蘇里格氣田低產低效井差異化管理對策

馮強漢 李建奇 魏美吉 陽生國 曹彩云

蘇里格氣田低產低效井差異化管理對策

馮強漢 李建奇 魏美吉 陽生國 曹彩云

中國石油長慶油田公司第三采氣廠

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田儲層非均質性強，氣水分布規律復雜，隨著開發的深入，低產低效井增多，氣井的管理、資料分析和應用難度加大。為此，結合對該氣田儲層地質認識、生產動態特征分析和現場試驗的成果，提出“蘇中控壓穩產、蘇西控水開發”的技術思路，將蘇中氣井分為高、中、低產井；蘇西氣井分為連續帶液井、間歇帶液井和積液井，分類分析評價氣井生產動態，并提出各類氣井的開發技術政策。在氣井分類管理的基礎上，形成了具有該氣田特色的低產低效井差異化管理對策：①不斷優化低產井間歇生產制度，有效減少和降低儲層應力敏感效應和水鎖傷害，提高了低產井外圍儲量動用程度；②建立氣井“三維矩陣”管理方式，明確了氣井措施適用范圍，量化了措施實施參數，提高了氣井措施有效率；③應用智能化氣井管理平臺，推行氣井全生命周期管理。差異化管理對策貫穿氣井整個生命周期，大大提高了氣井管理效率，老井的開井時率、新井貢獻率、措施有效率明顯上升，為該氣田穩產提供了幫助和支持，也為同類氣田的高效開發提供了技術支撐。

鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 低產低效 儲集層特征 差異化管理 三維矩陣 間歇生產 全生命周期管理

1 氣田概述

蘇里格氣田區域構造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北側，主力產氣層為二疊系山西組和石盒子組，構造形態為一個寬緩的西傾單斜，發育多個鼻隆構造，以辮狀河為主要沉積相帶，砂體橫向變化快，縱向多期疊置，非均質性強，地質條件復雜[1-6]。隨著開發不斷深入，生產中暴露出較多問題，如蘇中、蘇西氣井管理差異大，低產低效氣井逐年增加等成為氣田開發的重要難題[7]。因此針對不同類型氣井提出合理的管理對策，實現氣井的精細化管理，對于氣田開發具有非常積極的意義。

1.1 目前生產中存在問題

隨著建設產能規模的不斷擴大，開發程度的不斷深入，生產中出現了如下問題。

1）蘇里格氣田儲層具有非均質性強、氣水分布規律復雜等特點，導致區塊及單井生產特征具有較強差異性。

2）蘇里格氣田單井具有產量低、遞減快，低壓低產時間長等特點[8]，隨著氣田開發的深入、低產氣井快速增加，目前已占到總井數的57.39%，但產氣貢獻率僅為26.44%，增加了氣井的管理難度。

3）蘇里格氣田采取井間接替[9]的穩產開發方式，氣井數量逐年增加，導致氣井資料管理、分析及應用難度加大。

1.2 氣井管理對策

針對蘇里格氣田生產中存在的以上問題，經過不斷摸索、試驗、總結，形成如下氣井管理對策。

1）根據不同區塊地質條件和動態特征差異，形成氣井差異化管理對策。

2）面對低產低效氣井逐年增多的現狀，不斷優化低產井間歇生產制度。3）建立“三維矩陣”式氣井精細化管理模式。4）應用智能化氣井管理平臺，推行氣井全生命周期管理。

2 蘇中、蘇西氣井差異化管理

結合區塊氣井靜、動態特征，推行蘇中、蘇西氣井差異化管理，提出以“蘇中控壓穩產、蘇西控水開發”的主要思路。

2.1 氣田地質特征

2.1.1 儲層應力敏感性

蘇里格氣田山西—石盒子期，盆地北部存在兩大物源區，西部為中元古界富石英物源區（石英巖為主，石英含量介于80%～95%）；東部為太古界貧石英物源區（酸性侵入巖為主，石英含量介于25%～60%）。鋯石測年結果顯示蘇里格氣田盒8段、山1段：中區、西區物源主要來自北部中元古界石英巖；東區物源主要來自北部太古界石英巖。因此受沉積物源的控制，蘇里格氣田普遍發育巖屑石英砂巖[10]。

根據儲層應力敏感性的定義和影響因素[11-14]，結合室內試驗結果，得到巖屑石英砂巖比石英砂巖應力敏感性強[15]（圖1）。

圖1 蘇里格氣田石英砂巖和巖屑砂巖儲層覆壓與滲透率關系圖

通過蘇里格氣田碎屑組分統計得到，蘇中塑形組分含量明顯高于蘇里格氣田的塑形組分含量，且是蘇西塑形組分含量的2倍（表1）。因此隨著地層壓力的降低，蘇中儲層應力敏感性更強，這是蘇中區別于蘇西的一個典型靜態特征。

2.1.2 儲層水鎖傷害

蘇里格氣田受烴源巖、儲集層物性及構造等多重因素控制[16]，蘇中區域基本不產水或僅有較少水產出，而蘇西區域氣層產水較為嚴重，且具有產出范圍大、分布零散的特點。這是蘇西區別蘇中的地質特征，反應在靜態上即蘇西儲層存在較為嚴重的水鎖傷害[17-19]。

1998年加拿大學者Bennion DB提出評價水鎖傷害程度的APTi水鎖數學模型[20]：

式中APTi表示水鎖指數；Kg表示氣測滲透率，mD；Swi表示初始含水飽和度。

表1 蘇里格氣田碎屑組分統計表

APTi模型評價指標如表2所示。

表2 APTi模型評價指標

應用APTi水鎖數學模型，以蘇西A區塊為例計算了該區塊氣井水鎖傷害程度，結果如表3所示。根據計算結果，蘇A區塊易產生水鎖效應，甚至能導致永久性水鎖損害。

表3 蘇A區塊氣井APTi模型評價結果表

2.2 蘇中控壓穩產

2.2.1 氣井分類

根據上述蘇中典型靜態特征，即儲層具有較強的應力敏感性，同時結合氣井的動態特征，將氣井按產氣量分為：高產井、中產井、低產井，以“保護高產井，穩定中產井，優化低產井”為思路，推行氣井精細化管理（表4）。

2.2.2 動態特征及管理對策

2.2.2.1 高產井動態特征及管理對策

該類井處于主砂體帶，儲層參數好，壓降緩慢，穩產能力強，能在短期內實現快速調峰，是主力產氣井，采取的管理對策是保護此類氣井，穩定氣井產量，如氣井 “合理配產”“輪休”制度[21]（圖2）。

表4 蘇中區域氣井分類管理表

圖2 高產氣井生產曲線圖

2.2.2.2 中產井動態特征及管理對策

該類井位于有效砂體較厚區附近，儲層物性一般，生產中具有典型的“兩段式”特征，初期產量高，產量、壓力下降快，后期在低壓低產條件下，具有一定的穩產能力，部分井生產后期出現積液現象。

管理對策：該類井生產前期控制合理配產，堅持“低配長穩”原則，控制生產壓差，延長無水開采穩產期。生產后期跟蹤氣井生產動態，定期核實氣井產能，對開始積液井開展助排措施（圖3）。

圖3 中產氣井生產曲線圖

2.2.2.3 低產井動態特征及管理對策

該類井分布在主砂帶邊緣，儲層物性差，生產初期產量高，壓力、產量下降快，無穩產期，生產后期套壓持續上升，有明顯積液現象（圖4）。

圖4 低產氣井生產曲線圖

該類井低產主要由于產能遞減、儲層物性差、氣井積液3個方面因素造成。產能遞減造成氣井低產，這部分井采出程度高，目前地層壓力低，采取的管理對策為間歇生產；因儲層物性差造成氣井低產，這部分井試氣無阻流量低，單位壓降產量低，主要采取間歇生產，優選儲層改造措施；因氣井積液造成氣井低產，這部分井油套壓差大，產量低甚至停產，主要采取排水采氣措施和間歇生產，兼顧儲層改造措施。

2.3 蘇西控水開發

2.3.1 氣井分類

根據上述蘇西的靜態特征，即儲層具有較強的水鎖傷害；同時結合氣井的動態特征，按氣井產氣量與臨界攜液流量關系分為連續帶液井、間歇帶液井、積液井3類。

2.3.2 動態特征及管理對策

2.3.2.1 連續帶液井動態特征及管理對策

該類氣井日產氣量大于臨界攜液流量，生產過程中產量、壓力下降較為平穩，氣井生產連續性好（圖5）。

圖5 連續帶液典型井生產曲線圖

針對該類井主要跟蹤氣井生產動態，以臨界攜液流量為基準，當氣井日產低于該流量時，輔以泡排措施，防止井底積液。

2.3.2.2 間歇帶液井動態特征及管理對策

該類氣井日產氣量在臨界攜液流量附近，產氣量、套壓波動頻繁，氣井攜液能力較差，井底開始有積液形成（圖6）。

圖6 間歇帶液典型井生產曲線圖

措施一：優選速度管柱措施，降低氣井臨界攜液流量，排除井底積液。

措施二：氣井間歇生產，開井初期流量高于臨界攜液流量，將液體攜出井底，可適當輔助泡排措施。

2.3.2.3 積液井動態特征及管理對策

該類氣井日產氣量小于臨界攜液流量，套壓持續上升，日產氣量逐漸降低，油套壓差增大，井底有積液形成甚至積液停產，生產狀況連續性差（圖7）。

圖7 積液典型井生產曲線圖

措施一：柱塞氣舉，利用地層本身能量將液體攜出。

措施二：氣舉復產，適用于嚴重積液及水淹停產井（適時輔以泡排或速度管柱措施）。

3 氣井間歇生產制度

隨著低產低效氣井的增加，氣田穩產及氣井管理的難度加大。針對該問題，開展了室內巖心模擬實驗，總結間歇生產作用機理。2013年開展現場長關井和短關井試驗，同時利用數值模擬等技術手段，最終形成“以關井壓力恢復至拐點壓力的時間為最優關井時間，開井產量下降至穩定生產的時間為最優開井時間”的間歇生產制度。

3.1 氣井間歇生產作用機理研究

通過室內巖心模擬實驗，研究了低滲致密儲層的主要滲流規律，認識到間歇生產其本質就是通過周期性開關井達到閾壓效應[22]和應力敏感效應之間的平衡，從而保護儲層、延長氣井生產期、擴大泄流面積，最終提高采收率。

3.2 現場開關井試驗

3.2.1 長關井試驗

2013年2—6月對蘇里格氣田138口低產低效氣井進行長關井壓力恢復試驗（圖8），達到了解地層恢復能力的目的。

圖8 間歇生產試驗進程圖

通過長關井試驗取得以下認識：通過關井，地層能量得以恢復，開井初期產氣量大幅提升，所以關井后，間歇生產不影響間歇生產階段內總產氣量。

3.2.2 短關井試驗

在長關井試驗取得認識的基礎上，根據壓力、產量恢復情況將氣井分為 6 類，并反復調整開關井時長，分析間歇生產壓力、產量規律，評價不同制度下的間歇生產效果，最終優選出合理的間歇制度（表5）。

表5 氣井間開制度調整方案表

通過短關井試驗，認為應根據壓力和產量變化特征，確定關井時間為關井后壓力恢復至拐點的時間、開井時間為開井后產量降至氣井原有產量的時間（圖9）。

圖9 短關井試驗生產曲線圖

3.3 數值模擬方法論證

根據蘇里格氣田直井生產數據按時間拉齊后，建立單井理論模型進行擬合，擬合效果較好。

通過建立的典型數值模型，擬合了多種開井、關井間歇的生產方式，即間歇生產制度既提高了最終采氣量，也保證了氣井的開發效益。

綜合以上室內、現場試驗，結合數值模擬等手段進行論證，最終形成了一套確定合理間歇生產制度的方法（圖10）。

3.4 間歇生產制度效果評價

在2013年氣井間歇生產試驗的取得良好效果的基礎上，2014年、2015年持續開展氣井間歇生產。制訂人工間開氣井341口，智能間開氣井319口，壓力未恢復而采取其他措施的氣井167口。

圖10 合理間歇生產制度流程圖

實行間歇生產制度后，日均產氣量由115.7×104m3上升至141.3×104m3，日均增產氣量25.6×104m3，平均油套壓差下降0.7 MPa，間歇生產有效提高了單井采出量，同時減緩了低產低效氣井積液程度。

4 氣井“三維矩陣”精細化管理模式

蘇里格氣田在總結氣井差異化管理以及排水采氣措施經驗基礎上，結合各項措施適應條件及實踐效果[23]，推行“三維矩陣” 氣井精細化管理模式。

4.1 氣井“三維矩陣”原理

氣井“三維矩陣”管理模式，以產量、套壓及井筒工藝作為分類指標，建立多維矩陣模板（圖11），針對該模板的氣井分類，制訂不同氣井管理制度。該管理模式明確了措施適用范圍，量化了措施實施參數，最終實現氣井的“三維矩陣”管理。

圖11 氣井分類管理多維矩陣模板圖

4.2 “三維矩陣”氣井分類

氣井“三維矩陣”模板，將氣井細分為48類。表6中只列舉了部分氣井的管理內容。

4.3 氣井“三維矩陣”管理應用效果評價

蘇20區塊應用氣井“三維矩陣”管理模式后，氣井開井時率和利用率均超過98%；氣井產量年遞減率由2012年的27.2%降至目前的21.5%，泡排有效率由2012年的61.3%上升至目前的88.1%；老井措施增產氣量由2012年的1 050×104m3上升至7 061×104m3。

表6 “三維矩陣”氣井分類管理表

5 氣井全生命周期管理

隨著投產井數的上升，氣井的靜、動態資料數量不斷增加，給生產管理、技術研究等工作帶來一定的難度。面對該問題，在氣井智能化管理平臺的基礎上，推行氣井全生命周期管理。

氣井全生命周期管理系統，在保證數據及時性、有效性的前提下，統一管理鉆、錄、測、試等靜、動態數據，為氣井開采各階段提供數據資料，為氣井合理高效開發提供決策依據。

5.1 氣井全生命周期管理功能

5.1.1 數據歷史查詢

該管理系統具有強大的數據庫，包含鉆井、試氣、生產資料及動態監測等10大類與單井井史相關的信息資料，貫穿氣井的整個全生命周期。同時提供多種方式篩選查詢，并可以隨機的縱橫向分析對比。

5.1.2 自動成圖及數據聯動

自動成圖及數據聯動功能是該系統的特色功能，該系統集成Geomap組件，平臺能夠快速從數據庫讀取數據，一鍵自動生成單井綜合柱狀圖、剖面圖、柵狀圖等地質圖件。

氣井全生命周期管理系統除上述兩大功能外，系統還有氣井生產動態、動態監測、文檔管理、數據錄入4大功能。

5.2 氣井全生命周期管理流程

將氣井生命全周期分為投產前、投產初期、生產前期、生產中期、生產后期及氣井報廢6個階段，明確各階段生產動態特征，制定相應管理措施，確保氣井精細化管理貫穿氣井整個生命周期(圖12)。

氣井生產前期，根據氣井的錄井、測井等靜態數據和鄰井的動態數據，計算氣井無阻流量、控制儲量、最小攜液流量等技術參數，為氣井合理配產提供決策依據。

進入生產中期，依據動態監測資料和生產動態數據進行氣井產能核實，確定氣井目前真實產能，采用間歇生產制度、排水采氣措施實現氣井的中期穩產。

氣井生產后期，根據氣井的全部井史資料，應用間歇生產制度、排水采氣措施，優選查層補孔，儲層改造等措施，實現老井復產。通過以上氣井3個時期的管理，最終完成氣井的整個全生命周期管理。

6 結論及建議

圖12 氣井全生命周期管理流程圖

1）以不同區塊地質特征和動態特征為基礎，進行氣井分類，提出氣井差異化管理對策，“蘇中控壓穩產，蘇西控水開發”。

2）間歇生產制度有效減少和降低儲層應力敏感效應和水鎖傷害，蘇里格氣田已深入推廣間歇生產制度，提高了低產低效氣井外圍儲量動用程度。

3）氣井“三維矩陣”管理方式明確了措施適用范圍，量化了措施實施參數，提高了氣井措施有效率。

4）應用智能化氣井管理平臺，推行氣井全生命周期管理，該管理系統貫穿氣井整個生命周期，大大提高了氣井管理效率。

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(修改回稿日期 2016-09-05 編 輯 韓曉渝)

Differentiated management strategies on low-yield and low-efficiency wells in the Sulige Gas Field, Ordos Basin

Feng Qianghan, Li Jianqi, Wei Meiji, Yang Shengguo, Cao Caiyun
(No.3 Gas Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)

The Sulige Gas Field in the Ordos Basin is characterized by strong reservoir heterogeneity and complex gas–water distribution. With its further development, more and more low-yield and low-efficiency wells occur, so gas well management and data analysis & application become more difficult. In this paper, a technical idea of "pressure-controlling production stabilization in central Sulige and water-controlling development in western Sulige" was proposed according to geological reservoir understandings, production performance characteristics and field test results. The gas wells in central Sulige Gas Field were divided into high-, middle- and low-yield wells, and those in western Sulige Gas Field were divided into continuous liquid-carrying well, intermittent liquid-carrying well and liquid-loading well. The development technologies and strategies for each type of gas well were proposed based on the production performance analysis and evaluation on all kinds of wells. On the basis of classified management of gas wells, the differentiated management strategies on lowyield and low-efficiency wells of the Sulige Gas Field were formed. First, batch production system for low-yield and low-efficiency gas wells is optimized constantly to reduce effectively the reservoir stress sensitivity and water-lock damage and increase the reserves producing degree in the periphery of low-yield wells. Second, the "three-dimensional matrix" gas well management mode is established to define the application range of gas well measures, quantify the implementation parameters of gas well measures and improve the availability of gas well measures. And third, the gas-well intelligent management platform is adopted to perform the whole life-cycle management of all gas wells. This management system runs through the whole life-cycle of gas wells. By virtue of this management system, the management efficiency of gas wells is improved significantly, and flow efficiency of old wells, contribution rate of new wells and availability of all measures are increased greatly. It provides a basis for the production stabilization of the Sulige Gas Field, as well as a technical support for the high-efficiency development of similar gas fields.

Ordos Basin; Sulige Gas Field; Low-yield and low-efficiency; Reservoir characteristics; Differentiated management; Three-dimensional matrix; Batch production; Whole life-cycle management

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.11.004

馮強漢等.蘇里格氣田低產低效井差異化管理對策. 天然氣工業，2016, 36(11): 28-36.

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 11, pp.28-36, 11/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

馮強漢，1968年生，髙級工程師，碩士；主要從事天然氣開發地質與氣藏工程研究與管理工作。地址:（710018）陜西省西安市鳳城四路蘇里格大廈1913室。電話: （029）86978111。ORCID: 0000-0002-8220-0414。E-mail: fqh_cq@petrochina. com.cn