苏25区块2006年投产气井生产动态评价

2015-10-24王涛任明月李晓峰李凯侯瑞许益凤

石油化工应用 2015年3期

关键词：套压里格单井

王涛，任明月，李晓峰，李凯，侯瑞，许益凤

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710021；2.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710021）

苏25区块2006年投产气井生产动态评价

王涛1，任明月1，李晓峰2，李凯1，侯瑞1，许益凤1

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710021；2.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710021）

随着气田不断开发，苏25区块目前低产低压气井占到总井数83.6%；气藏地层能量的逐年降低，单井产量随之降低，气田开采难度越来越加大，很容易出现积液降产的现象。目前区块平均套压为6.9 MPa，平均单井产量为0.4× 104m3/d，本文通过评价2006年投产的26口井在历时9年多的生产过程中，压力、日产气量、累计产量的变化情况，研究不同类型气井进入积液时段，从而确定不同类型气井开展措施增产对策。

苏里格气田；开发方案；动态评价

苏25区块气田经过9年的开发建设，气井已经进入后期生产阶段，气田稳产难度大，因此加强对生产时间长的气井的综合研究，发挥低产低压气井的潜力，是保障气田稳产的重要措施。目前随着气田开发规模的不断扩大，气井生产时间不断延长，气田压力、产量逐渐降低，目前气田气井平均套压6.9 MPa，平均产量0.4×104m3/d。2006年投产26口气井目前平均套压5.6 MPa，平均累计产气量1 455.2×104m3，静态分类Ⅰ+Ⅱ类井比例为77%，动态分类Ⅰ+Ⅱ类井比例只有42.3%，最终采气量分类Ⅰ+Ⅱ类井比例为38.5%。

1　气井分类与开发方案对比评价

截至2014年12月31日，该26口井平均单井累计产气1 477.2×104m3，单井累计产气量最高为6 040× 104m3，最低为226×104m3。方案要求最终累计采气量为2 083×104m3，累计生产时间超过8年，目前平均累计采气量达到方案要求的71%（见图1）。

图1　苏25区块26口投产井产量柱状图

Ⅰ类井占总井数的11.5%；投产初期平均套压为21.7 MPa，前三年平均单井产量2.8×104m3，三年末套压6.2 MPa，三年套压下降15.5 MPa。前期压降速率较快0.013 MPa/d，后期生产逐步平稳，压降速率为0.006 MPa/d，目前单井平均累计产气量5 043.9×104m3，该类气井生产效果好（见图2）。

Ⅱ类井占总井数的26.9%；投产初期平均套压为21.3 MPa，生产三年平均单井产量1.0×104m3，三年末套压6.4 MPa，三年套压下降14.9 MPa。前期压降速率较快0.022 MPa/d，后期生产逐步平稳，压降速率为0.007 MPa/d，目前单井平均累计产气量1 650×104m3（见图3）。

Ⅲ类井占总井数的61.5%。投产初期平均套压为21.1 MPa，生产三年平均单井产量0.4×104m3，三年末套压5.8 MPa，三年套压下降15.4 MPa。前期压降速率较快0.024 MPa/d，后期生产出现积液，目前单井平均累计产气量733×104m3（见图4）。

图2　2006年投产Ⅰ类井压力、产量变化图

图3　2006年投产Ⅱ类井压力、产量变化图

图4　2006年投产Ⅲ类井压力、产量变化图

通过加权平均，该26口井稳产三年时间内，平均单井产量是0.86×104m3，达不到开发方案要求的稳产三年平均单井产为1.0×104m3，仅为开发方案要求的86%。

2　单位压降采气量变化趋势

Ⅰ类井前期（开井至套压至8 MPa）单位压降采气量较低185×104m3/MPa，中期（8 MPa～5 MPa）生产逐步平稳，单位压降采气量较高450×104m3/MPa～1 950× 104m3/MPa，后期单位压降采气量趋于降低300× 104m3/MPa，表明该类井在低于8 MPa是主力生产阶段，有至少5年的低压生产期（见图5）。

Ⅱ类井前期（开井生产至8.4 MPa）单位压降采气量较低50×104m3/MPa～130×104m3/MPa，中期（8.4～6.3）开始出现明显积液，单位压降采气量较高130× 104m3/MPa～256×104m3/MPa，后期采取排水采气措施，单位压降采气量小幅升高，目前单井平均累计产气量150×104m3/MPa。该类井在套压低于8 MPa，开始有明显的积液（见图6）。

Ⅲ类井前期（开井生产至8.85 MPa）单位压降采气量较低21×104m3/MPa～33.65×104m3/MPa，套压低于8.85 MPa开始出现积液（见图7）。

图5　2006年投产Ⅰ类井单位压降采气量、压力变化图

图6　2006年投产Ⅱ类井单位压降采气量、压力变化图

图7　2006年投产Ⅲ类井单位压降采气量、压力变化图

3　低压低产阶段与高压阶段比较

苏里格气田具有特殊的地质特点和独特的开发方式，在目前技术经济条件下：Ⅰ类井的经济生产期大于20 a；Ⅱ类井为16 a，废弃产量为0.102×104m3/d；Ⅲ类井为8 a，废弃产量为0.11×104m3/d［1］。

Ⅰ类井平均套压为3.7 MPa，大于等于8 MPa时累积采气量为1 824×104m3，预测Ⅰ类井20年后平均累计采气量为6 284.2×104m3，低于8 MPa的累计采气量为4 460.2×104m3，所占比例为71.0%。可见Ⅰ类井具有较长的低压生产期（见图8）。

Ⅱ类井平均套压为5.2 MPa，预测Ⅱ类井16年后平均累计采气量为2 013.0×104m3，小于8 MPa累计采气量为1 145.3×104m3，占到目前总累计采气量的56.9%，可见Ⅱ类井具有较长的低压生产期（见图9）。

Ⅲ类井平均套压为5.2 MPa，大于等于8 MPa累积采气量为238.3×104m3，小于8 MPa累计采气量为420.2×104m3，占到目前总累计采气量的63.8%，Ⅲ类井具有较长的低压生产期。87.5%Ⅲ类井已经不产气，平均套压为5.2 MPa，累计采气量仅为733×104m3（见图10）。综合判断，20年末气井平均累计产气量为1 718× 104m3，达到最终累计采气量的85.9%。