大牛地气田大28 井区高产液井合理生产制度研究

姜 超

（中石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北东部、伊陕斜坡北部，是典型的无边底水定容弹性驱动孔隙型致密砂岩气藏。大28 井区位于气田北部，主力开发层系是盒1 气藏，为辫状河沉积，属于低孔、低渗、低丰度气藏。气井生产过程中普遍产水[1]，液气比4.3 m3/104m3，受产液和初期高配产影响[2]，稳产期短，产量递减快。部分高产液井无法连续生产，虽然排采工艺方面引入速度管工艺[3]，但仍无法保证高产液井正常生产，严重制约了气井产能释放。因此需从产液的来源入手，针对性开展生产制度优化，改善开发效果，为气田的高效调整提供支撑。

1 井区生产动态

截止2020年12 月，大28 井区盒1 气藏投产水平井97 口，累计产气14.74×108m3，目前油压2.0 MPa，套压3.2 MPa，目前单井产量0.6×104m3/d，液气比4.3 m3/104m3，采出程度4.4%，采气速度0.6%，预计采收率8.6%，生产效果差。

水平井虽实现气藏有效开发，但稳产期短、产液量高、递减快，动态储量低。根据大28 井区盒1 段水平井生产动态（见图1），初期产量2.5×104m3/d，初期年递减率48%，初期压降速率0.045 MPa/d，稳产时间104 d，液气比3.7 m3/104m3，配产比例1/2～1/3，平均单井动态储量3 998×104m3，储量动用效果差。

图1 大28 井区盒1 段水平井归一化生产动态

2 配产对生产的影响

大牛地气田盒1 气藏主要产水类型为滞留水，是天然气成藏过程中驱替不彻底的孔隙残留水。成藏动力与储层孔隙-喉道大小是控制地层水赋存的关键因素[4]。早白垩世末期气田各层系源储压差分布在18～24 MPa，平均20 MPa，为成藏的主要动力。气田气柱高度一般不超过20 m，计算得气藏天然气向上浮力在0.08～0.16 MPa，难以有效地克服储层毛细管阻力（0.15～2.0 MPa），成藏后气水不发生分异，形成了含水储层气、水两相混储状态。储层微观孔隙结构复杂性和差异使得天然气主要富集于相对高孔隙度、高渗透率的砂岩储层中，气水层多分布在物性较差的砂岩储层中。大28 井区盒1 段多套复合砂体叠置发育区，气层累计厚度、电性、含气性特征与均质型相当，但砂体内部发育多套泥质含量较高、物性较差的砂体[5]。物性相对较差的砂体则含气饱和度低，含水饱和度高。表现在生产动态上，水平井初产低，产液量大。

地质条件接近的两口井，由于配产制度不同，产水差异比较大，生产效果差异大。DPH-1 井无阻26.7×104m3/d，初产4.7×104m3/d，配产比例1/5，EUR 4 969×104m3，液气比为1.52 m3/104m3，生产稳定；DPH-31 井无阻9.6×104m3/d，初产4.2×104m3/d，配产比例1/2，EUR 3 636×104m3，液气比3.62 m3/104m3，稳产期短，产量快速下降。

大28 井区大部分井初期配产高，一是保证气井自身排液，二是由于2012-2014 年规模建产阶段对致密气藏的开发速度认识不够深入，从充分发挥气田产能的角度，选择了高配产。随着开发经验的积累，从目前认识角度看，对于致密气藏气井来说，由于储层致密，盒1-1 段储层孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主，分选中等，喉道半径呈双峰状分布，属于微喉。喉道半径0.26 μm，中值半径0.048 μm，中值压力32.85 MPa。由于孔喉小，液相更容易在高毛细管力的作用下对储层造成滞留伤害[6]。同时研究表明，致密储层含水越高，影响压力波的传播，对气相渗流影响越大。通过采用采气指示曲线法分析不同液气比气井的最大合理配产，结果表明液气比越高，气井需要消耗的生产压差越大[7]，气井的合理产量越低，加之致密气藏单井产量低，含水对气井生产的影响更大[8]。由于初期配产偏高，生产压差大，造成液相伤害[9]，同时积液造成井底回压较大，气井产能不能完全释放，导致开发效果较差，采收率低。

3 高产液井合理生产制度研究

为实现大28 井区盒1 气藏的高效开发调整，开展了高产液井生产初期合理生产制度研究。气井合理生产制度常用方法为产量不稳定法、采气指示曲线法、经验配产方法、矿场生产统计法等。由于大28 井区生产井多，生产时间长，通过统计已有井生产动态，总结合理生产制度，快速方便指导现场生产。本文从合理生产压差和初期压降速率两个指标来制定生产制度。

3.1 合理生产压差

大28 井区储层致密，无法自然投产，必须经过压裂改造后才能投产。压裂改造工艺效果影响气井的产能及生产制度的制定。井区早期2012 年采用裸眼预置管柱分段压裂工艺，该工艺压裂时间短，成本低，缺点是井筒不是全通径后期改造维护成本高，压裂改造规模小。随着压裂改造工艺的进步，近两年压裂改造工艺由裸眼预置管柱优化为可溶桥塞分段压裂。采取大规模密切割的改造思路，单井初产明显提高。在压裂改造工艺相同的基础上，研究气井合理的生产制度。因此选取近两年投产的新井，统计生产井的配产比例和稳产期弹性产率之间的关系（见图2）。随着配产比例的增加，弹性产率呈下降趋势，生产压差呈增大趋势。当生产压差小于7 MPa，弹性产率基本比较高，大约60×104m3/MPa，生产压差超过7 MPa 后，弹性产率下降速率明显加快。因此为了合理利用地层能量，气井合理生产压差应控制在7 MPa 以内，对应的配产比例应低于无阻流量的1/3。

图2 配产比例与生产压差和弹性产率关系

3.2 初期压降速率

统计大28 井区近两年的加密调整井，分析初期压降速率和单井EUR 之间的关系（见图3）。随着初期压降速率的增加，单井EUR 逐渐降低。当初期压降速率＜0.025 MPa/d 时，单井EUR 在6 000×104m3左右；当初期压降速率＞0.025 MPa/d 时，单井EUR 急速下降至3 000×104m3左右。因此为了获得较高的EUR，取得良好的开发效果，初期压降速率应小于0.025 MPa/d。

图3 初期压降速率与EUR 关系

气井生产初期通过制定合理的生产制度，有利于延长稳产期和单井EUR。由于大28 井区气井普遍高产液，提前做好排水采气工作，强化排水采气工作，保障气井后期的正常生产。随着气井生产，稳产期过后单井产量逐渐降低，及时介入泡沫排水采气工艺。由于大28 井区产液量大，单井产量低，常规泡排工艺效果差。按照气井生产特征，引入差异化整体式同井采注工艺技术，辅助气井排液。该工艺利用Y441 丢手封隔器与单流阀进行组合形成回注防倒灌技术工艺，利用高性能橡胶密封形成封隔器电缆穿越密封技术，采用55 kW 电机、三级电泵、双级旋转式分离器，排量达到70 m3/d，扬程3 500 m，分离效率可达90%以上，并且可实现地面变频控制。

4 应用效果分析

基于地质气藏工程一体化研究成果，已在大28 井区部署确认井位17 口，已完钻7 口，已投产5 口。盒1段新部署井平均日产气3.7×104m3，目前已稳产500 d，目前仍处于稳产中，单井EUR 约6 000×104m3/d（见图4），与调整前初产2.4×104m3/d、100 d 稳产期和单井EUR 4 300×104m3相比，稳产期延长，单井产量平均提高了50%，单井EUR 增加了40%。通过加强合理配产研究，控制初期压降速率和生产压差，延长了气井稳产能力，提高了单井EUR，改善了气藏开发效果。

图4 H1 气藏调整井与邻井归一化对比

5 结论

（1）大牛地气田大28 井区盒1 气藏储层物性差，主要产水类型是天然气成藏过程中驱替不彻底的孔隙残留水，水多数赋存在多套泥质含量较高、物性较差的砂体中。

（2）初期配产偏高时，生产压差大，造成液相伤害，同时积液造成井底回压较大，气井产能不能完全释放，导致开发效果差。

（3）为了合理利用地层能量，高产液气井合理生产压差应控制在7 MPa 以内，对应的配产比例应低于无阻流量的1/3。

（4）高产液井为了获得较高的EUR，取得良好的开发效果，初期压降速率应小于0.025 MPa/d。

（5）高产液井通过制定合理生产制度，控制合理生产压差和初期压降速率，稳产时间明显延长，单井EUR 提高40%。