苏里格气田苏10区块气井产能评价

2012-10-25靳辉

石油地质与工程 2012年4期

靳辉

（中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦 124010）

国内外气田开发实践表明，正确评价气井产能是气田开发的关键问题之一。通过产能评价能较好的描述特定储层的产能变化特征，评价储层的平均产能，确定气井的合理工作制度、生产规模及地面建设规模等，为气田的合理开发提供科学的依据［1］。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中部，是我国新近发现的大型低渗低孔低压气藏，气田已进入大规模开发阶段。由于该气田低孔、低渗、非均质性强，常规试井方法耗时多、精度差，无法满足该地区生产及开发的需要。在现有开采模式下通过优化简化工艺，气井普遍在压裂排液结束后直接进入流程生产，这样就造成了气井产能核实难度大。本文在理论研究及现场试验的基础上，应用多种方法开展了苏10区块的产能评价工作。

1 苏10区块概况

苏10区块位于苏里格气田北部，属苏里格气田中区，区域面积542.0km2。2007年上报山1段、盒8段基本探明天然气地质储量779.66×108m3。气藏埋深3200～3500 m，沉积类型为辫状河和曲流河沉积，储集砂体非均质性强，连续性较差，裂缝不发育；盒8段孔隙度10.81%，渗透率1.23×10－3μm2，山1段孔隙度6.65%，渗透率0.32×10－3μm2；气藏类型属无边底水弹性气驱、低孔、低渗岩性气藏［2］。

2 气井生产特点［3］

按照动态分类标准，区块投产的306口井中，Ⅰ类井有82口，Ⅱ类井有155口，Ⅲ类井有69口，Ⅰ＋Ⅱ类井比例为77.5%。

2.1 Ⅰ类井生产特征

生产特征：无阻流量大于10×104m3／d，初期产量在（2～4）×104m3／d以上，能够连续生产并具有一定的稳产能力。

从Ⅰ类井产量压力变化曲线（见图1）可以看出，在生产时间为330天时套压12.8 MPa，平均日产气量2.40×104m3；在生产时间为660天时套压9.8 MPa，平均日产气量1.94×104m3；在生产时间为990天时，套压7.6 MPa，平均日产气量1.60×104m3；投产3年内平均日产气为2.04×104m3。目前，这类井平均日产1.77×104m3，平均单井已累计产气2066×104m3。研究结果表明，Ⅰ类井配产2.0×104m3，稳产时间可达3年。

图1 Ⅰ类井生产曲线

2.2 Ⅱ类井生产特征

生产特征：无阻流量在（4～10）×104m3／d之间，生产初期产量一般在（2～3）×104m3／d，这类井基本能够连续生产。

从Ⅱ类井产量压力变化曲线（见图2）可以看出，在生产时间为330天时套压10.9MPa，平均日产气量1.35×104m3；在生产时间为660天时套压7.9MPa，平均日产气量1.00×104m3；在生产时间为990天时套压7.2MPa，平均日产气量0.97×104m3；投产3年内平均日产气为1.10×104m3。目前，这类井平均日产0.91×104m3，平均单井已累计产气1013×104m3。研究结果表明，Ⅱ类井配产1.0×104m3／d，稳产时间可达3年。

图2 Ⅱ类井生产曲线

2.3 Ⅲ类井生产特征

生产特征：无阻流量小于4×104m3／d，生产初期产量小于2×104m3／d，稳产时间较短，这类井产量低、压力下降快，目前部分井间开生产。

从Ⅲ类井产量压力变化曲线（见图3）可以看出，在生产时间为330天时套压9.3 MPa，平均日产气量0.66×104m3；在生产时间为660天时套压7.4 MPa，平均日产气量0.45×104m3；在生产时间为990天时套压7.3 MPa，平均日产气量0.38×104m3；投产3年内平均日产气为0.49×104m3。目前，平均日产0.33×104m3，平均单井已累计产气475×104m3。研究结果表明，Ⅲ类井配产0.5×104m3／d，稳产时间可达3年。

气井生产总体表现出产量低压力下降快、采用井下节流后能够连续生产的特点。当井口压力为7～8 MPa时，气井具有较强的稳产能力。生产数据表明，以稳产三年为条件，Ⅰ类井合理配产为2.0×104m3／d、Ⅱ类井配产为1.0×104m3／d、Ⅲ类井配产为0.5×104m3／d。

3 气井产能评价［4］

3.1 评价原则

气井合理产能评价遵循以下原则：①气井稳产3年或预测稳产年限达到3年以上；②合理利用地层能量；③具有携液能力。

图3 Ⅲ类井生产曲线

3.2 评价方法

3.2.1 采气指示曲线法

该方法着重考虑减少气井渗流的非线性效应以确定气井合理配产，当气井产量较小时，流动符合达西定律，采气指数的倒数（Pe－Pwf）／q与产量近似呈线形关系；而当产量增大到某一值后，（Pe－Pwf）／q随产量的变化不再满足达西定律，气体流入井筒要产生附加压降，造成地层能量的损失。从气井生产能量消耗的合理性出发，要求采气指数越大越好。因此，可以把偏离早期直线段那一点的产量作为气井的最大合理产量。

3.2.2 数值模拟法［5］

数值模拟方法是气藏工程和数值模拟技术相结合的产能预测技术。该方法的要点是应用数值模拟技术拟合气藏工程产能研究结果，使气藏动态模型能较好的模拟不同结构储层的气井产能特征，从而获得较为可靠的气藏开发指标。该方法适用范围广，预测精度随气藏模型精度的提高而提高。

3.2.3 压降速率法

气井生产是否稳定还可借用井口套压降速率评价。根据气井的实际生产曲线，气井在某一配产下长期生产，井口压力较稳定，压降速率较小，并可达到规定的自然稳产期，即确定该配产为气井目前合理产量。

3.2.4 矿场生产统计法

以目前投产时间较长的气井（3年以上）的实际产量压力资料为依据，以稳产三年为条件，确定气井合理产能。

3.3 评价结果

（1）苏10区块采气指数与产量关系曲线见图4，因此得到最大合理产量为1.2×104m3／d。

图4 采气指数与产量关系曲线

（2）分别对Ⅰ类井设计产量系列（4.0～1.0）×104m3／d，Ⅱ类井设计产量系列（2.0～0.5）×104m3／d、Ⅲ类井设计产量系列（1.0～0.4）×104m3／d，从原始状态下先定产后定压生产，井口油压下限为0.5 MPa，废弃产量为0.1×104m3／d，进行单井合理产能研究。

从图5中可以看出，随初期日产气的增加，稳产年限逐渐降低。为保证苏10区块气井具有3年以上稳产期，实现气田平稳供气，平均单井日产气为（1.1～1.2）×104m3较为合适。其中Ⅰ类井平均初期合理日产气为2.0×104m3左右，Ⅱ类井平均初期合理日产气为1×104m3左右，Ⅲ类井平均初期合理日产气为0.5×104m3左右。

图5 合理日产气与稳产时间关系

（3）根据苏10区块压降速率与日产气关系曲线，区块平均单井日产气越大，压降速率越大，采用回归公式计算，套压降速率小于0.02 MPa／d对应的气井合理配产为（1.0～1.1）×104m3／d。

（4）从2006年投产气井产量压力变化曲线看（见图6），当气井生产时间330天时，套压10.9 MPa，平均日产气量1.24×104m3；当生产660天时，套压8.3 MPa，平均日产气量1.04×104m3；当生产生产990天时，套压7.4 MPa，平均日产气量0.92×104m3，气井表现出良好的生产能力。若按稳产期间平均产量1.0×104m3计算，稳产时间为3.33年；若按累计采气量折算，稳产3年，合理配产为1.10×104m3／d。