蘇59區塊出水氣井排采措施優選新方法

蔣貝貝 李海濤 楊舟洲 姜雨省 周天琪

（1.西南石油大學，四川成都 610500；2.中國石油西南油氣田公司銷售分公司，四川成都 610017；3.中國海洋石油采油技術服務公司，天津 300452；4. 中國地質大學，湖北武漢 430074）

蘇59區塊出水氣井排采措施優選新方法

蔣貝貝1李海濤1楊舟洲2姜雨省3周天琪4

（1.西南石油大學，四川成都 610500；2.中國石油西南油氣田公司銷售分公司，四川成都 610017；3.中國海洋石油采油技術服務公司，天津 300452；4. 中國地質大學，湖北武漢 430074）

蘇59區塊主力氣層含氣砂體分布孤立、含氣飽和度差、地層壓力系數低、氣井產能差異大，這給該區塊出水氣井排采措施的合理選擇帶來極大的困難。通過對4種不同氣井產能遞減規律進行對比分析，優選出誤差最小的Arps產量遞減規律分析模型對蘇59區塊氣井進行模擬計算，并提出反映單井控制含氣面積、地層壓力、儲層物性的氣井綜合產能指數概念。根據氣井綜合產能指數，結合地層壓力及實例井措施效果統計分析，制定出了適合蘇59區塊出水氣井排采措施優選的新方法。該方法考慮因素全面、密切結合現場，為蘇59及類似區塊出水氣井排水采氣措施的優選制定提出了新思路和新方法，具有較強的指導意義。

蘇59區塊；排水采氣；Arps遞減模型；優選新方法

蘇59區塊位于蘇里格西區中部，屬于典型的“低滲、低產、低豐度”三低氣藏，區內氣井普遍產水。由于單井產量低、攜液能力差，部分氣井井筒存在積液甚至水淹停產；隨著該區塊的進一步開發，積液井比例逐漸增大，嚴重制約氣井的正常生產。雖然近兩年也相繼開展了泡沫排水、柱塞氣舉、壓縮機氣舉等多項工藝研究和試驗，但總體實施效果未能收到明顯的經濟效益。蘇59區塊主力氣層含氣砂體分布孤立、地層壓力系數（0.90左右）低［1-2］、單井產能遞減類型差異大，排水采氣措施制定時對單井控制含氣面積、地層壓力及氣井產能因素的影響考慮較少，一定程度上影響了排采措施的針對性和適應性，也是造成較差經濟效益的主要原因。

通過對4種產能遞減規律的對比分析［3］，總結制定了適合蘇59區塊出水氣井排采措施優選的新方法，并制定了優選圖版，可以用來較好地指導蘇59及類似區塊出水氣井排采措施的優選制定。

1 氣井產能遞減規律分析及氣井綜合產能指數的確定

蘇59區塊在開發過程中，區內各單井表現出單井產能差異大、衰減快的生產特征，因此有必要對氣井產能遞減規律進行分析。對于蘇59區塊，如果氣井產能相近、產能遞減規律一致，那么此類井在含氣砂體控制面積、儲層物性、地層壓力等方面就會比較接近，按照這樣的規律對氣井分類，更能反映出氣井內在的本質特征。在此基礎之上，再考慮氣井出水量、地層壓力下降與排采工藝間的適應性分析，最終制定出合理的排采措施。

目前分析油氣井產量遞減規律的模型主要有4種，分別是Arps產量遞減模型、Blasingame產量遞減模型、A-G產量遞減模型、NPI產量遞減模型［4-6］，利用這4種模型對59區塊3口實例井做產能預測分析，對比各個模型得到的偏差值見表1。

表1 蘇59區塊三口實例井在4種不同模型下產氣量的預測偏差

從表1可見，Arps產量遞減模型偏差值最小，也即使用該模型對氣井進行產能遞減規律分析與蘇59區塊實際井情況最接近，因此，下面采用Arps遞減模型對蘇59區塊氣井進行產能遞減規律分析。Arps根據礦場實際資料的統計研究得出產量遞減規律的數學表達式為

式中，qr為參考產量，104m3/d；b為遞減指數，無因次；Dr為參考遞減率，d-1；tr為參考時間，d。其中遞減指數b（0≤b≤1）取值不同，得到的遞減規律也不一樣（b=0時為指數遞減，b=1時調和遞減，b值介于0和1之間時為雙曲遞減；指數遞減時產量遞減得最快，其次是雙曲遞減，最慢的是調和遞減）。

在Fekete F.A.S.T軟件中，按照Arps產能遞減模型對蘇59區塊39口動態產能評價分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井進行模擬計算，得到各井年產能遞減率（Dn）、可采儲量（EUR）和遞減類型。為了更好反映單井控制含砂面積，地層壓力、儲層物性對排采措施的影響，利用Arps產能遞減規律得到的結論，定義了單井綜合產能指數QGD=EUR/Dn這一概念，并按照氣井動態產能評價和綜合產能指數對氣井歸類排序，結論見表2。

表2 蘇59區塊39口實例井Arps產能遞減規律分析及氣井分類

2 蘇59區塊氣井地層壓力確定

蘇59區塊單井地層壓力數據需要計算才能得到，油田上只是有部分間斷的靜壓測試數據，不連續、不完整，無法用來分析地層壓力對排采措施的影響。因此，根據產氣量、水氣比（需敏感分析）、井身結構、油壓并結合靜壓測試校正，利用pipesim軟件對蘇59區塊部分氣井地層壓力進行計算，方便分析使用。因為計算過程繁瑣、數據量大此處不詳細介紹計算過程，只把計算結果給出來，見表3。

表3 蘇59區塊部分氣井地層壓力計算結果（28口井） MPa

得到了表3壓力以后就可以結合已實施井的排采效果進行分析總結，得到適合蘇59區塊的排水采氣優化措施原則。

3 蘇59區塊出水氣井排采措施優選方法確定

蘇59區塊出水氣井主要排水措施有泡排、氣舉、柱塞，間或有關井復壓+泡排；其中，泡排是主體，其次是柱塞氣舉［7-9］，單純氣舉井多是針對水淹井或積液較深的井恢復產能時使用。結合前面得到的氣井綜合產能指數、地層壓力、產水量，從2011年4月份到2012年6月份對蘇59區塊絕大多數措施氣井進行效果總結分析，得到這三因素對排采效果的影響規律。

表4 蘇59區塊排采措施氣井效果分析

從表4分析主要得到以下結果和認識：

（1）Ⅰ類氣井排采效果最好，Ⅱ類次之，Ⅲ類最差。

（2）綜合產能指數越高，排采效果越好，反之越差。

（3）地層壓力越高，排采效果越好，反之越差。

（4）氣舉和柱塞氣舉在所有類型氣井中都能收到比較明顯的效果；泡排措施在綜合產能指數（20以上）和地層壓力（15 MPa以上）都較高、地層出水量4 m3/d以內的井中效果明顯，反之效果就差；泡排+關井復壓在綜合產能指數20以上、出水量小于2 m3/d、地層壓力低于10 MPa時效果明顯；關井復壓在綜合產能指數20以上、地層出水量小于1.2 m3/d、地層壓力低于10 MPa時效果明顯；間開措施所針對的井絕大多數綜合產能指數很低（小于10），地層出水量較小（低于1.2 m3/d），效果一般較差。

根據以上分析結果以及現有對蘇59區塊出水規律的認識（95%以上同層沉積水［10］，氣井出水量絕大多數4 m3以內），下面確定適合蘇59區塊排水采氣措施優選的新方法。

（1）根據動態產能評價將氣井分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，利用Arps產能遞減規律計算出各單井產能的年遞減率Dn和氣井可采儲量，進而計算出氣井綜合產能指數QGD。

（2）根據單井資料，利用pipesim軟件求得不同時期不同產氣量條件下氣井地層壓力。

（3）根據蘇59區塊單井出水規律，判斷氣井出水類型和出水量并預測未來出水變化（此部分已有成果和認識可供參考）。

（4）制定排采措施，見表5。

表5 蘇59區塊出水氣井排采措施優選圖版

（5）對于蘇59區塊極少部分處于沉積水富集區產水量很大（30 m3/d左右）的氣井來說，上述優選方法不再適用，這時可以考慮電潛泵和機抽方式進行排水采氣，此處不做詳細分析。

4 結論

（1）優選出Arps產量遞減模型作為蘇59區塊氣井產能遞減規律分析模型，計算并得到了實例氣井的遞減類型、年產能遞減率及單井可采儲量，提出了反映氣井內在實質（單井控制含砂面積，地層壓力、儲層物性）的綜合產能指數這一概念。

（2）根據產氣量、水氣比、井身結構、油壓并結合靜壓測試校正，利用pipesim軟件計算得到了蘇59區塊多數措施氣井的地層壓力，用于分析其對排采措施優選的影響。

（3）通過對蘇59區塊絕大多數措施氣井排采效果的統計分析，取得了4點重要認識，用于指導排采措施優選方法的制定。

（4）制定出了適合蘇59區塊排水采氣措施優選的新方法，并給出了詳細的優選圖版，對蘇59及類似區塊出水氣井排采措施的優選制定有顯著意義。

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（修改稿收到日期 2013-08-26）

New method of gas recovery by water drainage measure optimization for water bearing gas wells in Su-59 block of Sulige Gas Field

JIANG Beibei1, LI Haitao1, YANG Zhouzhou2, JIANG Yusheng3, ZHOU Tianqi4
（1. Southwest Petroleum University,Chengdu610500,China;2. Sales Branch of Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina,Chengdu610017,China;3. CNOOC Oil Production Technology Service Co.,Tianjin300452,China; 4. China University of Geosciences,Wuhan430074,China）

The main gas formations of Su-59 block have the characteristics of isolated distribution of gas-bearing sandstones, low gas saturation, low formation pressure coefficient and great difference of gas well productivity, which brings great difficulties for the optimization of measures of gas recovery by water drainage for water bearing gas wells. Through comparative analysis, the Arps gas production decline analysis model was chosen to analyze most of the gas wells in Su-59 block, and theQGD, integrated gas well production capacity index, was put forward, which reflects the single well controlled gas-bearing area, formation pressure and reservoir properties. According to theQGD, formation pressure and the statistical analysis of implementing wells, a new method of determining implementing measures for Su-59 block is formed. The new method concerns not only the effect of gas production and water production to the measures of drainage gas recovery, but also the effect of single well controlled gas-bearing area, formation pressure and reservoir properties. It will be great significance for the gas wells in Su-59 block or similar blocks to determine measures of gas recovery by water drainage with the new method.

Su-59 block; gas recovery by water drainage; Arps gas production decline analysis model; preferred new method

蔣貝貝，李海濤，楊舟洲，等.蘇59區塊出水氣井排采措施優選新方法［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：79-83.

TD712.6

：A

1000–7393（2013） 05–0079–05

蔣貝貝，1984年生。2011年畢業于西南石油大學油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現主要從事油氣開采及完井方面研究，在讀博士研究生。電話：15928430178。E-mail：jiangboy1984@126.com。

〔編輯 薛改珍〕