3.苏里格气田低产井动态监测与管理-韩兴刚.doc

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苏里格气田低产井动态监测与管理

讲课人：韩兴刚

2007年11月

目 录

第一部分 气田概况
第二部分 气田基本地质特征
第三部分 气田工艺特点
第四部分 气藏动态监测
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苏里格气田低产井动态监测与管理

讲课人：韩兴刚

2007年11月

目 录

第一部分 气田概况
第二部分 气田基本地质特征
第三部分 气田工艺特点
第四部分 气藏动态监测
第五部分 苏里格气田气井管理

第一部分 气田概况
1.1 资源状况
苏里格气田中区目前累计探明储量5336.52×108m3， 其中：盒8 段探明储量4189.77×108m3，山1段探明储量1146.75×108m3；探明含气面积4805.4km2。
控制储量1698.64×108m3，控制含气面积1185.7km2。
预测储量1571.52×108m3，预测含气面积2231.0km2。
三级储量：8606.68×108m3
到2010年，预计苏里格地区新增探明储量2万亿立方米，是中国陆上最大的天然气田。
1.2 产建及规模
截至2006年底，各合作区块及苏14井区共建产能13.2×108m3/a，其中：第一项目部建成产能3.1×108m3，第二项目部建成产能4.0×108m3，第三项目部建成产能2.2×108m3，第四项目部建成产能1.4×108m3，第五项目部建成产能1.5×108m3，第三采气厂自营区块建成产能1.0×108m3
预计到2007 年底整个苏里格气田将完钻1100口井左右，配套形成30亿立方米/年生产能力。
1.3 集输系统现状
截至2006年底气田已建成30×108m3/a骨架集气干线5条,共169.4km,外输管线2条，共73.8km，建成苏里格第一天然气处理厂，建计量交接站8座，30×108m3/a开发规模系统工程已基本形成。

第二部分 气田基本地质特征
2.1 构造特征
地震显示，苏里格气田盒8下构造图为一宽缓的西倾单斜，坡降3～10m/km；单斜背景上发育多排北东—南西走向的低缓鼻隆，幅度10～20m左右；低缓的鼻隆构造对天然气聚集不起控制作用。天然气分布主要受砂体和物性控制，属于典型的地层岩性油气藏。
2.2 地层划分
苏里格气田气层主要分布在下二叠统下石盒子组的盒8上段和盒8下段，以及山西组的山1段。为了刻划小层及砂体的展布，将盒8上段、盒8下段和山1段进一步细分为9个小层（表2-2-1），为典型的砂泥岩剖面。
表2-2-1 苏里格气田底层结构数据表
统
组
段
小砂层
下二叠统
下石盒子组
盒8上
盒8上1、盒8上2
盒8下
盒8下1、盒8下2、盒8下3、盒8下4
山西组
山1
山11 、山12 、山13
2.3 沉积相特征
苏里格气田山西组和下石盒子组古水流总体方向为南北向，但在古河道从北往南流的总体趋势下，由于局部古地貌的差异及水流能量变化的随机性，使河流流向从北往南变化大，可出现南北、南西、东南向等流向。
因此，苏里格气田为沼泽背景下的辫状河沉积，总的来说，砂体钻遇率高，连续性好，呈大面积连片分布（图2.3.1）。

图2.3.1 砂体沉积特征
2.4 有效砂体分布特征
苏里格气田只有粗砂岩、含砾粗砂岩等粗岩相可形成有效储层，主要分布在心滩和河道充填的下部，粗岩相占砂岩总厚度的35-40%，其中心滩粗岩相占25－30%，河道下部粗岩相占10%（图2.4.1）。
灰色块状砾岩相
苏25 3056米
灰白色块状粗砂岩相
苏6 3324米
非均质岩相
苏26 3357米
灰色板状交错层理中细砂岩
苏5 3296米
灰绿色块状中细砂岩相
苏43-6
心滩
河道间
河道充填
GR
Well 38-16-1
河道间
河道充填下部
GR
河
道
充
填
砂
岩
复
合
体

图2.4.1 储层及岩心特征
苏里格气田有效砂体连通性和连续性差，空间分布在横剖面上有3种叠置模式，东西向有效砂体的延伸范围较小，南北向具有一定的连续性（图2.4.2）。
38-16-7
苏4
38-16
苏6
38-16-3
孤立状
心滩与河道下部粗岩相相连
心滩横向切割相连
苏里格气田苏38-14 ～苏38-16-8井盒8气藏剖面图
苏40-16～苏38-16井上古气藏剖面图（南北）
38-16-4
38-16-5

图2.4.2 气藏剖面图

2.5 储集空间
研究区盒8气藏储层的岩性主要是岩屑石英砂岩、岩屑砂岩以及少量的石英砂岩。砂岩储集层在成岩过程中经历了压实作用、蚀变作用、溶蚀作用和粘土矿物的重结晶等多种演化过程，原生孔隙大部分遭到破坏，岩石中大量发育各类溶蚀孔、高岭石晶间孔等次生孔隙。因此从储集空间上看，盒8气藏属溶孔－晶间孔型气藏。
2.6 储层物性
岩石粒度和物性有很好的相关性，具有低孔、特低渗特点，孔隙度主要分布区间为3%～15%，峰值为7%；渗透率主要分布区间0.025～15.6×10-3um2，峰值为0.63×10-3um2。总体上看，气藏属于典型的低孔、低渗气藏。
2.7 气井产能特征
根据对全区所有试气的83口井的统计结果，气井无阻流量平均7.8万方/天，以低产为主（表2-7-1）。
表2-7-1 部分老井测试结果统计表
井号
测试时间
关井实测静压(MPa)
延时压力(MPa)
A
B
无阻流量(104m3/d)
相关系数
苏4
01.3.31-7.2
22.35
11.35
12.47
0.28
25.49
0.958
苏5
01.3.22-7.2
25.2
19.28
19.5
0.408
22.23
0.994
苏10
01.5.22-8.4
22.74
10.35
23.21
0.14
19.99
0.949
桃5
01.5.23-9.8
25.94
9
53.19
0.359
11.73
0.978
苏6
01.7.23-9.17
22.82
15.43
16.57
0.106
26.78
0.975
苏20
01.10.12-12.21
25.4
16.94
20.7
6.186
8.67
0.957
苏16
02.9.7-10.21
26.3
20.25
68.27
1.425
8.5
0.988
苏25
01.8.23-11.6
26.46
21.6545
41.71
1.39
11.99
0.968
苏36-11
03.10.6-04.1.5
30.8
29.69
20.8
0.578
26.34
0.972
苏40-16
02.7.7-9.28
28.97
21.69
76.29
1.924
7.87
0.997
苏40-19
03.10.18-04.1.5
29.25
21.88
84.6
4.353
6.65
0.972
苏25-12
03.11.3-04.1.8
20.4
6.051
111.96
2.175
2.64
0.966
2.8 气田温度、压力系统
气田具有统一的温度场，但压力系统比较复杂。
地层温度：上古生界地层的地温梯度为3.06℃/100m，苏里格气田目的层段地温场在100～115℃之间。
地层压力：苏6井区压力系数在0.771～0.914之间，平均值0.87,属于异常低压气藏。
地气田层压力与海拔深度之间的关系十分复杂，存在多个压力系统（图2.8.1）。
分析其原因，压力系统不一致与测压时间、储层物性有关。测压是在试气后进行的，盒8层物性差，为特低渗气藏，非均质性强，关井压力恢复很慢，试气后测试的恢复压力偏低。

图2.8.1 盆地北部上古生界气层实测温度、压力与深度的关系图
2.9 气藏类型
苏里格气田为低孔、低渗、异常低压弹性驱动气藏。
按压力划分：压力系数在0.771～0.914之间，平均值0.87
按储层物性划分：盒8砂岩孔隙度平均8. 95%；渗透率平均0.73 ×10-3mm2 。山1砂岩孔隙度平均8.5%；渗透率平均0.589×10-3 mm2 ，确定该区为低孔、低渗型气藏。
按驱动类型划分：盒8气藏属地层岩性圈闭气藏，储层分布受砂体展布和物性控制，无明显边、底水，属弹性驱动气藏。
2.10 流体性质
鄂尔多斯盆地上古生界天然气的生气源岩主要为石炭～二叠纪煤系地层，其物理性质相对稳定，样品的流体组份比较接近。通过对苏14区块26口井的天然气组分统计分析可知：甲烷含量高，平均92.5%，乙烷平均含量3.84%，总烃平均占98.1％，CO2平均含量约1.03％，不含H2S，相对密度平均0.591。

第三部分 气田工艺特点
3.1苏里格气田地面工艺技术
苏里格气田通过开展大量的现场试验，摸索形成了井下节流、井口不加热、不注醇、中压集气、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理的苏里格地面集气工艺新模式（图3.1.1）。实践证明苏里格地面优化技术因地制宜、流程简化、配套合理。

图3.1.1 目前苏里格气田工艺模式
3.2. 八项地面主体技术
经过五年开发评价及规模开发试验，苏里格气田形成了技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化的工作思路，以井下节流技术为核心的地面优化技术。坚持地质与工程相结合，井筒与地面相结合的原则，经过现场试验，摸索形成了8项主体地面工艺技术。
3.2.1 井下节流技术
2006年通过井下节流器结构改进和胶筒性能实验攻关，节流器性能得到大幅度提高，实现了承受高压差条件下较长使用寿命。该项技术的突破为地面工艺流程简化、优化提供了技术支撑（图3.2.1）。

图3.2.1 CQX型井下节流器结构示意图
目前苏里格气田新井均投放了井下节流器，通过冬季运行证实，该项技术符合苏里格气田实际，成为苏里格气田开发的核心技术，可实现中低压集气模式安全平稳运行，有利于降低地面建设成本，使地面投资降低50%；能提高气井携液生产能力，有效防治水合物形成，使气井开井时率由以前的67%提高到97.2%；有利于防止地层激动，保护气层，稳定生产；同时有利于节能降耗。
3.2.2 采气管线安全截断保护工艺
由于采气管线设计压力为中压，一旦气井生产中地面管线堵塞、井下节流装置失效等情况发生时，压力升高，井口即为高压（约22MPa），远远高于采气管线的设计压力6.4MPa，会导致地面管线超压，这样就有很大的安全隐患。管道破损等情况发生时引起的超低压情况发生，采用以前所用的井口保护器也无法实现全方位保护。
井口紧急截断阀能够在井口超压或管线失压情况下及时切断气源，将气井关闭，从而有效保护中压集气管线并防止泄漏。
3.2.3 井口湿气带液计量工艺
根据气田井数多、产量低、不确定性带水含油和生产压力下降快的特点，先后开展了双波纹管流量计、智能旋进旋涡流量计、简易孔板流量计、简易内锥流量计、简易旋进旋涡流量计的对比试验。现场试验表明简易旋涡流量计计量误差小于10%，价格较低，可以满足苏里格气田现场生产的需要。
3.2.4 单井生产数据采集技术
利用无线数传设备将单井数据传输至集气站，集气站通过气田骨架工程光纤通信系统向上级区块中心管理站（区部）和指挥中心同步传输生产数据（图3.2.2）。

图3.2.2 无线远传结构示意图
3.2.5 生产过程气井管理控制技术（四项技术集成）
该项技术主要包括井口数据传输系统；自动控制系统；气井配产与动态预测系统；远程开关井技术（关键技术）。
3.2.6 气井单管串接工艺
井间串接缩短了采气管线长度，提高了采气管网布置对滚动开发的适应性，能够较大幅度节约采气管线建设成本。与2003年10口加密井相比较，苏14井区2006年平均单井管线长度减少36%，平均单井管线投资节约32%。
3.2.7 中、低压集气工艺
冬季通过井下节流，井口压力降为1.3MPa时，井口不加热，采气管线不保温、不注醇，可以保证井口和采气管线中不生成水合物，在集气站常温分离、增压、计量后外输；夏季地温较高时，将压力提高至4.0MPa运行，充分利用气井压力，停止压缩机运行，节省运行费用。
苏里格气田夏季生产集气站压缩机全部停用时的能耗水平为0.168吨标煤/104m3，冬季生产所有集气站增压外输时的能耗水平为0.254吨标煤/104m3。
3.2.8 增压集气工艺技术
由于净化厂的外输压力不能低于5.2Mpa，如果采用在同一地点进行集中增压，则需把天然气至少从0.2 Mpa（井口废弃压力0.5Mpa,考虑0.3 Mpa压降）增压到5.2Mpa,压比高达26，显然是不可行的。故采用两地增压的方式，即井口气在集气站进行增压后，在处理厂再进行一次增压。考虑压缩机本身二级增压情况在进口压力较低（压比大）时，也能处理较大的气量，故采用“二地二级”增压的模式。目前，苏里格气田普遍采用两级增压的方式集气（图3.2.3）。通过集气站、处理厂两地两级增压后，满足气田外输要求。

图3.2.3 两级增压流程示意图

第四部分 气藏动态监测
根据中国石油天然气股份有限公司2006年9月颁布的《天然气开发管理纲要》第五十四条规定：
生产监测包括气藏动态监测、井下技术状况监测、地面生产系统监测等。建立适合气藏特点和开发方式的监测系统，根据不同开发阶段的特点，制定生产动态监测计划，取全、取准各项资料。
4.1 生产动态监测的范围
1、气藏动态和井下技术状况监测项目包括气藏地层压力、井底流压、井口温度、井口压力、油气水产量、产出剖面、流体性质与组分、油气水界面、井筒内液面与砂面、井下设施的腐蚀及运行情况等。
2、地面生产系统监测项目包括：天然气集输站场和净化处理厂装置的操作压力、温度、流量及处理量；加热设备和动力设备的状况；进出主要装置的气质分析；主要生产设备和管线腐蚀状况在线监测等。应从井口到首站进行全流程泄漏检测。
4.2 苏里格气田动态监测内容
4.2.1地层压力测试
压力是气藏的灵魂，是地层能量最直接的体现，是气井乃至气藏动态分析不可缺少的重要参数。
在苏里格气田开发初期，要求每口新井投产前均需进行井筒静压力、温度梯度测试，以便获得准确的原始地层压力，为井间连通性分析提供可靠的压力数据，同时以便了解井筒及井底积液状况。在井网已经形成的区域，按照单井所在的砂体、集气站等进行分类，适当选取部分新井进行压力测试，以便节省投资。
资料的录取和管理按石油天然气行业标准SY/T6171-1995（气藏试采技术规范）执行，压力测试要求必须采用高精度电子压力计。井筒静压力梯度测试要求测试深度超过气层中部深度，在气层段100m以上每500m一个测点，其下逐渐加密，在气层段，根据气层厚度取2至3个测点，最后一个测点应在气层10m以下。每个测点的压力计停置时间15分钟以上，以保证获得稳定。
4.2.2 产能试井
为落实不同类型气井的稳产能力，确定气井合理的工作制度，研究气井生产特征，苏里格气田每年要安排一定数量的气井做修正等时试井（图4.2.1）和“单点法”试井。

图4.2.1长庆修正等时试井产量压力序列图
根据目前苏里格气田实际情况，修正等时试井的四个等时工作制度可以灵活调整，可以先安排四个等时工作制度然后延续生产，也可以在延续生产压力恢复后再安排四个等时工作制度。
产能试井要求每个工作制度，开井半小时后产量上下波动不超过设计产量的5%。稳定生产期间产量波动范围每天不超过5%；测试期间利用电子压力计在气层中部连续测压。
在进行修正等时试井时，先期进行的不稳定点的测试，其测试点延续时间与打开的地层条件密切相关。有关的文献和专著对此进行了研究，认为不稳定测点开井流动压力，应该超过井筒储集影响和措施改造区影响的范围，到达地层径向流段。如图4.2.2和图4.2.3所示。

图4.2.2 均质地层不稳定压力测试段压力双对数示意图

图4.2.3 均质地层压裂井不稳定产能测试段压力双对数示意图
图中箭头所示位置，即为不稳定测试点的最短测试时间。图4.2.2显示，示例中的均质地层，不稳定点测试时间至少应超过20h；图4.2.3显示，示例中的均质压裂井地层，不稳定点测试时间至少应超过40h，达到拟径向流阶段。在进行产能测试前的施工设计时，可根据所预测的参数：K、h、μ、S、Xf 、Sf 等，做出不稳定开井压降模拟设计曲线，从而确定最短的不稳定点测试时间。
4.2.3 压力恢复试井
为了解气井压降规律，确定储层参数，评价地层压力下降对储层参数和裂缝导流能力的影响程度，同时为下一步布井和确定气井合理工作制度提供科学依据，一般要求在首批投产井连续生产半年后选择3口不同类型井进行压力恢复试井。
压力恢复时间以获得可靠的压力恢复曲线，且恢复压力趋于基本稳定为标准，要求在气层中部连续测压，在进行压力恢复试井前气井产量应保持相对稳定。通常情况下在压恢速率小于0.01 MPa/d时结束测试。
4.2.4 产气剖面测试
产气剖面测井是将带有以下参数（磁定位、自然伽玛、温度、压力、密度、含水（或持气率）、流量）的遥测七参数组合测井仪一次下井，采取连续和定点测量的方式，测量气井在特定层的流量、含水率（持气率）、流体密度、温度、压力等参数，解释气井的产出剖面动态。
产气剖面测井的主要工作原理是在流体流经的管拄，在管内径不变的情况下，流速与流量成正比来计算产量，仪器所测的产量是仪器所处位置以下的所有产层的产量总和，这样产层顶部所测产量Q是气井的总产量；当仪器移到第一产层下部，测到的产量Q1，用总产量减去该产量就得到第一层的产气量（Q-Q1），这样依次测量，用递减法计算出各产层的产气量。
在分层改造、合层生产以及具备分层测试条件的井中，选择不同部位、不同产能类型的井3口开展产气剖面测试。一般要求在气井投入生产一定时间后，各层处于稳定生产状态时，再进行产气剖面测试，以了解分层产气能力、层间干扰状况，同时为建立气藏地质模型提供依据。
选井条件：要求层间物性差异较大；层间隔层厚度大。以盒8与山1分测为主，同时考虑盒8上、盒8下分测。
4.2.5 流体性质监测
1、天然气组分测试、分析：
为了落实苏里格气田气体组分，研究酸性气体变化特征，在气井延续试采期间，取样两次以上，进行气体组份分析待气井生产稳定，天然气成分稳定时取气样，分析气体组分及H2S含量。
2、产出水分析：
对于试采井或产水井，在延续生产后期产量稳定后，安排取水样，进行水分析化验。根据水性质及其变化特征，判断水的性质、来源。
3、凝析油常规分析：
在延续生产后期产量稳定后，安排凝析油取样，除进行常规凝析油含量及组分分析外，另需进行凝析油相态分析。
4.2.6 高压物性分析
要求在延续生产后期产量稳定后取样进行高压物性分析。
4.3 苏里格气田动态监测特点
1、动态监测井数量少，监测项目集中：
苏里格气田因气井采用井下节流工艺，在做产能测试、压力恢复测试、产气剖面测试时需将节流器起出。考虑到大量起投节流器会增大动态监测投资成本，因此，一般情况下会将压力测试、产能试井、流体性质监测、高压物性分析等多项监测内容安排在同一口井做，已降低单井动态监测投资成本。
2、动态监测区块相对固定：
苏14区块为苏里格气田的试验开发项目区区，因此动态监测及各项工艺试验大部分都安排在苏14区块进行。
3、动态监测单井相对固定：
为使动态监测所获得的数据连续，具有可对比性，在苏里格气田，同一口井每年所安排动态监测的内容相对固定。
4.4 利用数据远传进行井口压力恢复测试的动态监测新技术
1、主要优点
可以降低动态监测投资成本，提高动态监测效率。
该项技术主要依据苏里格气田目前井口应用的数据远传技术，在井口安装压力变送器对套压进行数据采集与传输，根据对数据采集点时间间隔的调整来进行井口压力恢复测试，然后折算成井底压力，了解气井压力下降，确定储层参数，同时加深数据远传技术的应用程度。
2、理论依据
利用生产过程中大量关井恢复的井口压力数据，建立井筒压力梯度与井口压力的经验关系式（图4.4.1）,利用井口压力折算法计算地层压力。

图4.4.1 关井条件下井筒压力梯度与井口压力关系曲线
将上述方法折算出的压力与实际测试的气井地层压力进行对比，可以看出计算压力最大误差不超过6％，平均误差为3%（表5-4-1），因此利用数据远传进行井口压力恢复测试基本可靠。
表5-4-1 井口压力折算法计算结果的验证统计
井号　
原始地层压力（MPa）
实测地层压力（MPa）
井口压力（Mpa）
计算梯度（Mpa/m）
计算地层压力（MPa）
误差
(%)
桃5
29.29
7.42
5.8
0.000606
7.7998
-5.12
苏35-15
29.42
9.1
6.8
0.000676
9.0308
0.76
苏39-17
29.35
10.82
7.8
0.000746
10.2618
5.16
苏35-17
27.3
13.38
10.5
0.000935
13.5855
-1.54
苏40-16
29.73
24.43
18.8
0.001516
23.8028
2.57
苏38-16
28.4
23.72
18.2
0.001474
23.0642
2.76
平均

2.98
3、监测要求
① 将选取的监测井按照配产要求开井生产一定时间后，关井进行井口压力恢复测试，恢复时间视具体情况而定；
② 关井前在井口安装套管压力变送器，并调试正常，保证数据传输畅通；
③ 关井前5min根据数据采集要求对数据传输的时间间隔编程设定；
关井前5min～关井后10min：采样间隔为10s
关井后10min ～关井后1h:采样间隔为30s
关井1h后:采样间隔为1min
为使井口压力恢复测试所获得的数据具有较好的对比性，一般选择同一数据远传厂家的井进行监测。
4.5 苏里格气田开展动态监测存在的困难
1、频繁投捞节流器，增加维护费用
苏里格气田因使用井下节流工艺，在做压力恢复测试、修正等时试井、“一点法”试井、产气剖面测试等动态监测项目时需先打捞出节流器，动态监测结束后需重新投放节流器。因此单井动态监测需要频繁起下节流器，增加了单井维护费用。
2、节流器打捞困难，容易造成井筒事故
苏里格气田目前使用的节流器密封胶筒过硬，打捞比较困难，经常造成胶筒损坏，严重时因张力过大会使钢丝绳拉断，造成井下事故。
3、井下封隔器使得产气剖面测试无法开展
针对苏里格气田普遍存在一井多层的特征，苏里格气田气层改造普遍使用Y241井下封隔器分层压裂改造（图4.5.1）。
对于两层分压合层开采的气井完井管柱，其管柱结构由上到下依次为：管柱伸缩补偿器、压井洗井开关、安全接头、水力锚、Y241可洗井封隔器、喷砂滑套、水力锚、Y241可洗井封隔器、滑套座、座封球座等。
由于该结构的特点，在做第一次（底层）压裂后，把钢球抛到井里后才可以进行第二次（上层）地层压裂，压裂完后，进行反洗井操作，但钢球（直径44mm）仍留在了滑套座上。由于钢球未取出，长时间生产，日积月累将造成泥沙将钢球埋起来，造成底层的气产不出而影响产气量，此外由于目前还没有与井下封隔器相配套的产气剖面测试工具，使得苏里格气田产气剖面测试工作目前无法开展。

图4.5.1 Y241双封隔器分压合采管柱简图

第五部分 苏里格气田气井管理
未来的苏里格气田是由几千口、甚至数万口气井组成，生产管理的工作量巨大。管理好每口生产井，使其平稳生产，是完成稳定供气的任务。
分类管理法是对大量气井批量化、标准化管理的基础方法，是指按照气井的静态地质进行分类，在生产过程中对其生产动态进行二次分类，生产动态一致的气井采用相近或者相同的管理方法，生产动态差别较大的气井采取针对性措施管理，这样可以大大降低生产管理工作量，提高管理水平。
5.1静态分类
表5-1-1 气井静态分类标准表
分类
静态分类标准
典型气井
最大单层有效厚度
累计有效厚度
Ⅰ类井
≥5 m
≥8 m
苏14-18-38
Ⅱ类井
3～5 m
≥8 m
苏58-8
Ⅲ类井
< 3 m

苏14-14-40

Ⅰ类—苏4井 Ⅱ类—苏38-16井

Ⅱ类—苏37-15井 Ⅲ类—苏38-14井
图5.1.1 典型井
5.2低产低效井地质影响因素分析
根据2002、2003年28口试采井气层钻遇情况，利用Ⅰ、Ⅱ类储层单层厚度、单井累计厚度将气井划分为三类、四型，如图5.2.1。

Ⅰ类—苏4井型 Ⅱ类—苏38-16井型

Ⅱ类—苏37-15井型 Ⅲ类—苏38-14井型
图5.2.1 三类、四型井示意图
1、静态地质特征
孔隙度5～15%，平均8.6%；渗透率0.06～0.3mD，含气饱和度较低，平均为61.5～64.3%；
砂体展布特征，气井钻遇多个气层，盒8气层一般2～3层，山1气层一般1层，2层较少，单砂体呈透镜状，互相搭接，连通性较差（图5.2.2）；
夹层特征，通过统计结果分析，夹层数一般为1～3层，夹层厚度0.2～2m，砂层中所夹的非储层比例较大；
2003年实施的12口加密井钻遇有效砂体的分布范围以小于1000米为主,大于1000米的仅占1/4,整体来看，气砂岩分布仍具有较大分散性（图5.2.3），是导致气井低产低效的根本地质原因。
复合辫状河道砂体
单个辫状河道砂体
单个曲流河道砂体

图5.2.2 砂体展布特征

图5.2.3气藏剖面图
2、生产动态特征
气井压力下降较快,产量递减快;
压力恢复测试显示大多数试采压力恢复速率低,恢复程度低,表明储层单砂体规模小,储层物性在横向上变化快,连通性差。
5.3 气井生产规律研究
苏里格气田开发初期，苏6试采区28口老井均采取了大压差方式生产，单井投产初期呈现短期的定产降压阶段（个别产能低的气井未出现），随后是降产降压阶段，最后进入低压低产阶段。
1、典型井-苏39-14-2（图5.3.1）

图5.3.1 苏39-14-2井采气动态曲线
阶段一：2003-10-27～2004-2-16，配产：3.0～1.5万方/天，方式：未下入节流器，生产时间：4.5个月，阶段产量：200万方；生产特征：易水合物堵井，长时间套管生产（图5.3.2）。

图5.3.2 苏39-14-2井定产降压阶段曲线图
阶段二：2004-4-11～2004-9-19，配产：4.0～3.0万方/天，方式：下入节流器，生产时间：5.5个月，阶段产量：550万方；生产特征：生产较为稳定，压降速率变平缓，尾部进一步平缓（图5.3.3）。

图5.3.3 苏39-14-2井降产降压阶段曲线图
阶段三：2004-9-22~2005-11-19，配产：3.0~1.5万方/天，方式：下入节流器，生产时间：13个月，阶段产量：880万方；生产特征：生产较为稳定，压降速率变平缓，尾部进一步平缓（图5.3.4）。

图5.3.4 苏39-14-2井降产降压阶段曲线图
阶段四：2005-11-19~2007-5-7，配产：1.5~0.8万方/天，方式：下入节流器，生产时间：18个月，阶段产量：600万方；生产特征：生产较为稳定，但受井筒积液等影响有一定波动（图5.3.5）。

图5.3.5 苏39-14-2井低产低压阶段曲线图
2、典型井-苏40-16（图5.3.6）

图5.3.6 苏40-16井采气动态曲线图
3、典型井-苏38-14

图5.3.7 苏38-14井采气动态曲线图
4、结论
通过典型井采气曲线来看，气井生产有如下规律：
1）、气井投产初期（两个月左右）压降速率较大，随生产时间延长，压降速率会相对降低（生产过程中，滞留在储层、井筒中的压裂作业液体逐渐排出）；
2）、随着压力、产量逐渐递减，在一定压力和一定产量下，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井均会出现相对的稳产阶段，稳定压力、稳定产量与气井产能及采出气量有关。
5.4 合理配产分析
苏里格气田非均质性强，气井在储层特征和生产规律上有较大差别。根据静态和动态资料将井分为三类，依据目前气井中各类井的比例来综合评价井的生产特征。
1、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 类井动态特征分析
Ⅰ类井动态特征：初期产量较高，配产大于3×104m3/d，压力下降快，稳产时间大约12个月；目前平均配产1×104m3/d，在低压生产条件下具有较好的稳产能力。平均累计采气量为2482×104m3（图5.4.1）。

图5.4.1 苏40-16井（Ⅰ类井）采气动态曲线图
Ⅱ类井动态特征：配产在1～3×104m3/d，压力下降快，稳产时间大约13个月；目前平均配产0.7×104m3/d，在低压生产条件下具有一定的稳产能力。平均累计采气量为1444×104m3（图5.4.2）。

图5.4.2 苏39-17井（Ⅱ类井）采气动态曲线图
Ⅲ类井动态特征：初期产量低，配产在1×104m3/d左右，压力下降快，甚至不能稳定生产；目前配产0.5～0.8×104m3/d，在低压生产条件下具有一定的稳产能力。平均累计采气量为617×104m3（图5.4.3）。

图5.4.3 苏35-17井（Ⅲ类井）采气动态曲线图
对Ⅰ、Ⅱ 、Ⅲ 类井动态分析及数值模拟表明，保证气井具有3年的稳产期，Ⅰ类井合理配产2.0×104m3/d；Ⅱ类井合理配产1.0×104m3/d； Ⅲ类井合理配产0.6×104m3/d。
在试采区筛选出生产相对稳定的气井23口，对其合理配产进行统计，稳产期3年，平均合理产量约为1.05×104m3/d。
2、递减率计算
通过对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类气井生产动态曲线进行分析，得出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类气井实际生产产量递减率；另一方面，建立Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类气井数值模型进行模拟，以合理配产（Ⅰ类井2.0万方/天、Ⅱ类井1.0万方/天、Ⅲ类井0.6万方/天）模拟气井生产，得出各井模拟产量递减率（图5.4.4和图5.4.5）。气井产量递减研究表明，气井的产量递减符合指数递减规律，随着气井生产时间的延长，递减率逐渐下降。

图5.4.4 递减率模拟曲线图一
苏6井区初期平均配产为2×104m3/d，以月度生产数据进行回归和预测，稳产期后气井年产量递减率为30.6%。平均配产降低到1×104m3/d后，稳产期后气井年产量递减率为20.5%。

图5.4.5 递减率模拟曲线图二
3、优化配产
通过实验室对高、低渗岩心进行串接试验，模拟储层中互相搭接的高渗砂体与低渗砂体之间的渗流供给机制。

图5.4.6 配产高低对低渗区的气体采出影响
试验发现：当高渗区降至同一压力（约2MPa），高渗区的采出程度与配产高低无关，而低渗区随配产的增大，采出程度降低（图5.4.6）。
苏里格气井生产初期应控制压差，合理配产，适度稳产，追求单井累计产出气量最大化。
在新井投产过程中，充分考虑“控制压差，合理配产，适度稳产”的原则，即Ⅰ、Ⅱ类井适度降低配产在2.0～1.0万方/天，又考虑了Ⅲ类井生产携液需要，在合理配产的尺度内适度提高了配产，生产动态显示较平稳。
苏14-13-38井（Ⅰ类井）目前油套压为2.8/21.5MPa，累计产气221万方，
日产气1.6万方/天，近期压降速率0.0074MPa/d（图5.4.7）。

图5.4.7 苏14-18-38井采气曲线（Ⅰ类井）
苏14-15-34井（Ⅲ类井）目前油套压2.8/15.0MPa，累计产气176万方日产气1.2万方/天，近期压降速率0.0109MPa/d（图5.4.8）。

图5.4.8 苏14-15-34井采气曲线（Ⅲ类井）
5.5 气井优化管理
5.5.1 简化试气及快速配产
对于相对新的区域，在单井储层改造完成后，应进行简化试气工作，以确定区域上单井产能，为合理配产提供依据。对于比较成熟的区块，则采取更加简化的方式估算气井产能，即根据单井压裂后排液动态数据进行快速配产。
1、 简化试气
在压裂完井后采用“一点法”测试。对于带有条带形岩性边界的地层，边界的影响使井底流压持续下降，关井恢复时，压力已恢复不到原始地层压力的水平。对于带有边界地层的这种压力持续下降的情况，给产能计算带来两个问题：
①不管花费多少时间进行延时测试，始终也测不到稳定的产能点，相反延时越长，流压越低，导致计算的无阻流量也越小；
②从关井恢复测试看到，在长时间开井后，地层压力同时下降，产气能力出现衰竭。此时用于产能计算的原始压力已不合适，而应代之以开采