淺談蘇里格南氣井增產(chǎn)措施

張華濤，趙景龍，惠 博，馬 力

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司 （陜西 西安 710018）

淺談蘇里格南氣井增產(chǎn)措施

張華濤，趙景龍，惠 博，馬 力

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司 （陜西 西安 710018）

蘇里格南區(qū)塊屬于典型致密巖性氣藏，且儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，砂體變化大；隨著氣田工業(yè)化開發(fā)的加快，儲層能量下降，井筒積液增加，導(dǎo)致氣井產(chǎn)量遞減快，實現(xiàn)單井穩(wěn)產(chǎn)越發(fā)困難。介紹了氣井產(chǎn)量出現(xiàn)遞減的原因，利用氣井動態(tài)分析方法，結(jié)合蘇里格南氣井實際生產(chǎn)情況，對蘇里格南區(qū)塊采取的壓力恢復(fù)、泡排、速度管柱、二次壓裂等氣井增產(chǎn)措施進(jìn)行效果評價。

蘇里格南氣井；增產(chǎn)措施；壓力恢復(fù)；效果評價

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司氣田（以下簡稱蘇南氣田）主要采用8.89cm(312in)生產(chǎn)管柱。已開發(fā)的主力儲層有2個層位，即石盒子組、山西組。從開發(fā)動態(tài)特征分析雖然目前各單井屬于開發(fā)初期，但部分生產(chǎn)井已表現(xiàn)出井筒附近壓降損失較快，地層儲層特點決定地層流體供給不足。該區(qū)儲層為氣液同層特征明顯，表現(xiàn)為氣井開發(fā)初或早期見水（油），且液量不大。氣井無套壓顯示，積液預(yù)兆只能通過氣量減少判斷。

地層能量下降、氣井積液、管網(wǎng)運(yùn)行、油管尺寸、初始配產(chǎn)是影響氣井正常生產(chǎn)的主要因素。氣田和氣井的產(chǎn)量并不是恒定不變的，對于氣井，其產(chǎn)量都是先有一個短暫的穩(wěn)產(chǎn)期，然后隨時間而逐步遞減。隨著氣田的持續(xù)開發(fā)，儲量動用的提高，開發(fā)井網(wǎng)的完善，井筒積液呈現(xiàn)不斷增多的趨勢，井筒積液影響正常生產(chǎn)的問題逐步顯現(xiàn)[1-3]。油管尺寸選取原則：為了減少摩擦損失，油管直徑要盡量大，但是為提高流速防止井底積液，油管直徑要盡量小。為保證開發(fā)效益，氣田必須具備一定的穩(wěn)產(chǎn)期，如果氣井配產(chǎn)過高，短期高產(chǎn)后，將會進(jìn)入長期的積液生產(chǎn)階段。反之，如果氣井配產(chǎn)過低，地層能量得不到充分發(fā)揮。

1 氣井動態(tài)分析方法

通過生產(chǎn)動態(tài)曲線圖可以及時掌握氣井的生產(chǎn)動態(tài)變化情況，并根據(jù)氣井動態(tài)的變化及時采取相應(yīng)的措施。它可以綜合反映影響氣田產(chǎn)量變化的各種因素，并用極簡明的方式表示出來?？梢苑从炒蟛糠謿饩诋a(chǎn)量遞減階段的變化規(guī)律[4]。

由于低開發(fā)成本的開采工藝，蘇南氣井開采并未安裝套管，直接油管生產(chǎn)，因此無環(huán)空套壓數(shù)據(jù)，后期安裝速度管柱后井口有套壓數(shù)據(jù)。另外，井口也未安裝氣液分離器，也給積液判斷，特別是單井的產(chǎn)水量計算帶來了一定困難。套壓上升，產(chǎn)氣量下降，判斷積液；套壓不變，產(chǎn)氣量下降，判斷積液；套壓、產(chǎn)氣量呈鋸齒形周期性波動，二者呈相反變化趨勢，判斷積液。根據(jù)蘇南工藝，定量判斷氣井積液有3種方法：臨界攜液流量法、回聲液面探測法、壓力梯度測試法。常用且經(jīng)濟(jì)實惠方便的的為臨界攜液流量法和回聲探液面法。

在生產(chǎn)井中確定井口處氣體的最小速度，以保證液體被采出地面而不致降落在井中。通過對比采氣曲線，李閩模型計算出的最小攜液流量最接近蘇南真實值。2015年，通過測量101口測液面井不同程度的有積液，積液深度在大部分在840～1 500m，平均積液深度為1 227m，說明蘇南氣井積液較為嚴(yán)重。

2 蘇南氣井增產(chǎn)采取措施及應(yīng)用效果

地層能量下降、氣井積液、管網(wǎng)布局、油管尺寸、初始配產(chǎn)的合理性是是影響氣井正常生產(chǎn)的主要因素。為了保證氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)，也應(yīng)該從減少這幾方面影響入手。

2.1 間歇關(guān)井恢復(fù)地層壓力

關(guān)井恢復(fù)壓力有2個目的，一是提高地層壓力；二是使井內(nèi)積液退回產(chǎn)層內(nèi)，有利于開井時井底積液排出井口。如果關(guān)井壓力恢復(fù)較慢，當(dāng)井口壓力恢復(fù)最大關(guān)井壓力的80%～90%時結(jié)束關(guān)井。無成本，簡單易行；通過壓力恢復(fù)關(guān)井?dāng)?shù)據(jù)，可再次對氣井產(chǎn)能進(jìn)行核實。但缺點是短期關(guān)井產(chǎn)量恢復(fù)快，氣井產(chǎn)量遞減速度快，開管井頻次增加。

壓力恢復(fù)關(guān)井是蘇南氣田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要手段之一，在蘇里格南氣井的增產(chǎn)中起到了較為明顯的作用。在實際應(yīng)用中，根據(jù)氣井靜態(tài)和動態(tài)分類的結(jié)果，對I類井采取1～3天的激動關(guān)井方法，對II類氣井采取3～7天的短期關(guān)井恢復(fù)壓力方式，對III類井采取7～30天的長期壓力恢復(fù)關(guān)井方法。

×井于2013年10月25日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓為25.0MPa，配產(chǎn)5.2×104m3/d，至2016年8月7日，累計產(chǎn)氣量達(dá)2 466×104m3，平均日產(chǎn)氣量2.42×104m3，目前產(chǎn)量處于波動階段。屬于典型的I類井。生產(chǎn)分為3個階段：第一階段為自然遞減階段；第二階段為自然波動階段；第三階段為壓恢階段。該井采取壓恢措施后，明顯縮短了氣井自然波動的周期，起到了穩(wěn)產(chǎn)的效果。

××井于2012年10月22日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓為25.1MPa，配產(chǎn)13.9×104m3/d。至2016年8月7日，累計產(chǎn)氣量達(dá)22 997×104m3，平均日產(chǎn)氣量1.73×104m3，目前處于水淹階段。該井表現(xiàn)出明顯的積液特征，經(jīng)過7天、14天、28天、50天的壓力恢復(fù)關(guān)井均不能使該井復(fù)產(chǎn)。

統(tǒng)計60口氣井的壓力恢復(fù)效果，日增產(chǎn)氣量在3×104m3以上的氣井有17口，累計日增產(chǎn)73.7×104m3，占壓力恢復(fù)井總數(shù)的28%，貢獻(xiàn)氣量占壓力恢復(fù)井總增產(chǎn)氣量的59%，日增產(chǎn)氣量在（1～3）×104m3的氣井有28口，占壓力恢復(fù)井總數(shù)的47%,貢獻(xiàn)氣量占壓力恢復(fù)井總增產(chǎn)氣量的39.1%，增產(chǎn)氣量在1×104m3以內(nèi)的氣井15口，考慮存在計量誤差和分配產(chǎn)量的情況，上述15口氣井視為壓力恢復(fù)無效井。

分析井的類別可知，壓力恢復(fù)措施對I、II井效果明顯，對III類井無效。

2.2 泡排劑排水采氣

向井筒注入一定比例的起泡劑或直接在井口投注泡排棒后，在天然氣流的攪動下，降低了積液密度，減小了地層水的表面張力，使井底積液轉(zhuǎn)變成泡沫狀流體，可以達(dá)到容易舉升的目的[5]。氣井尚有一定自噴能力、且井筒積液已影響到氣井產(chǎn)能正常發(fā)揮時介入泡排工藝為最佳時機(jī)。泡排措施井的產(chǎn)氣量明顯下降，在氣井2.2×104m3/d以下的氣井。泡沫排水采氣具有設(shè)備簡單、施工容易、見效快、成本低、不影響氣井正常生產(chǎn)等優(yōu)點。但缺點是泵注法需將氣井關(guān)井，增產(chǎn)效果中有一定的壓恢作用；氣井復(fù)產(chǎn)后，氣量波動大，而氣井的管理貴在穩(wěn)定，不宜頻繁操作，采用壓力恢復(fù)關(guān)井泡排的方式必然造成井底壓力的激動，瞬間地層壓力下降、生產(chǎn)壓差大，有可能造成井下沉沙帶入井底或節(jié)流器上竄等現(xiàn)象。另外，泡排劑的使用增加了井口發(fā)生凍堵、站內(nèi)由于二次起泡導(dǎo)致液位計失準(zhǔn)的概率。

××井于2012年10月22日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓為25.1MPa，配產(chǎn)13.9×104m3/d，至2016年8月7日，累計產(chǎn)氣量達(dá)22 997×104m3，平均日產(chǎn)氣量1.73×104m3。該井投產(chǎn)后，產(chǎn)量遞減后呈現(xiàn)明顯的積液狀態(tài)，并且多次壓力恢復(fù)產(chǎn)無效果，停產(chǎn)時間達(dá)到233天，2014年7月2日，7月6日，分2次向該井注入累計300L液體泡排劑后，后再次開井，該井成功復(fù)產(chǎn)，并穩(wěn)定生產(chǎn)46天，日均產(chǎn)氣量4.6×104m3。

蘇里格南氣田近半年共實施泡沫排水采氣76口，通過對日常維護(hù)的泡排井進(jìn)行統(tǒng)計，泡排明顯率達(dá)89%，2014年，蘇里格南氣田近半年共實施泡沫排水采氣76口，增產(chǎn)氣量4 900×104m3，占全年總產(chǎn)量的3.21%。說明泡排的日常維護(hù)工作對協(xié)助氣井?dāng)y液是一項基礎(chǔ)性工作，能穩(wěn)定氣井的正常生產(chǎn)。但是由于在進(jìn)行泡排工作的同時進(jìn)行了壓力恢復(fù)作業(yè)，泡排的單獨效果需要進(jìn)一步評價。

2.3 速度管柱排水采氣

在井筒安裝較小管徑的連續(xù)管作為速度管柱，在一定程度上降低臨界攜液流速，增大井筒中氣體流速，從而提高氣井?dāng)y液能力[2]。綜合分析及試驗結(jié)果表明，速度管柱排水采氣技術(shù)適合氣井產(chǎn)量低于1.8×104m3/d的積液并且泡排無效果的氣井。該方法攜液能力強(qiáng)，與普通油管生產(chǎn)相比，速度套管攜液能力提高近70%；一次性投入，依靠氣井自身能量排水，節(jié)省了人力物力;工藝可靠，采取不壓井作業(yè)，減輕了對地層的傷害。不足是投資大，并且對井場破壞嚴(yán)重。

通過Φ88.9mm原技術(shù)套管中下入同心Φ38.1mm連續(xù)油管，利用小油管特性，提高氣體的流速，減小液體的滑脫損失，提高氣井?dāng)y液能力[6]。

×××井于2012年11月28日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓為25.0MPa，配產(chǎn)5.7×104m3/d，至2016年8月7日，累計產(chǎn)氣量達(dá)2 164×104m3，平均日產(chǎn)氣量1.56×104m3，是典型的I類井。該井投產(chǎn)后，經(jīng)過半年的自然遞減，產(chǎn)量遞減后呈現(xiàn)明顯的積液生產(chǎn)特征，其間多次進(jìn)行了壓力恢復(fù)和泡排措施，取得了一定的效果，但始終無法讓該井進(jìn)行穩(wěn)定生產(chǎn)，2014年12月7日，該井安裝速度管柱后開井。該井取得了明顯的效果。第一，氣井能夠穩(wěn)定的生產(chǎn)，不需要再進(jìn)行其它增產(chǎn)措施，目前已穩(wěn)生產(chǎn)625天。第二，氣井的遞減率明顯降低，根據(jù)Arps產(chǎn)量遞減方程進(jìn)行計算，該井實施速度管柱前，日遞減率為0.006 3，實施速度管柱后，日遞減率為0.002 3，遞減率降低了63.49%。

××××井于2013年11月6日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油壓為24.7MPa，配產(chǎn)1.0×104m3/d，至2016年8月7日，累計產(chǎn)氣量達(dá)291.8×104m3，平均日產(chǎn)氣量0.24×104m3，是典型的III類井。該井投產(chǎn)后，經(jīng)過半年的自然遞減，產(chǎn)量遞減后呈現(xiàn)明顯的積液生產(chǎn)特征，其間提取節(jié)流器后產(chǎn)量提高后又迅速下降，2015年12月25日，該井安裝速度管柱后開井。該井取得效果一般，主要是氣井不能穩(wěn)定的生產(chǎn)，并且還需要借助壓力恢復(fù)的增產(chǎn)措施。

速度管柱措施生產(chǎn)后，大部分氣井積液特征得到了明顯改善，統(tǒng)計47口井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，40口井取得了較好的效果，7口井效果較差，2016年1月至6月速度管柱增產(chǎn)3 427×104m3，平均單井增產(chǎn)0.55×104m3/d。

分析47口井的前期生產(chǎn)數(shù)據(jù)可知，速度管柱井隊對前期平均日產(chǎn)大于0.7×104m3的氣井具有較好的效果，對于前期平均日產(chǎn)小于0.7×104m3的氣井，效果不明顯。

3 結(jié)論

1）經(jīng)過現(xiàn)場實踐，目前適用于蘇南井身結(jié)構(gòu)的氣井穩(wěn)產(chǎn)措施主要有間歇壓力恢復(fù)開關(guān)井、泡沫排水采氣、速度管柱排水采氣等方式。間歇壓力恢復(fù)開關(guān)井、泡排增產(chǎn)措施主要適用于I、II類井，III類井效果不大，對于前期平均產(chǎn)量低于0.7×104m3/d的氣井，實行速度管柱的作用不大。

2）雖然各個穩(wěn)產(chǎn)措施都取得了較好的效果，但各個穩(wěn)產(chǎn)措施的優(yōu)缺點也同樣明顯，需要在實踐中進(jìn)一步摸索。

3）氣井的管理不宜頻繁操作，采用壓力恢復(fù)關(guān)井的方式必然造成井底壓力的激動，瞬間地層壓力下降、生產(chǎn)壓差大，有可能造成井下沉沙帶出地面或節(jié)流器上竄等現(xiàn)象。

4）對于單口氣井來說，并沒有特定的一種穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)措施，往往需要多種措施共同保證氣井的穩(wěn)產(chǎn)工作，而由于蘇南區(qū)塊投產(chǎn)時間較短，氣井采取的穩(wěn)產(chǎn)措施較少，尚未形成完整的氣井穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)體系，需要在實踐中進(jìn)一步摸索。

[1]楊川東.采氣工程[M].北京：石油工業(yè)出版社,2001.

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[3]田 偉,白曉弘,郭 彬.連續(xù)油管排水采氣技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用研究[J].化工技術(shù)與開發(fā),2010,30(10)：14-15.

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[5]薛海東,劉大永.井下節(jié)流氣井泡沫排水采氣工藝技術(shù)探索[J].科技資訊,2008(23)：57.

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The southern block of Sulige gas field belongs to typical tight lithologic gas reservoir,its reservoir heterogeneity is strong,and the sand body changes greatly.With the industrialization development of the gas field,the energy of the reservoir decreases and the accumulation of the fluid in the wellbore increases,resulting in the rapid decrease of the gas well production and the difficulty of achieving stable production of a single well.The reason of gas well production decline is analyzed,and according to the actual production situation of the gas wells in southern Sulige,the application effects of the stimulation measures of gas wells,such as pressure recovery,foam drainage,velocity string drainage,secondary fracturing,etc.,are evaluated by using the dynamic analysis method.

gas wells in southern sulige;stimulation measures;pressure recovery;effect evaluation

張華濤（1986-），男，工程師，主要從事天然氣開采方面的工作。

2017-07-11