苏里格气田单井生产动态分析与管理探讨

胡建港?王志杰?刘家铭

摘要：苏里格气田因为储层物性相对较差、地质条件较为复杂、单井产量降低，若不压裂不会出现自然产能，产量下降速度相对较快，稳产期不长、采收率以及开采速度都较低，难以产生较多的经济效益。对于这种现象，有关部门结合气井生产动态特征建立起相应的分类标准，通过气藏工程方法对气井动态特征、递减规律加以分析，并提出井下节流保持稳产、合理配产提升可采储量的方案，从而为类似于苏里格气田低渗透强非均质性气藏的开发提供参考和指導。

关键词：低渗透气田；单井生产；动态分析；管理

苏里格气田具有低渗、低压、低产、低丰度的显著特征，地质条件和国内外低渗透气藏相比较，更加复杂。首先，气藏一般都是在沼泽条件下形成的辫状河沉积，而且砂岩呈现出大面积分布的现象，有着良好的连续性[1]。只有河道中心摊底部粗岩才能够形成相应的储集体，一般都是孤立状、连通性、连续性；其次，气井单井控制储量相对较低，低层供气较为缺乏，表现为稳产期短、产量低、关井压力恢复相对较慢等特征。

对着这些气藏特征而言，只有准确分析气井生产动态，探讨气井生产管理措施，才能够为提升气田开发效率奠定坚实的基础。

一、气井生产动态特征分析

气田储层强非均质特征让气井生产动态有着较大的差异，对气井静态参数考虑之后概括如下。

首先，一类井的单层有效厚度超过5m，积累的有效厚度则超过8m，无阻流量超过10*104m/d；二类井单层有效厚度则在3到5m之间，积累有效厚度在5到8m之间，无阻流量则在4到10*104m3/d；三类井单层有效厚度在1到3m之间，积累有效厚度低于5m，无阻流量则低于4*104m3/d。

苏里格气田苏采气时间相对较长，根据相关资料和数据来分析，三类气井生产特征不同，首先，一类井初期配产相对较高，井下压力下降较快、稳产时间较长，在1.2年左右，气井生产后期产量逐渐增加，可以维持稳定生产超过4年[2]；其次，二类井初期配产则是在3*104m3/d左右，井下压力下降较快，稳产时间在0.5到1年左右，气井生产后期产量则在104m3/d左右，持续稳定生产在4年左右；三类井初期配产相对较低，低于104m3/d，井口压力下降相对较快，几乎不存在稳产期，生产后期大都因为产量较低不稳定。

二、气井生产管理措施

因为苏里格气田地质条件较为特殊、生产井动态也较为特殊，要想能够对气田进行经济开发，现场生产管理则需要做好以下工作。首先，强化气井生产管理力度，保证气井能够实现稳定生产，发挥单井产能[3]；其次，对生产制度进行合理制定，保证单井可采储量得到提升，具体措施如下所示。

（一）排水采气和井下节流，保证气井实现稳定生产

排水采气工艺能够从根本上解决井筒积液问题，从而导致气井正常生产受到影响，苏里格气田开采选择“泡沫、管柱、柱塞气举”等排水采气方法，其能够产生显著的效果。出现积液之后，气井产能也会受到影响，通过排水采气之后，气井产能则能够逐渐得到恢复，产量从积液阶段0.59*104m3/d恢复到之前的阶段，油套压差也能够慢慢缩小[4]。井下节流工艺能够让气井稳定生产，还能够解决井筒积液等问题，防治水合物对气井生产造成的不良影响。

（二）合理配产、控制压差，降低压敏效应

苏里格气田储集层具有中强压敏特征，释放产层压力之后诱发的塑性变形会让储集层损失在30%左右。气井实际生产期间，地层压力和井底压力差在20MPa左右，这这种压差范围内的渗透率损失在50%左右。

气井在生产期间，地层压力和井底压力之间若相差太多，则井底附近底层则会出现低渗带，导致气井产能受到影响[5]。实际生产中不难发现，受到压敏效应的作用，单井可采储量受到配产的影响，配产效果的高低与采储量之间为反比关系。所以，通过合理配产、控制压差，就能够降低压敏效应，从而提升单井可采储量。

三、结语

苏里格气田气井稳产期相对较短，一类、二类井总体满足指数以及调和递减规律，递减率一类井稍微较高，但是，差异不大。生产期内平均递减率在0.001左右，三类井递减规律不够显著。通过不同的研究发现苏里格气田气井单井可采储量相对较低，平均为3*104m3，经济效益相对较差，要想能够达到有效开采的目的，就要能够做好气井生产管理工作，对稳产期加以延长，保证单井可采储量得到提升。

参考文献：

[1]蒋辉.苏里格气田自动化管理的初步实践[J].石油科技论坛，2010，04：25-28+80.

[2]白冰，梁策，杨陈.苏里格气田产量递减原因分析研究[J].化工管理，2014，33：132-134.

[3]冉新权.苏里格低渗透气田开发技术最新进展[J].天然气工业，2011，12：59-62+127.

[4]张波，薛媛，王晓荣，王惠.苏里格气田水平井生产工艺优化研究[J].石油化工应用，2013，04：17-21.

[5]刘琦，罗平亚，孙雷，欧阳诚，潘毅.苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算[J].天然气工业，2012，06：46-49+108-109.