苏里格气田低产井稳产技术研究

左海龙，王德龙，黄琼，王京舰，王蕾蕾，刘倩（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安　710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安　710021）

苏里格气田低产井稳产技术研究

左海龙1，2，王德龙1，2，黄琼1，2，王京舰1，2，王蕾蕾1，2，刘倩1，2
（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710021）

苏里格气田部分井因生产时间长，井底流压低，稳产难度不断加大，而开发实践证明，苏里格致密砂岩气藏在低压条件下仍具有一定的稳产能力。本文利用气田生产动态数据和压力恢复数据，采用分段动态拟合与试井解释相结合的方法，确定气井储层物性参数，在此基础上建立数值模拟模型，在充分考虑应力敏感条件下，优化致密储层压力控制条件和开发方式。研究结果表明：第一，苏里格低产井应以不同的稳产目标合理配产；第二，低产井应严格控制井底流压压降速率；第三，低产井应采取长关短开的间歇制度，以降低应力敏感性对于储层的重复伤害；第四，低产井应确定合理的开关井时间，并建立动态的调整机制。

致密气藏；低产井；合理配产；压力控制；开发方式

苏里格致密砂岩气藏与常规气藏在渗流机理、产能变化、生产动态特征等方面有较大差异，如何优化气井开发方式，挖掘低压气井稳产潜能，需要进行相关研究。而气井的基础参数（储层、井筒、裂缝、控制半径等）是动态分析与研究的基础，因苏里格大多数气井采用井下节流方式生产，试井、动态监测等测试资料有限；另外气井基础参数往往随着开发进程发生动态变化。针对以上问题，本文利用生产动态数据，采用分段动态拟合方法确定苏里格气田气井动态参数，结合试井解释对拟合结果进行验证。再利用数值模拟的方法对配产、压力控制、开发方式等进行相关研究，优化苏里格气田低产井稳产技术。

1　气井动态参数确定

苏里格气井大多数采用井下节流方式生产，试井、动态监测等测试资料有限，无法求取大量井的基础参数。而致密气藏在应力敏感下，气井基础参数（储层、井筒、裂缝、控制半径等）随着开发进程发生动态变化尤为明显，传统方法无法满足这一需求。针对以上问题，考虑以生产数据为基础，利用产量不稳定分析方法拟合求取气井基础参数，在此过程中使用分段拟合求取不同流动时间段的基础参数。分段拟合是指以整体拟合结果为参考，按照合理时间段划分，分别拟合出每个时间段的相关参数，得出各参数随时间变化规律，探究其变化机理。合理分段主要考虑气井生产时间长短，既要保证分析点数量，又要保证生产断长度能够体现其动态特征，最后利用苏里格部分有实测压力恢复试井的气井资料对该方法的准确性进行验证，从而揭示出气井的生产规律。以苏x井为例，利用气井生产数据采用产量不稳定分析方法拟合气井基础参数，并利用该井2010年10月和2011年9月进行压力恢复试井资料进行验证。生产动态分析结果与试井解释结果对比（见表1）。

表1　苏x井生产动态分析与试井解释结果对比表

动态分析结果与压力恢复试井解释相近，验证了分段解释结果的可靠性，说明分段分析是获取动态参数的有效方法（见图1）。

利用分段拟合方法可以有效求取基础参数分布特征与动态变化，这为低产井特征分析提供了资料基础（见图2）。

图2 苏x井分段拟合曲线

2　低产井配产方案优化

利用前面所求参数建立数值模型，并进行单井历史拟合，模拟分析气井在不同稳产时间要求下所对应的配产量。选取初期产量下降速度快，稳产难度大，生产时间较长且井底流压低于10 MPa的典型气井，分析考虑应力敏感性时，低产低压条件下不同稳产目标对应的配产量，得出不同类型气井的平均配产量。根据配产结果，求取典型直井Q配/QAOF（当前配产量与当前无阻流量的比值）与不同类型气井平均配产量的分布特征，研究表明二者具有较好的相关性（见图3、图4）。

图3　稳产三年Q配/QAOF与配产量的关系图

图4　稳产两年Q配/QAOF与配产量的关系图

对气井进行配产调整时，若以稳产三年为目标，则Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ类井平均应以当前无阻流量的25％、19％、13％进行配产；稳产两年分别为27％、21％、15％；稳产一年分别为30％、24％、17％。

3　井底流压压降速率控制分析

以典型井模型为基础，设定不同压降速率，分析稳产期末采出程度的变化情况（见图6）。研究表明：当气井井底流压压降速率增加时，气井的稳产期采出程度随之降低。

4　开发方式优选

4.1连续生产与间歇生产对比

利用数值模拟技术，在考虑应力敏感条件下，研究气井在连续生产和间歇生产两种开发方式对采出程度的影响。分析表明，气井随着关井间歇次数的增加稳产期采出程度明显增加。例如Ⅲ类稳产期连续生产采出程度为20.9％，关井四次稳产期采出程度可提高至25.4％（见图7、8）。因此，开发苏里格致密气藏，应选择间歇生产方式。

图7　不同关井次数条件下气井开发效果对比曲线

图8　不同关井次数条件下气井稳产期采出程变化曲线

4.2间歇生产气井开发特征

通过研究气井间歇生产条件下气井压力及开发效果变化特征，分析气井间歇制度的影响因素。间歇生产制度下，单次关井时间对气井的压力恢复特征和采出程度有较大影响。设定不同关井时间，利用数值模拟技术研究气井合理关井时间范围并对比采出程度及压力恢复变化特征。

研究表明，有限控制范围条件下，间歇制度生产时单次关井时间增加，井底流压恢复程度随之增加，但增幅逐渐放缓，日平均流压恢复速率减小，且第四次关井压力恢复程度小于第一次关井（见图9、图10）；气井开关井时间比（一个间歇周期内，开井时间与关井时间的比值）随单次关井时间和间歇次数的增加而减小（见图11）。随着单次关井时间的增加，气井稳产期采出程度随之增加，但增幅不断减缓（见图12）。

图9　不同关井时间条件下最大压力恢复程度曲线

图10　不同关井时间条件下平均压力恢复速率曲线

图11　不同关井次数条件下开关井时间比变化曲线

当气井外围供给能力较强时，气井间歇生产会增加气井的供给能力。选取典型气井，建立无限大储层模型，研究无限大储层条件下间歇生产的压力恢复特征。研究表明：无限大储层条件下，气井关井间歇生产可在一定程度上增加气井的单井控制储量，压力恢复程度表现为初期低，而后逐步上升。但由于气井控制储量增加幅度有限，增加幅度不断减缓，随着储层平均地层压力的降低，井底流压恢复程度逐渐下降，曲线上存在拐点（见图13、14）。

图12　稳产期采出程度随关井时间变化曲线

图14　无限大地层不同关井次数井底流压恢复程度

4.3气井间歇制度影响因素分析

储层的供给能力是影响气井开关井时间比的内因，而储层的供给能力可以用当前的平均压力量度。当气井控制范围内平均地层压力降低时，生产压差减小，气井供给能力不足，压力恢复会受到一定影响。针对不同关井时机，利用数值模拟方法，研究供给能力对气井间歇制度的影响。

由图15～16可以看出，随着地层压力的降低（储层供给能力减弱），气井开关井时间比不断减小，气井开井生产时的压降速率不断增加。相同关井时间条件下，井底流压恢复程度不断减小，故在制定间歇生产制度时，应根据储层的供给能力确定合理的开关井时间。

图15　不同地层压力条件下开关井时间比

图16　不同地层压力条件压力恢复程度

间歇阶段配产量是影响气井开关井时间比的外因，决定了间歇期间开井时间的长短，并会对储层供给能力造成间接影响。针对不同配产制度，研究评价配产量对气井间歇制度的影响。

图17　不同配产量条件下开关井时间比

图18　不同配产量条件下间歇周期内平均日产气量

由图17、18可以看出，随着配产量的增加，气井开关井时间比不断减小，气井开井生产时的压降速率不断增加；一个间歇周期内平均日产量略有降低；因此在制定间歇生产制度时，在满足产量要求的基础上，应适当降低配产量。

相对于连续生产方式，气井间歇生产主要具有以下特征：（1）封闭边界条件下，间歇生产稳产期产量随着单次关井时间的增加而增加。（2）随着关井次数的增加，气井井底流压恢复程度不断降低；增加单次关井时间，井底流压恢复程度不断减缓。（3）气井开关井时间比主要受储层供给能力和配产量的影响。（4）气井间歇生产增加了应力敏感伤害，随着间歇次数的增加，压降速率加快。

基于以上特征，气井因间歇生产而反复开关井，会导致储层的重复伤害，故间歇生产时应注意控制开关井次数；而随气井配产量增加开井生产时的压降速率不断增加，会加速应力敏感对储层的伤害。因此气井在制定间歇制度时应充分考虑地质、生产动态、配产量等因素，减缓应力敏感对储层的伤害，提高开发效果。

5　结论

（1）气井应以不同的稳产目标确定合理调整配产，若以稳产三年为目标，则Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ类井平均应以当前无阻流量的25％、19％、13％进行配产。

（2）苏里格致密气藏开发，应严格控制井底流压压降速率。

（3）低产井应采取长关短开的间歇制度，以降低应力敏感性对储层的重复伤害。

（4）应根据气井供给能力与配产量的关系，确定合理的开关井时间，并建立动态的调整机制。

［1］廖维新，冯积累.超高压低渗透气场应力敏感试井模型研究［J］.天然气工业，2005，25（2）：110-112.

［2］同登科，陈钦雷，廖维新，等.非线性流体力学［M］.北京：石油工业出版社，2003.

［3］于忠良，熊伟，高树生，等.致密储层应力敏感性及其对油田开发的影响［J］.石油学报，2007，28（4）：95－98.

［4］刘仁静，刘慧卿，张红玲，等.低渗透储层应力敏感性及其对石油开发的影响［J］.岩石力学与工程学报，2011，30（增1）：2697-2702.

［5］吴天江，李华斌，何先军，等.低渗透砂岩储层岩心应力敏感性实验评价及分析［J］.试采技术，2010，31（3）：6－9.

［6］康毅力，张浩，陈一健，等.鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层应力敏感性综合研究［J］.天然气地球科学，2006，17（3）：335－338.

［7］黎菁，赵峰，刘鹏.苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值得确定［J］.天然气工业，2011，32（6）：31－35.

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

左海龙（1985－），助理工程师，2009年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事气田开发研究工作，邮箱：zuohl_cq@petrochina.com.cn。