苏里格气田低产低效井差异化管理对策

冯强汉 李建奇 魏美吉 阳生国 曹彩云

苏里格气田低产低效井差异化管理对策

冯强汉 李建奇 魏美吉 阳生国 曹彩云

中国石油长庆油田公司第三采气厂

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层非均质性强，气水分布规律复杂，随着开发的深入，低产低效井增多，气井的管理、资料分析和应用难度加大。为此，结合对该气田储层地质认识、生产动态特征分析和现场试验的成果，提出“苏中控压稳产、苏西控水开发”的技术思路，将苏中气井分为高、中、低产井；苏西气井分为连续带液井、间歇带液井和积液井，分类分析评价气井生产动态，并提出各类气井的开发技术政策。在气井分类管理的基础上，形成了具有该气田特色的低产低效井差异化管理对策：①不断优化低产井间歇生产制度，有效减少和降低储层应力敏感效应和水锁伤害，提高了低产井外围储量动用程度；②建立气井“三维矩阵”管理方式，明确了气井措施适用范围，量化了措施实施参数，提高了气井措施有效率；③应用智能化气井管理平台，推行气井全生命周期管理。差异化管理对策贯穿气井整个生命周期，大大提高了气井管理效率，老井的开井时率、新井贡献率、措施有效率明显上升，为该气田稳产提供了帮助和支持，也为同类气田的高效开发提供了技术支撑。

鄂尔多斯盆地 苏里格气田 低产低效 储集层特征 差异化管理 三维矩阵 间歇生产 全生命周期管理

1 气田概述

苏里格气田区域构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，主力产气层为二叠系山西组和石盒子组，构造形态为一个宽缓的西倾单斜，发育多个鼻隆构造，以辫状河为主要沉积相带，砂体横向变化快，纵向多期叠置，非均质性强，地质条件复杂[1-6]。随着开发不断深入，生产中暴露出较多问题，如苏中、苏西气井管理差异大，低产低效气井逐年增加等成为气田开发的重要难题[7]。因此针对不同类型气井提出合理的管理对策，实现气井的精细化管理，对于气田开发具有非常积极的意义。

1.1 目前生产中存在问题

随着建设产能规模的不断扩大，开发程度的不断深入，生产中出现了如下问题。

1）苏里格气田储层具有非均质性强、气水分布规律复杂等特点，导致区块及单井生产特征具有较强差异性。

2）苏里格气田单井具有产量低、递减快，低压低产时间长等特点[8]，随着气田开发的深入、低产气井快速增加，目前已占到总井数的57.39%，但产气贡献率仅为26.44%，增加了气井的管理难度。

3）苏里格气田采取井间接替[9]的稳产开发方式，气井数量逐年增加，导致气井资料管理、分析及应用难度加大。

1.2 气井管理对策

针对苏里格气田生产中存在的以上问题，经过不断摸索、试验、总结，形成如下气井管理对策。

1）根据不同区块地质条件和动态特征差异，形成气井差异化管理对策。

2）面对低产低效气井逐年增多的现状，不断优化低产井间歇生产制度。3）建立“三维矩阵”式气井精细化管理模式。4）应用智能化气井管理平台，推行气井全生命周期管理。

2 苏中、苏西气井差异化管理

结合区块气井静、动态特征，推行苏中、苏西气井差异化管理，提出以“苏中控压稳产、苏西控水开发”的主要思路。

2.1 气田地质特征

2.1.1 储层应力敏感性

苏里格气田山西—石盒子期，盆地北部存在两大物源区，西部为中元古界富石英物源区（石英岩为主，石英含量介于80%～95%）；东部为太古界贫石英物源区（酸性侵入岩为主，石英含量介于25%～60%）。锆石测年结果显示苏里格气田盒8段、山1段：中区、西区物源主要来自北部中元古界石英岩；东区物源主要来自北部太古界石英岩。因此受沉积物源的控制，苏里格气田普遍发育岩屑石英砂岩[10]。

根据储层应力敏感性的定义和影响因素[11-14]，结合室内试验结果，得到岩屑石英砂岩比石英砂岩应力敏感性强[15]（图1）。

图1 苏里格气田石英砂岩和岩屑砂岩储层覆压与渗透率关系图

通过苏里格气田碎屑组分统计得到，苏中塑形组分含量明显高于苏里格气田的塑形组分含量，且是苏西塑形组分含量的2倍（表1）。因此随着地层压力的降低，苏中储层应力敏感性更强，这是苏中区别于苏西的一个典型静态特征。

2.1.2 储层水锁伤害

苏里格气田受烃源岩、储集层物性及构造等多重因素控制[16]，苏中区域基本不产水或仅有较少水产出，而苏西区域气层产水较为严重，且具有产出范围大、分布零散的特点。这是苏西区别苏中的地质特征，反应在静态上即苏西储层存在较为严重的水锁伤害[17-19]。

1998年加拿大学者Bennion DB提出评价水锁伤害程度的APTi水锁数学模型[20]：

式中APTi表示水锁指数；Kg表示气测渗透率，mD；Swi表示初始含水饱和度。

表1 苏里格气田碎屑组分统计表

APTi模型评价指标如表2所示。

表2 APTi模型评价指标

应用APTi水锁数学模型，以苏西A区块为例计算了该区块气井水锁伤害程度，结果如表3所示。根据计算结果，苏A区块易产生水锁效应，甚至能导致永久性水锁损害。

表3 苏A区块气井APTi模型评价结果表

2.2 苏中控压稳产

2.2.1 气井分类

根据上述苏中典型静态特征，即储层具有较强的应力敏感性，同时结合气井的动态特征，将气井按产气量分为：高产井、中产井、低产井，以“保护高产井，稳定中产井，优化低产井”为思路，推行气井精细化管理（表4）。

2.2.2 动态特征及管理对策

2.2.2.1 高产井动态特征及管理对策

该类井处于主砂体带，储层参数好，压降缓慢，稳产能力强，能在短期内实现快速调峰，是主力产气井，采取的管理对策是保护此类气井，稳定气井产量，如气井 “合理配产”“轮休”制度[21]（图2）。

表4 苏中区域气井分类管理表

图2 高产气井生产曲线图

2.2.2.2 中产井动态特征及管理对策

该类井位于有效砂体较厚区附近，储层物性一般，生产中具有典型的“两段式”特征，初期产量高，产量、压力下降快，后期在低压低产条件下，具有一定的稳产能力，部分井生产后期出现积液现象。

管理对策：该类井生产前期控制合理配产，坚持“低配长稳”原则，控制生产压差，延长无水开采稳产期。生产后期跟踪气井生产动态，定期核实气井产能，对开始积液井开展助排措施（图3）。

图3 中产气井生产曲线图

2.2.2.3 低产井动态特征及管理对策

该类井分布在主砂带边缘，储层物性差，生产初期产量高，压力、产量下降快，无稳产期，生产后期套压持续上升，有明显积液现象（图4）。

图4 低产气井生产曲线图

该类井低产主要由于产能递减、储层物性差、气井积液3个方面因素造成。产能递减造成气井低产，这部分井采出程度高，目前地层压力低，采取的管理对策为间歇生产；因储层物性差造成气井低产，这部分井试气无阻流量低，单位压降产量低，主要采取间歇生产，优选储层改造措施；因气井积液造成气井低产，这部分井油套压差大，产量低甚至停产，主要采取排水采气措施和间歇生产，兼顾储层改造措施。

2.3 苏西控水开发

2.3.1 气井分类

根据上述苏西的静态特征，即储层具有较强的水锁伤害；同时结合气井的动态特征，按气井产气量与临界携液流量关系分为连续带液井、间歇带液井、积液井3类。

2.3.2 动态特征及管理对策

2.3.2.1 连续带液井动态特征及管理对策

该类气井日产气量大于临界携液流量，生产过程中产量、压力下降较为平稳，气井生产连续性好（图5）。

图5 连续带液典型井生产曲线图

针对该类井主要跟踪气井生产动态，以临界携液流量为基准，当气井日产低于该流量时，辅以泡排措施，防止井底积液。

2.3.2.2 间歇带液井动态特征及管理对策

该类气井日产气量在临界携液流量附近，产气量、套压波动频繁，气井携液能力较差，井底开始有积液形成（图6）。

图6 间歇带液典型井生产曲线图

措施一：优选速度管柱措施，降低气井临界携液流量，排除井底积液。

措施二：气井间歇生产，开井初期流量高于临界携液流量，将液体携出井底，可适当辅助泡排措施。

2.3.2.3 积液井动态特征及管理对策

该类气井日产气量小于临界携液流量，套压持续上升，日产气量逐渐降低，油套压差增大，井底有积液形成甚至积液停产，生产状况连续性差（图7）。

图7 积液典型井生产曲线图

措施一：柱塞气举，利用地层本身能量将液体携出。

措施二：气举复产，适用于严重积液及水淹停产井（适时辅以泡排或速度管柱措施）。

3 气井间歇生产制度

随着低产低效气井的增加，气田稳产及气井管理的难度加大。针对该问题，开展了室内岩心模拟实验，总结间歇生产作用机理。2013年开展现场长关井和短关井试验，同时利用数值模拟等技术手段，最终形成“以关井压力恢复至拐点压力的时间为最优关井时间，开井产量下降至稳定生产的时间为最优开井时间”的间歇生产制度。

3.1 气井间歇生产作用机理研究

通过室内岩心模拟实验，研究了低渗致密储层的主要渗流规律，认识到间歇生产其本质就是通过周期性开关井达到阈压效应[22]和应力敏感效应之间的平衡，从而保护储层、延长气井生产期、扩大泄流面积，最终提高采收率。

3.2 现场开关井试验

3.2.1 长关井试验

2013年2—6月对苏里格气田138口低产低效气井进行长关井压力恢复试验（图8），达到了解地层恢复能力的目的。

图8 间歇生产试验进程图

通过长关井试验取得以下认识：通过关井，地层能量得以恢复，开井初期产气量大幅提升，所以关井后，间歇生产不影响间歇生产阶段内总产气量。

3.2.2 短关井试验

在长关井试验取得认识的基础上，根据压力、产量恢复情况将气井分为 6 类，并反复调整开关井时长，分析间歇生产压力、产量规律，评价不同制度下的间歇生产效果，最终优选出合理的间歇制度（表5）。

表5 气井间开制度调整方案表

通过短关井试验，认为应根据压力和产量变化特征，确定关井时间为关井后压力恢复至拐点的时间、开井时间为开井后产量降至气井原有产量的时间（图9）。

图9 短关井试验生产曲线图

3.3 数值模拟方法论证

根据苏里格气田直井生产数据按时间拉齐后，建立单井理论模型进行拟合，拟合效果较好。

通过建立的典型数值模型，拟合了多种开井、关井间歇的生产方式，即间歇生产制度既提高了最终采气量，也保证了气井的开发效益。

综合以上室内、现场试验，结合数值模拟等手段进行论证，最终形成了一套确定合理间歇生产制度的方法（图10）。

3.4 间歇生产制度效果评价

在2013年气井间歇生产试验的取得良好效果的基础上，2014年、2015年持续开展气井间歇生产。制订人工间开气井341口，智能间开气井319口，压力未恢复而采取其他措施的气井167口。

图10 合理间歇生产制度流程图

实行间歇生产制度后，日均产气量由115.7×104m3上升至141.3×104m3，日均增产气量25.6×104m3，平均油套压差下降0.7 MPa，间歇生产有效提高了单井采出量，同时减缓了低产低效气井积液程度。

4 气井“三维矩阵”精细化管理模式

苏里格气田在总结气井差异化管理以及排水采气措施经验基础上，结合各项措施适应条件及实践效果[23]，推行“三维矩阵” 气井精细化管理模式。

4.1 气井“三维矩阵”原理

气井“三维矩阵”管理模式，以产量、套压及井筒工艺作为分类指标，建立多维矩阵模板（图11），针对该模板的气井分类，制订不同气井管理制度。该管理模式明确了措施适用范围，量化了措施实施参数，最终实现气井的“三维矩阵”管理。

图11 气井分类管理多维矩阵模板图

4.2 “三维矩阵”气井分类

气井“三维矩阵”模板，将气井细分为48类。表6中只列举了部分气井的管理内容。

4.3 气井“三维矩阵”管理应用效果评价

苏20区块应用气井“三维矩阵”管理模式后，气井开井时率和利用率均超过98%；气井产量年递减率由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%；老井措施增产气量由2012年的1 050×104m3上升至7 061×104m3。

表6 “三维矩阵”气井分类管理表

5 气井全生命周期管理

随着投产井数的上升，气井的静、动态资料数量不断增加，给生产管理、技术研究等工作带来一定的难度。面对该问题，在气井智能化管理平台的基础上，推行气井全生命周期管理。

气井全生命周期管理系统，在保证数据及时性、有效性的前提下，统一管理钻、录、测、试等静、动态数据，为气井开采各阶段提供数据资料，为气井合理高效开发提供决策依据。

5.1 气井全生命周期管理功能

5.1.1 数据历史查询

该管理系统具有强大的数据库，包含钻井、试气、生产资料及动态监测等10大类与单井井史相关的信息资料，贯穿气井的整个全生命周期。同时提供多种方式筛选查询，并可以随机的纵横向分析对比。

5.1.2 自动成图及数据联动

自动成图及数据联动功能是该系统的特色功能，该系统集成Geomap组件，平台能够快速从数据库读取数据，一键自动生成单井综合柱状图、剖面图、栅状图等地质图件。

气井全生命周期管理系统除上述两大功能外，系统还有气井生产动态、动态监测、文档管理、数据录入4大功能。

5.2 气井全生命周期管理流程

将气井生命全周期分为投产前、投产初期、生产前期、生产中期、生产后期及气井报废6个阶段，明确各阶段生产动态特征，制定相应管理措施，确保气井精细化管理贯穿气井整个生命周期(图12)。

气井生产前期，根据气井的录井、测井等静态数据和邻井的动态数据，计算气井无阻流量、控制储量、最小携液流量等技术参数，为气井合理配产提供决策依据。

进入生产中期，依据动态监测资料和生产动态数据进行气井产能核实，确定气井目前真实产能，采用间歇生产制度、排水采气措施实现气井的中期稳产。

气井生产后期，根据气井的全部井史资料，应用间歇生产制度、排水采气措施，优选查层补孔，储层改造等措施，实现老井复产。通过以上气井3个时期的管理，最终完成气井的整个全生命周期管理。

6 结论及建议

图12 气井全生命周期管理流程图

1）以不同区块地质特征和动态特征为基础，进行气井分类，提出气井差异化管理对策，“苏中控压稳产，苏西控水开发”。

2）间歇生产制度有效减少和降低储层应力敏感效应和水锁伤害，苏里格气田已深入推广间歇生产制度，提高了低产低效气井外围储量动用程度。

3）气井“三维矩阵”管理方式明确了措施适用范围，量化了措施实施参数，提高了气井措施有效率。

4）应用智能化气井管理平台，推行气井全生命周期管理，该管理系统贯穿气井整个生命周期，大大提高了气井管理效率。

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(修改回稿日期 2016-09-05 编 辑 韩晓渝)

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

冯强汉等.苏里格气田低产低效井差异化管理对策. 天然气工业，2016, 36(11): 28-36.

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

冯强汉，1968年生，髙级工程师，硕士；主要从事天然气开发地质与气藏工程研究与管理工作。地址:（710018）陕西省西安市凤城四路苏里格大厦1913室。电话: （029）86978111。ORCID: 0000-0002-8220-0414。E-mail: fqh_cq@petrochina. com.cn