苏里格气田苏54区块气井开井流量研究

张磊 王志恒 李晶 杨万祥 叶超

1．西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065;

2．中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安710021

苏里格气田苏54区块气井开井流量研究

张磊1王志恒2李晶2杨万祥2叶超2

1．西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065;

2．中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安710021

针对苏里格气田苏54区块地层出水严重，导致间歇井数量逐步增加，影响区块后期稳产的生产管理难题，以临界携液流量理论为基础，开展气井最佳开井流量现场试验研究，研究过程根据气井生产实际，对现用气井临界携液流量计算公式进行修正，同时编制相应开井软件，实现气井精细化管理。

苏里格气田;间歇井;气井精细化管理;临界携液;开发软件

0 前言

苏里格气田苏54区块(简称苏54区块)是典型的富水区块，随着苏54区块开发的深入及气井生产时间的延长，积液井数量不断增多，如何科学、经济、有效地排出井筒积液，成为苏54区块稳产的关键。现有排水采气措施种类繁多，本次研究立足于排水采气，以经济有效为出发点，以临界携液流量理论为工具，重点研究如何在气井积液加重之前，通过合理控制开井流量的经济手段即达到排水采气的效果，本次研究的重难点工作是在前人建立李闽、杨传东等模型的基础上，优选并优化出适合苏54区块气井的临界携液流量计算模型，并以此为理论指导开展现场试验，最终得出苏54区块气井最佳开井流量范围。

1 苏54区块概况

1.1 苏54区块简介

1.1.1 苏54区块位置

苏54区块位于内蒙古自治区鄂托克旗，地处苏里格气田苏46区块以北，苏75区块以西。构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，构造形态为一宽缓的西倾单斜，坡降3～10 m/km，在宽缓的单斜上发育多排北东走向的低缓鼻隆，鼻隆幅度约10 m，南北宽5～15 km，东西长10～20 km。区块南北长约46.1 km，东西宽约39.5 km，面积约1 821 km2。研究区盒8段储层的发育主要受河流相沉积砂体控制，气藏主要受砂岩的空间展布和储集物性变化所控制，为典型的低孔、低渗、低丰度岩性气藏。

1.1.2 苏54区块气水分布

苏54区块气藏属中低产气藏，主要富集在中部地区，水体则分布在北部与南部地区，气水的这种分布关系，受控于东高西低的区域构造形态以及局部发育的鼻状构造。地层水相对活跃，部分井产水量较大，对气藏开发影响较大。截止2014年12月底，积液井已达到36口，其中严重积液井10口，分别占到总井数89口的40.45%和11.24%。

1.2 生产概况

苏54区块气井生产情况见表1。

表1 苏54区块气井生产情况

从表1可见，间歇井和问题井占总井数的20%，其日产量贡献不到1%，随着气井生产时间的延长，这种现象将更加突出，严重制约区块后期稳产。

1.3 面临问题

1)随着开发的不断深入，压力、产能不断下降，弥补递减靠投产新井难以实现;截止目前，区块压降速率为0.036 MPa/d，年产量递减率为36.1%。

2)积液井数量不断增加，管理难度加大，劳动强度增加，单口井每个间歇生产周期内开关频次为4次。

3)苏54区块产水严重(水气比为0.65)，导致气井积液期提前，低产低效井排液挖潜成为后期稳产的关键环节。

4)在相同条件下，不同操作人员进行开井操作，气井单次产气量、生产时间、产液时间存在很大差异，原因在于不同的操作人员都是依靠自身经验来控制开井流量，缺少合理的开井标准。

针对以上问题开展了气井开井流量研究工作。

2 气井开井流量研究

2.1 研究思路

研究思路见图1。

图1 研究思路图

2.2 开井流量试验

2.2.1 选井条件

为了保证开井流量试验具有可实施性、数据具有可分析性，制定选井条件，见表2。

表2 试验选井条件

2.2.2 临界携液流量

2.2.2.1 模型优选

常用的临界携液流量计算模型有Turner、Coleman、Nosseir、李闵和杨川东模型。根据现场实际生产数据应用各模型进行计算，以气井生产状态作为模型优选的判断依据，李闽模型与气井实际情况较为吻合，故选李闽模型作为计算模型。

李闽认为被高速气流携带的液滴在高速气流作用下，其前后存在一个压力差，在该压力差的作用下液滴会变成一椭球体，见图2。扁平椭球液滴具有较大的有效面积，更加容易被携带到井口中［6－12］。

在临界流状态下，液滴相对于井筒不动，液滴的重力等于浮力加阻力［13－15］。

图2 扁平椭球液滴

2.2.2.2 模型修正

为了使临界携液流量计算能够较为真实地反应气井实际生产情况，在此选取李闽模型作为临界携液流量计算模型，并对模型进行修正［16－20］。

气井连续携液临界流量［11］:

气井连续携液临界流量:

式中:T=290 K为井口温度，K;ρg=0.6为天然气相对密度;Z=0.92为天然气压缩因子;ρl=1 074为液体密度，kg/m3;σ=0.06为气水表面张力，N/m。

天然气密度:

由式(1)～(3)得:

取18口濒临积液气井稳定生产阶段的日产气量视为临界携液流量，反推计算得出K=0.82。

2.2.3 试验制度

2.2.3.1 流量范围确定

根据表2选井条件优选出8口试验井，见表3。

以气井临界携液流量为基础，以8口井的平均临界携液流量为基准，取4个流量范围600～1 000、1 000～1 500、1 500～2 000、2 000～2 500 m3/h作为试验开井流量。

表3 试验井临界携液流量计算表

2.2.3.2 试验周期制定

以间歇井的开关周期作为试验周期，确保在相同的恢复时间内气井油套压能够恢复到同一个水平，保证了试验同一性。开井流量试验共计进行了4个周期。

2.2.3.3 流量控制环节

在开井过程中2人配合操作，一人查看流量计一人操作针阀，保持开井流量处于试验开井流量范围内，确保开井流量的稳定性。开井前录取相关参数，在开井过程中记录出液时间及出液时间的长短。

2.3 试验数据处理分析

2.3.1 数据分析

8口试验井在试验前及试验中各流量范围生产数据依次见表4～8。

通过表5～8数据的分析可知，不同开井流量下气井生产情况会有较大的变化，产气量、生产时间、产液时间变化幅度较为明显，见图3。在大于临界携液流量时，随着开井流量的不断增大，产气量、生产时间、产液时间曲线呈先增后减的形态，存在一个最佳的开井流量范围，能够使以上3个参数均处于最大值。

表4 试验前生产数据

表5 流量范围600～1 000 m3/h试验生产数据

表6 流量范围1 000～1 500 m3/h试验生产数据

表7 流量范围1 500～2 000 m3/h试验生产数据

表8 流量范围2 000～2 500 m3/h试验生产数据

2.3.2 实例分析

为更直观、清楚地分析不同开井流量气井生产动态，以苏54－xx井为例，对不同开井流量的典型生产特征进行分析。

2.3.2.1 试验前生产

试验前未对开井流量进行控制，流量波动幅度较大，开井过程中，初期油套压差就显现出来，且有逐步增加的趋势，压降速率较大，同时伴有阶段性的出液特征，分析认为由于气流量的不稳定，导致井底出现流体压力激动，井筒中流体形态为段塞流，出现阶段性排液。在油套压平稳期产气量呈明显下降趋势，分析认为由于初期气体流量控制无规律导致井筒积液未有效带出，产气量、排液量、生产时间均不是很理想。

2.3.2.2600 ～1 000 m3/h流量生产

在开井生产初期，油套压能够保持同步下降，油套压差小，压降速率也较小，但是由于开井生产流量较小，能够携带的液体量有限，地层产出液量大于被带出液量，致使井筒中的积液在缓慢积聚，在开井的后半程，积液逐步上升，油套压差逐渐增大，开井效果不理想。

2.3.2.3 1000～1 500 m3/h流量生产

在该开井流量下曲线平稳生产状态持续时间长，产气量曲线下降趋势缓慢，之所以出现这样一种形态，主要是因为开井过程中流量控制在适当的范围内，井筒中的积液被有效带出，最终使得生产时间、产液时间、产气量有明显的增加。

2.3.2.4 1500～2 000 m3/h流量生产

由于开井瞬时流量维持在较高范围，初期油套压下降较快，压降速率较大，由于气液两相流存在滑脱效应和地层出水的原因，导致井筒积液不断增加，油套压差有逐渐变大的趋势。积液增加到一定程度开始倒灌地层，短时间内封堵近井地带的储层空隙，气体流通阻力增大，致使油压快速降低，油套压差增大，套管中的气体得以释放，产气量短时间内增加。

2.3.2.5 2000～2 500 m3/h流量生产

初期油套压下降较快，当油管中液面以上的气体释放完之后，气井在一段时间内停喷，主要原因在于开井流量控制在高速范围内，气体的滑脱效应增强，导致井筒中的液体不能被带出，且由于生产压差增大，一部分地层水在此过程中进入井筒中，积液进一步增加，油管中的液柱将地层中的气体暂时压住，当井筒中的积液不断进入地层，液柱高度减小，作用于井底的回压随之减小，生产压差逐渐增大，气井重新开始生产，由于气体流量仍然较高，存在滑脱效应，井筒积液再次积聚，导致油套压差不断增大，随之下降直至生产平稳。

通过以上分析可以看出，不同开井流量对于气井生产带来的影响是不同的，存在一个能够使气井生产时间、产液时间、产气量3项指标均处于一个较高的水平，在大于临界携液流量时，随着开井流量的增加，产气量、生产时间、产液时间呈先增后减的变化趋势，通过以上8口井的试验数据，总结分析出了苏54区块最佳开井流量范围在1 100～1 400 m3/h之间。

3 开井流量计算软件

以实现气井的精细化管理、降低劳动强度为目的，以方便操作、容易上手为原则，开展开井流量计算软件编制工作。

开井流量计算软件以修正后的气井临界携液流量公式为基础，根据气井的进口压力、温度、液气比、压缩因子、井深等参数计算出该井的最佳开井流量，不但可以实现单次单口井数据的计算，而且可以实现多口井批量计算，能够将原始的数据通过EXCLE表格导入软件中，再计算后将计算结果导出来，具有方便、简单的特点，可操作性很强。

4 经济效益预测

通过试验找到最佳的开井流量，在最佳开井流量范围内实现单次开井产气量的增加，经济效益预测见表9。

表9 经济效益预测表

通过表9可以看出，单口井平均增收效益为0.08万元/次，间歇井平均每口井每月开井4次，开井月数8个月，间歇井数量10口。年总收益=0.08×4×8×10= 25.6万元

5 结论

1)间开井在产量大于临界携液流量时，其产气量、生产时间、产液时间随开井流量的增大，呈先增大后减小的正态分布趋势，且存在最佳开井流量。

2)通过对气井临界携液流量计算公式的修正，得到适合苏54区块的临界携液流量计算公式。

3)编制了适合苏54区块的开井流量计算软件，实现开井流量简便计算，降低了管理强度。

4)苏54区块最佳开井流量范围为1 100～1 400 m3/h，对气井生产精细化管理具有一定的指导作用。

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10.3969/j．issn．1006－5539.2016.06.014

2016－08－10

张磊(1984－)，男，陕西渭南人，工程师，工学学士，主要从事原油及天然气生产工作。