苏19区块气井产水分析及稳产对策.docxVIP

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苏19区块气井产水分析及稳产对策

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西部钻探苏里格气田分公司内蒙古乌审旗017300

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

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

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）

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

15～20

9

13.4%

17

10～15

15

22.4%

12.5

5～10

17

25.4%

7.2

3～5

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