伏龙泉气田动态分析及措施挖潜研究

刘凤贤（吉林油田松原采气厂，吉林 松原 138000）

伏龙泉气藏含气层位多，主要包括泉头组、登娄库组和营城组三套开发层系，含气井段长，是一个纵向上具有多套含气组合的构造—岩性层状气藏。伏龙泉气田自1997年投入开发以来，经历了初期试采，滚动开发，规模稳产，产量递减几个阶段。目前伏龙泉气田整体开发特征表现为“两降”、“两升”：压力下降，产气量下降，产液量上升，水气比上升。开发中存在的问题具体表现为：1、采气速度过大导致稳产期短，部分单井一投产产量便开始下降，没有稳产期；2、低压气井及低产出液气井不能连续生产；3、平面及纵向储量动用差异较大。针对上述问题，通过加强储层认识，应用图版和交汇曲线法,有效识别储层，精细管理，结合单井试气作业、生产情况，通过动态静态分析相结合评价技术，确定措施挖潜方向，提高单井产能。

1 气田动态分析

1.1 伏龙泉气藏开发现状

一般气田生产，按其开发全过程中产量随开采年限或采出程度的变化特征，大体上都可划分为三个大的阶段，即上产阶段、稳定阶段和递减阶段。伏龙泉气田目前已经进入递减阶段，由于采气速度偏高，老井自然递减加大，需采取有效措施，提高单井产能，缓解递减。

1.2 伏龙泉气藏开发指标评价

1.2.1 气藏压力下降幅度逐年增大

伏龙泉气田滚动开发5年来，平均井口压力由09年的4.8MPa下降到13年的2.9MPa，并且下降幅度呈逐年加大趋势。

1.2.2 储量动用程度不均衡

伏龙泉气田储量动用不均衡，其中泉头组开采年限长，采出最多，储量动用程度最高，登娄库组其次，营城组最少，剩余未动储量以登娄库组和营城组为主，是今后动用新层潜力所在。

1.2.3 采气速度偏大，导致产量快速下降，稳产期短

采气速度对气藏稳产期影响明显，伏龙泉气藏属于中型气藏，采气速度应控制在5%以下，目前伏龙泉气藏采气速度过快，2012年以来采气速度偏大，部分单井投产初期配产偏高，从投产产量即开始递减，没有稳产期，气井压力下降快，特别是高产井，受季节调峰影响，没有按照合理的工作制度平稳生产。

1.3 产液制约气田开发

按产液气井产水来源及出液特征把产液井分为四类：

第一类：水气比0-0.5，日产液<1m3，产出水为凝析水和层内束缚水，出液对气井产量影响不大。

第二类：水气比0.5-5，日产液>1m3，产出水为层内水，产液影响气井生产，尤其是后期产量低于临界携液能力时，会产生井底积液，严重影响正常生产，对此类气井应做好排水采气工作。

第三类：水气比5.0-10，投产层无气水层，此类井产液量大，产水量稳定，产出水来自夹层水。对此类气井采取机抽排水采气。

第四类：工作液污染井，产液特征表现为初期产液，生产过程中液量下降，后期不产液。

2 深入气藏地质研究，提高措施增产效果

随着地质认识的不断深入，气井措施井次增多，措施效果明显，在气田产量构成上措施增产比例逐年增大。

措施挖潜主要方法有四点：

2.1 应用图版和交汇曲线法，有效识别储层

对伏龙泉气田无气停产老井应用图版和交汇曲线法，优选潜力层，进行补孔动用，实施7口井，有效5口井，实施后日增气7.8万方。

2.2 因井而异，针对性制定挖潜措施

对关井压力较高，开井压降快，井筒及近井地带存在污染或堵塞的动静不符井采取针对性解堵措施复活，包括生物酶解堵法，反复激动的降压解堵法，解除堵塞，日增气量6.8万方。

2.3 应用压缩机增产，实现低压井发挥高产能

对投产早，开采后期，生产压力低，不能正常生产井，使用压缩机抽吸强采后取得的效果比较明显，日增产8万方。投运前后进站压力由1.4MPa下降到0.5MPa，生产压差增大，13口井产能得到发挥。注意进压缩前要做好气井排液、除油等工作，确保压缩机正常工作。

2.4 采取多元化排水采气技术，满足不同产液井排水采气需求

对伏龙泉气田的18口产液井，立足区块、层位产液特点，依据单井产液量高低、压力变化、井下管柱情况，制定“一井一策”排水采气技术对策。2014年1-9月份开进行泡排1034井次，气举15井次，放喷18井次，日增产10万方。

3 下步措施挖潜方向

继续推广及深入研究补孔压裂、酸化解堵等主导增产技术，积极做好产液气井连续生产保障措施，拓宽增产途径。精细小层对比优化选井选层，优化工艺设计，强化现场监督，提高措施效果。拓展措施选井范围，提高挖潜技术针对性。

3.1 井筒挖潜：针对出油蜡、产液井开展清防蜡剂、化学剂除蜡、排水采气、机抽等技术措施，控制老井自然递减，高单井产能。

3.2 未动用层挖潜：确定潜力层，开展射孔、压裂等技术对策，通过层间接替实现气井较长时间的稳产，降低综合递减率。

3.3 根据产气剖面、饱和度测试等监测资料，结合动态产出状况，对高产液气井堵水或机抽复活。

4 结语

4.1 气藏采气速度偏高，老井产量自然递减加大，稳产难度加大。应按照单井无阻流量进行合理的配产，控制采气速度。

4.2 产液制约气藏开发，产液单井压力、产量下降幅度大，应积极采取排水采气技术措施，减少产液对气井正常生产造成的影响，保证产液气井连续生产。

4.3 措施增产对气田开发发挥重要作用，今后应进一步优化措施结构，拓展措施选井范围，提高措施增产量，降低老井产量递减幅度。