苏里格气田气井生产后期管理对策研究

叶小闯，王晓明，蒋成银，赵涛，王小佳

（中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）



苏里格气田气井生产后期管理对策研究

叶小闯，王晓明，蒋成银，赵涛，王小佳

（中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）

通过对苏里格气田气井生产规律进行分析，针对气井生产管理中存在的各种问题，进行系统的对策研究。从气井分类管理、排水采气、节流器打捞、生产制度优化、储层潜能挖潜等方面探索研究苏里格气田气井生产后期如何进行科学高效地管理。通过实例分析等方式对管理思路的实用性进行了佐证，形成了适合于苏里格气田气井生产后期有效的管理对策。

苏里格气田；气井；后期；对策

苏里格气田地质构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，是发育于上古生界碎屑岩系中的大型砂岩岩性圈闭气藏。上古生界自下而上可以划分为石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。苏里格气田的主力含气层段为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段河流-三角洲相砂岩储层。鄂尔多斯盆地北部由东向西近南北向展布的4条河流-三角洲主砂体控制了整个气田的分布。

1　气井生产特征

1.1气井压力在开井初期快速下降，呈现出一个较为明显的“拐点”

苏里格气田规模化开发以来，已投产气井9 100余口，气田大规模开发后的气井生产时间最长的已经超过10年，部分气井已经进入停产阶段。为了弄清气井的生产变化规律，分类对气井的压力下降、产量递减等情况进行分析研究（见表1～表3）。

表1　Ⅰ类井压降情况表

从表1中可以看出，Ⅰ类井投产后在不到两个月的时间里，压力平均下降4.2MPa，速度很快。从表中的拐点值开始，压力下降才慢慢平缓，从后续的跟踪研究来看，若压降速率从拐点处开始算，该类井的压降速率均在0.03MPa/d以下，能满足生产需求。

表2　Ⅱ类井压降情况表

从表2中可以看出，Ⅱ类井和Ⅰ类井情况类似，在投产后约一个月的时间里，压力平均下降5.4 MPa，压降幅度更大、时间更短。

从表3中可以看出，Ⅲ类井投产后在不到一个月的时间里，压力平均下降5.8 MPa，幅度最大、速度最快。从总体来看，部分Ⅲ类气井在投产初期便难以正常生产，统计选井以能够较长时间内稳定生产为基准。

综上，可以看出，苏里格气田绝大多数气井在开井生产后的一段时期，不论是哪类井，都有一个套压快速下降的过程，呈现出一个较为明显的“拐点”。

表3　Ⅲ类井压降情况表

1.2气井压降速率初期较大，然后逐渐变小

对典型区块苏X井区全部的气井按不同类型进行分类分析，具体情况（见表4、图1）。

表4　苏X井区压降速率表

图1　苏X井区压降速率图

从典型区块的资料分析可以看出，各类气井在投产初期压降速率都明显偏大，后期逐渐变小，图1表现为各类井的压降曲线初期都比较陡、斜率大，一定时期后变得平缓、斜率变小，达到允许的数值以内。

2　气井生产后期存在的问题

根据苏里格气田的开发规划，最终苏里格气田的开发井数将达到近3万口，随着气井生产时间的延长，气井生产管理过程中的问题将不断暴露出来，低产低压气井数量急剧增加，气井排水采气难度较大，给气田经济有效开发和安全生产都带来艰巨的挑战［1-3］。

2.1低产低压气井数量不断增多，生产管理难度增大

根据气井历年生产情况统计，气井的平均压力和产量逐年降低。气井生产3年后，气井套压普遍降至10MPa以下，日产气量小于0.8×104m3。气井生产6年后，气井套压普遍降至7MPa以下，日产气量小于0.5× 104m3。气井生产9年后，气井套压普遍降至5MPa以下，日产气量小于0.3×104m3，大多需要进行间歇开井或气举才能保持生产。

目前气田投产的9 100余口气井中，套压小于5 MPa的气井3 000余口，日产气量小于0.5×104m3的气井5 000余口，超过一半的气井已经进入低产低压生产阶段，这些气井通常需要采取辅助措施才能正常生产，随着生产时间的延长，低产低效气井的井数还将不断增加，管理的难度还将进一步增大。

2.2井间串接工艺造成井间生产干扰，影响气井开井时率

井间串接工艺模式在生产建设过程起到了一定的积极作用，它不仅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，而且还能够较大幅度节约采气管线建设成本。但是随着气田的不断深入开发以及气井的生产差异，一些生产问题也不断暴露出来。

（1）串接气井生产存在一定的井间干扰，气井压力较高、产量较大的气井对压力较低、产量较小的气井容易形成生产干扰，影响低产低压气井的正常生产。

（2）当干管气量较大、集气干管过细时，距离集气站较远的气井井口回压较高，冬季容易造成冻堵，而且常因回压过高导致末端气井开井难度较大，甚至无法开井。

（3）当干管气量较小，集气干管过粗时，管线中气流速度较低，管线的携液能力就较弱，易造成干管积液，甚至气井冻堵。

（4）在气井单井管线、集气干管出现冻堵、动火等情况下，需要对整条干管及所辖单井管线全部进行关井放空，不仅造成气量浪费，而且严重影响了开井时率。

2.3井下节流工艺影响排水采气效果，打捞难度大

井下节流工艺的使用有效降低了井口回压和地面管线运行压力，降低地面工程投资，减少了油管、地面管线水合物堵塞几率，降低了地面管线运行风险，是苏里格气田经济有效的核心技术。但是，随着气井生产进入低压低产阶段，气井携液能力不断降低，部分气井必须采取适当的排水采气措施才能够连续稳定生产，然而井下节流器的存在使得井筒流压梯度测试无法开展，很难弄清井筒内的实际生产流态，而且无法进行泡排棒（剂）的投注，严重影响这些气井的排水采气工作的开展，而且即使从油套环空成功进行泡排剂的加注，在气泡通过节流器时，容易造成消泡，严重影响排水采气的效果，因此必须打捞出井下节流器才能顺利开展各项排水采气工作。而气井在井筒积液不断增多的情况下，如果节流器上方已形成一定的积液，节流器的打捞难度也将随之不断增加，从而进一步影响排水采气工作的开展。因此如何选择合适的节流器打捞时机和开展有效的排水采气工作将成为气井后期生产管理的重要问题。

2.4气井井数不断增加，安全风险不断增大

随着气井投产井数的不断增加，出现节流器失效的概率也不断增大，一旦节流器失效后井口截断阀（或电磁阀）未能及时自动关闭，极易造成地面管线的超压、导致集气站设备超压、甚至把大量压裂砂等杂质带入地面管线和集气站内，破坏管线及设备，大大地增加了生产安全风险。

3　气井生产管理对策

3.1气井分类管理

苏里格气田生产管理的时期主要分为夏秋和冬春两个时期。其中冬季生产管理是苏里格气田管理难度最大的季节，工作的实质就是防冻防堵以及冻堵后的解堵工作；夏季生产管理就是做好气井的排水采气工作。苏里格气田生产管理的阶段主要分为高压高产和低压低产两个阶段。其中高压高产气井主要是降压生产，低压低产气井主要是通过泡排等措施提高气井的累积采出气量［4］。

随着投产气井井数的迅速增加，气井管理的难度不断增大，“一井一法”的管理方法肯定是无法适应苏里格气田的开发管理，因此推荐采取“分区分治、一类一法”的管理方法。首先根据每个区块不同的生产特点及气藏情况，分别制定大的管理方针“分区分治”，再进一步将区块内的气井分成不同的类别，采取“一类一法”的方式进行管理，不仅可以提高气井的管理水平，而且可以提高气井的管理效率，减少不必要的人力、物力。

3.2节流器合理打捞时机的确定

井下节流器在气井高压生产阶段能起到节流降压的作用，为气田的低压模式生产提供了关键作用，但是在气井进入低压低产阶段后，井下节流器便成为气井排水采气工作的一道障碍。因此如何合理把握气井井下节流器的打捞时机，便成为气井生产管理以及排水采气工作的重点。

夏季井口油压为3.0 MPa左右，按照节流器下深1 800m计算，井下节流器出口处的压力约为4.0MPa，如果要达到临界流速，节流器入口端的压力必须达到8.0MPa以上，此时折算到井口套压应该是6.0MPa以上，因此当夏季生产时如果井口套压低于6.0MPa，井下节流器的出口处的流速便无法达到临界流速，节流器的稳产作用以及携液能力都将大幅下降。因此认为套压低于6.0MPa应该作为节流器打捞的最低压力（见图2）。

图2　节流器流量随压力比的变化图

如果气井产液量较大，则可以通过流压测试、关井油套压差等措施及时发现节流器上方是否存在积液，当发现节流器上方积液达到200m左右时，说明气井携液能力不足，井筒积液，应立即组织进行节流器打捞，否则等到节流器上方积液过多时，节流器打捞将会比较困难。当液柱超过200 m时，积液对节流器的压力将超过600 kg，加上节流器上行的摩擦阻力以及井下打捞工具的自重，将会超过钢丝作业强度（700 kg～1 000 kg），造成节流器打捞困难。

3.3优选合理的排水采气工艺

目前苏里格气田开展的排水采气工艺措施［5］主要包括连续油管、柱塞气举、压缩机气举、制氮车气举、气举阀、泡排剂（棒）排水采气等。如何正确选择合理的排水采气工艺，将是气井低压低产阶段生产管理的重要工作。

通过苏D等200余口井上的速度管柱试验对比，速度管柱的试验效果比较明显，单井日均可增产0.2× 104m3（由0.5×104m3上升到0.7×104m3），生产更加平稳。速度管柱内流体的流速增加，气井携液能力得到了较大的提升，虽然一次性投入相对较高，但增产效果较好且持续时间长，对气量大于0.5×104m3/d的气井具有较好的推广价值。

通过在苏E等400余口井上的柱塞气举试验对比，单井日均可增产气量0.15×104m3（由0.45×104m3上升到0.6×104m3），柱塞气举工艺对日产气量0.2×104m3～1.2×104m3的气井均有效，相对于其他排水采气工艺措施，柱塞气举对日产0.2×104m3～0.5×104m3的低产气井具有更好的适应性。

通过各种实验对比，泡沫排水采气的适应性最强，对所有气量且井筒积液不是很严重的气井均有效，但是需要每3 d～7 d进行一次井口加注，工作量较大。对气量小于0.2×104m3/d且井筒积液严重的气井，必须采取压缩机气举或氮气气举将井筒积液排出后并辅以其他排水采气工艺措施才能保证气井正常生产。

3.4气井生产制度优化

3.4.1高产气井，优化配产，连续生产对于气井产气量在5 000 m3/d以上，关井油套压差小于2 MPa，可依靠自身能量连续携液生产的气井，可通过优化配产，控制压降速率，确保气井长期稳定生产。

3.4.2小产量稳产气井配合适当的排水采气措施，保证气井连续生产对于气井产量在1 000 m3/d～5 000m3/d，但是可依靠自身能量连续生产的气井，需主动采取排水采气，辅助气井积极携液生产，防止气井发生水淹，延长气井的连续生产时间。

3.4.3间歇生产气井，远程自动开关对于气井产量在1 000 m3/d～5 000 m3/d，间歇产液，生产不稳定的气井，可利用远程自动开关井技术：当井口压力达到某个设定值时气井自动开井生产，当套压低于某个设定值时自动关井，从而实现气井的远程自动开关井，真正实现气井的数字化管理，提高气井的管理效率。

3.4.4产能极低气井，常关短开对于气井产气量小于1 000m3/d，产能极差，不能连续生产甚至短期关井后仍无法连续生产的气井，建议采用常关短开制度，或者暂时放置，待具备更好开发技术的时候再进行开启。有效配置目前紧缺的人力、物力资源。

3.5加强气井安全生产管理

对于气井安全生产起“保护神”作用的进口紧急截断阀（或电磁阀），要定期进行现场关断校验，确保管线一旦出现超压、欠压情况下能够切实起到关断保护作用，当好安全生产的“保护神”。

4　储层产能挖潜

4.1补孔找层，挖潜未动储层的潜能

通过对测井资料的再次查看和分析，对尚有开发潜力的未动用层位进行补射孔，通过补孔压裂挖潜未动用储层的产能。通过对苏F等20余口井进行补层射孔，取得了预期的效果，使气井焕发出新的活力，有效地延长了气井的生命周期，提高了气井的最终采收率。

4.2二次压裂，挖潜新的能力

针对部分测井解释结果较好，但是生产情况不好的气井，可通过对测井资料和压裂效果的再次分析，评价测井解释结论及储层改造效果。对储层改造效果不好的优质储层，可以进行二次改造，充分挖潜气井的潜在产能。

4.3开窗侧钻，寻找新的储层

对于没有储层挖潜潜力且产能极低的气井，可通过地震资料分析，查找气井周围是否具有有效储层，对周围具有较好储层的产能极低气井可以开展开窗侧钻作业，充分利用目前现有井筒资源，通过打定向井实现周边储层的开发，达到气田经济高效开发的目的。

4.4及时废弃无气量井，降低运行成本

对于产能极低、排水采气无效果、没有储层挖潜潜力、周围也没有较好储层的气井，可通过科学的气井废弃制度，及时进行废弃处理，减少对无气量井的运行管理，有效降低开发管理成本，达到经济高效开发的目的。

5　结语

通过对苏里格气田气井生产规律进行分析，针对气井生产管理中存在的各种问题，进行系统的对策分析研究，形成了适合于苏里格气田气井生产后期有效的管理对策。

（1）苏里格气田绝大多数气井均呈现出开井初期压降较大，之后压降速率逐渐变小，呈现出一个较为明显的“拐点”。

（2）采取“分区分治、一类一法”的管理方法，可以提高气井的开发管理水平，提高气井的管理效率。

（3）气井套压低于6.0 MPa、井筒节流器上方积液达到200 m，作为节流器打捞的最佳时机，可使节流器作用充分发挥并提高打捞的成功率。

（4）采用查层补孔、二次压裂、开窗侧钻等方法在现有井筒工艺基础上充分挖潜储层产能，提高储层的采出程度。

［1］张明文，宋芝伊.开采末期气田（气井）挖潜技术措施及生产技术管理方法探索［J］.新疆石油天然气，2008，4（8）：137-140.

［2］张啸枫，唐俊伟，位云生，等.苏里格气田单井生产动态分析与管理［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2009，31（3）：110-114.

［3］李军，梅明华，史福军.低产气井配套工艺措施精细管理技术［J］.石油化工应用，2010，29（9）：29-33.

［4］刘占良，石万里，孙振，等.人工神经网络在气井管理及动态预测中的应用［J］.天然气工业，2011，34（11）：62-65.

［5］梅明华，田喜军，刘淑哲，等.积液气井排水采气工艺优化研究［J］.石油化工应用，2012，31（8）：97-99.

Study on the counterm easures of the late stagem anagem ent of gaswell production in Sulige gasfield

YE Xiaochuang，WANG Xiaoming，JIANG Chengyin，ZHAO Tao，WANG Xiaojia
（Gas Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Wushenqi Neimenggu 017300，China）

Through the analysis of the Sulige gasfield production law，aiming at the problems existing in gas well production management，a systematic research was carried out.Carry out scientific and efficient management of Sulige gasfield production from well classification management，drainage gas recovery，tapping the potential of reservoir etc.By the way of example analysis ofmanagement idea has carried on the evidence，formed suitable for Sulige gasfield in the late production period of gas well and effectivemanagement countermeasures.

Sulige gasfield；gaswell；late stage；countermeasures

TE377

A

1673-5285（2016）07-0058-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.014

2016－06-16

叶小闯，男（1984-），工程师，硕士，现在长庆油田第三采气厂从事天然气开发管理工作，邮箱：yxc1_cq@petrochina.com.cn。