應用得當。

    4.2 Ⅱ類單井生產動態(tài)特征

    Ⅱ類氣井普遍帶水生產期長。以S 10-24-27井為例,該井于2008年10月投產,生產層位盒8段,初期產量1.6×104m3/d,持續(xù)生產至2019年6月,該井產量在0.5×104~1.0×104m3/d之間。該井累產氣量783×104m3/d,生產曲線如圖4所示。

    圖4 S 10-24-27井生產動態(tài)曲線

    第一階段為投產至2009年12月,日產氣量持續(xù)降低到0.5×104m3/d,氣井日產量降低快,說明近井帶地層能量迅速衰竭,壓力不斷向外邊界傳播。關井幾天近井帶外部區(qū)域開始向近井帶補充能量,產量得到提高,但由于地層滲透率低,能量補充速度明顯小于氣井開采能量衰竭的速度,因此表現為氣井產量再次下降。

    第二階段為2009年12月至今,期間由于地層能量減弱與氣井產水的影響,使得氣井帶液生產能力變差。氣井生產能力變差,產量低,后期間歇關井作業(yè)方式也不能讓產量得到恢復。

    4.3 Ⅲ類單井生產動態(tài)特征

    Ⅲ類氣井普遍產量較低,后期排液效果不理想、穩(wěn)產能力差。以S 10-20-61井為例,該井于2009年3月投產,生產層位盒8段,初期產量2×104m3/d,生產至2015年5月,該井處于間歇生產過程。截止2015年5月25日,該井累產氣量1 004×104m3,生產曲線如圖5所示。

    圖5 S 10-20-61井生產動態(tài)曲線

    氣井在生產過程中,2012年前進行穩(wěn)定生產,2012年后氣井進行間歇關井生產。穩(wěn)產期間關井幾天近井帶外部區(qū)域開始向近井帶補充能量,產量得到提高,但由于地層滲透率低,能量補充速度明顯小于氣井開采能量衰竭的速度,因此表現為氣井產量下降。

    2012年至今,期間由于地層能量減弱與氣井產水的影響,使得氣井帶液生產能力變差。氣井生產能力變差,產量低,后期間歇關井作業(yè)方式也不能讓產量得到恢復。

    5 氣井遞減規(guī)律分析

    從嚴格意義上講,氣井一旦投入生產,產量即開始了遞減。根據遞減階段取得的有限開發(fā)數據,準確判斷屬于哪一種遞減類型,以便應用合適的遞減方程,正確可靠地進行產量預測。

    從蘇10區(qū)塊氣井生產曲線不難看出,氣藏產量己經進入了遞減期,日產氣量隨生產時間呈曲線關系,經RTA擬合,發(fā)現日產氣量和生產時間都符合雙曲線遞減分析。這是因為雙曲線遞減比指數遞減慢,比調和遞減快,雙曲線遞減分析得到的遞減率隨產量和時間變化。而蘇10區(qū)塊符合大部分低滲-特低滲油氣藏的生產規(guī)律,部分氣井物性差,初期產量遞減較快。雙曲線遞減考慮了產量所以擬合效果更好。

    對氣井中生產時間達3年以上的氣井進行了遞減率的評價,評價井數234口,評價結果如圖6所示。

    圖6 蘇10區(qū)塊氣井遞減率展布圖

    由評價結果可以看出蘇10區(qū)塊氣井遞減率主要分布在10%~18%之間,平均遞減率為14.51%。

    6 結 論

    (1)蘇10區(qū)塊單井套壓總壓降普遍大于10 MPa,現階段處于明顯的低壓開采狀態(tài)。投產初期壓降速率大,累計投產時間越長,壓降速率越低,后期壓降逐漸趨于平緩。

    (2)截至2019年6月,蘇10區(qū)塊生產井平均日產氣量0.5×104m3,在產井日產氣量小于0.5×104m3的氣井有267口,占到了在產井的70%;日產氣量大于1.0×104m3的井有53口,占在產井的14%。Ⅰ、Ⅱ類井產量較高,是區(qū)塊的生產主力。Ⅰ類井單井平均累產氣量2 184×104m3,Ⅱ類井單井平均累產氣量1 575×104m3,Ⅲ類井單井平均累產氣量776×104m3。

    (3)對3類氣井進行單井生產特征分析,Ⅰ類氣井單井普遍產量較高,穩(wěn)產時間長; Ⅱ類氣井普遍帶水生產期長;Ⅲ類氣井普遍產量較低,后期排液效果不理想、穩(wěn)產能力差。

    (4)對3類氣井中有效生產時間達3年以上的氣井進行了遞減率評價,蘇10區(qū)塊氣井遞減率主要分布在10%~18%之間,平均遞減率為14.51%。

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