苏19区块气井产水分析及稳产对策

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苏 19区块气井产水分析及稳产对策

卢丽军 1 蒋锋 2 王林 1 王彬 1 李显哲 1

  1. 西部钻探苏里格气田分公司 内蒙古乌审旗 017300

  2. 2.长庆油田第三采油厂胡尖山采油作业区 陕西榆林 718600

摘要:苏19区块位于内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克前旗境内,处于苏里格气田气水同层西区,随着区块开发程度的逐步增大,气井产水气井逐渐增多,产量快速递减,气井积液严重。本文以苏19区块气井实际生产情况为依据,动态分析,对苏77区块气井的生产现状、管理制度及措施等进行分析研究,提出具体建议或措施,探索苏19区块低产、低效井生产管理方法及管理制度。

1.区块储层特征

根据该区块历年以完钻井117口统计,该区块储层以盒8下为主,其中盒盒8下1有效砂体钻遇率高,达70.5%;其次为盒8下2,有效砂体钻遇率53.6%。

图1 各小层有效砂体钻遇率统计柱状图

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总体上改区块盒8下砂体含气性较好,总体呈“东好西差”特征,盒8下1为辫状河沉积,储层发育,砂厚一般在1.5-17m之间,砂带宽度介于1.5-3.0km之间,有效砂体平均厚度6.1m;盒8下2砂体呈东厚西薄,中西部储层相对较薄;气层规模小,零星分布。

图2 苏19区块盒8下1砂体展布图 图3 苏19区块盒8下2砂体展布61930d6f64027_html_43f4d9baa73b07b.png

2.主力层气水平面分布特征

根据该区块已完钻井静态资料和70口已投产井生产动态资料分析,区块主力层气水平面分布主要受构造控的边底水;富水河道,天然气充注不饱满,砂体大规模连片富水;断裂带天然气逸散后富水;岩性控制气水具有点多、面广特征。

图4 盒8下1气水分布图(底图盒8下1砂体+盒8底面构造) 图5 盒8下2气水分布图(盒8下1砂体+盒8底面构造)

61930d6f64027_html_2b8c39fe87016626.png61930d6f64027_html_2d1f7e4625051403.png

3.气井生产动态

截止目前,苏19区块累计投产气井70口(水平井5口),日均开井44口,油套压1.82/9.51MPa,日产天然气5.48×104m3,历年累计生产天然气4.08×108m3。

从生产情况分析,目前区块的单井产量低,压力保持较高,气井产能挖掘潜力大,但是从单井累积产量较低,油套压力差,气井积液严重。

表1 直丛井套压分布统计表

压力区间(MPa

井 数(口)

井数占比(%

平均套压(MPa

>20

9

13.4%

23.5

1520

9

13.4%

17

1015

15

22.4%

12.5

510

17

25.4%

7.2

35

5

7.5%

3.8

<3

12

17.9%

2.1

合计/平均

67

100%

10.7

开展现场气井生产数据核实65口井,生产井多数无气,关停井油套压力不恢复,油套压差大,其中开井开井38口,井口有气流声9口,井口无气流声29口;关井27口,取全油套压数据井18口,平均油套压差7.5MPa。

对51口井开展实施声波探测液面,平均井深3826m,油套管液柱高度分别为2556、2176m。开井38口,测液面32口,油套管液柱高度2521/2208m,平均套压10.7MPa,关井27口,测液面19口,油套管液柱高度2629/2123m,平均套压9.4Mpa,液面探测表明井筒积液非常严重。

4.气井低产原因分析

4.1含气层系单一,气层钻遇率低

储层发育,但与老区相比,各小层砂岩厚度相对较薄;含气层系单一,主要集中在盒8下;气层钻遇率偏低,与老区相比,盒8下气层钻遇率平均低20%, 仅28%左右;其余各小层气层钻遇率主要集中在10%以下。

4.2 储层物性差,致密程度高

岩性纯,GR值主要集中在50API以下;储层物性差,致密化严重,主力层盒8下声波时差218.7μs/m、孔隙度7.7%、渗透率0.484mD。

4.3 气水关系复杂,气水层投产气井多

经四性关系再认识、再评价,70口生产井中,有33口井(占比47.1%)存在气水同层或含气水层投产。

4.4 改造规模小,缝控储量低

由于历史储层改造原因,施工排量小,平均2.4m³/min;加砂少,盒8砂量31.0m³,储层压裂规模小,储层动用程度低。

4.5 生产管理因素

气井管理粗放,排采措施不及时,积液停喷井比例大,例如区块苏19-XX-XX井投产初期压力产量快速降低,四个月后套压持续上涨,未及时采取有效措施,导致积液停喷。同时,加之生产管柱与气井携液能力不匹配,苏19区块投产井为73mm生产管柱,最低携液流量0.7万方/天,与区块投产井首年0.49万方/天产量不匹配,造成快速积液停喷。

5.结论与建议

(1) 通过对70口井地质参数、试气成果以及历史生产动态分析发现:储层致密气水层投产、储层改造规模不足等因素是气井生产效果差的主要原因,而生产管柱不匹配、初期配产过高、排采措施不及时、间开生产制度不合理最终导致了80%以上气井严重积液、低产低效,甚至停喷长关。

(2) 投产气井剩余可采储量较多,具备持续挖潜潜力。

(3)加强 进攻性复产措施严格论证,优中井位,开展储层二次改造、查层补孔、地面增压等进攻性措施,挖掘气井产能。

(4)加大动态监测扭转数据录取不准确的气井动态分析不真实被动局面。同时,重点加强气井精细管理力度,避免因人为因素造成气井积液停喷。



参考文献

[1] 单敬福,杨文龙.苏里格气田苏东区块山西组沉积体系研究.海洋地质与第四纪地质.2012.第32卷 第一期.

[2] 张贵仪,冉照辉,杨文龙,等.苏里格气田苏77区块盒8下亚段沉积体系研究.西安石油大学学报(自然科学报)》29卷第S1期发表,刊号ISSN1673-064X.

[3]艾宁,唐永,杨文龙,等.基于模糊神经网络致密砂岩储层物性反演.石油与天然气地质.2013 SSN0253-9985.

[4]王允诚,等.鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏地层水的成因研究[研究报告].2006.

[5]王小佳,吴红钦 ,等. 苏西区块气井管理方法研究. 第八届宁夏青年科学家论坛论文集.2012.


作者简介:卢丽军(1982年-)男,大学学历,工程师,毕业中国石油大学,现从事天然气生产管理工作。.