气水同产井增压开采实践与认识

张茉丽(中国石化西南油气分公司川西采气厂，四川 德阳 618000)

0 前言

川西气田浅层气藏属典型的低渗、致密、砂岩气藏，开发时间长，已形成以低压老井为主的生产局面。随着气井产量压力的降低及新井的投产，低压气井生产受管网压力严重制约。为解决低压气井受管网压力影响导致生产困难并提高气井采收率，川西气田在XC 蓬莱镇组气藏实施增压开采先导试验。

1 产水气井生产特征分析

川西气田共有整体增压站9 座，3 座增压站用于井口增压，增压处理量58.25 万方/天；6 座增压站用于管道增压，增压处理量约120 万方/天。整体增压气井489 口，平均日产气量为0.33×104m3/d，产量低于0.3×104m3/d 的气井共有308 口，占总气井数的63.99%。

增压气井中产水井有297 口，占气井总数的60.73%，其中有82.15%的气井日产水量低于0.5m3/d，这表明多数增压气井产水，但产水量不大。

增压气井平均井口压力为0.79MPa，其中压力小于1MPa气井有401 口，占低压低产井总数的82.01%。由压力分布可知，增压气井压力普遍接近管网压力。由此可见，川西增压气井压力、产量较低，气井普遍产水，但产水量不大。

2 增压效果及认识

(1)不同产水气井增压效果差异 跟踪分析182 口中压倒低压环网生产的气井，增压效果分为三类。

①具有一定的增产效果，此类气井中倒低压后，压差缩小，产水、产气均有不同程度增加；②具有稳产效果，126 口井倒低压后油套压迅速降低，产气、产水变化不大，但总体上更为平稳，递减率由12.23%降为11.75%；③效果变差，25 口井倒低压后，压差扩大，产量迅速降低，递减率由14.34%扩大为17.40%，递减趋势进一步拉大，具体生产特征见表1。

表1 中倒低气井增压效果及生产特征表

(2)增压时机对增压效果影响较大 分析马蓬53D 增压机组45 口增压气井在增压前后的生产情况，按照气井压力及日产量，分为三个阶段：降压稳产阶段(井口压力>2.5MPa)、定压降产阶段(压力＜2.5MPa 且日产气量>0.5×104m3/d)及低压低产阶段见表2。

表2 马蓬53D增压站气井不同生产阶段生产情况统计表生

①气井在降压稳产阶段导入增压后，井口压力、产量月递减率与增压前相比有所加快；②气井在定压降产阶段导入增压，进入增压前压力，产量均处于递减阶段，进入增压后虽然压力、产量有明显下降，但是产量平均月递减率与增压前相比有所减缓；③气井在低压低产阶段导入增压，进入增压前压力接近管网压力，进入增压后压力进一步降低，产量略有上涨，生产平稳。

由上，气井在低压低产阶段导入增压后效果较好，生产平稳。气井在增压前压力近乎达到废弃压力，气井自身生产难度大，进入增压后通过降低气井废弃压力有效缓解了产量递减，使产量、压力平稳生产，利于气井稳产。

3 结语

通过对增压气井效果分析，跟踪增压效果，对比分析增压气井的剩余可采储量、生产层位、气井结构、气液比等对增压效果的影响，建立增压气井选井选层标准。

①中浅层直井，具有一定压力及产量。压力接近管网压力，日产气多大于0.4×104m3/d；

②日产水较低气井，低于0.5m3/d，水气比较低，多小于0.65m3/d×104m3/d，水气比越高增压效果变差；

③剩余地质储量较高，增压后产量增加。

[1]孟庆华.川西致密砂岩气田开发后期增压开采技术[J].四川文理学院学报,第17(5)：22-24.

[2]姜雪峰.马井气田增压开采规划项目实施与控制过程研究[M].哈尔滨工程大学，工程硕士论文[D].