苏里格X区块气井差异化管理方法探讨及措施优选

魏自涛，张世虎，张刚，张潇潇，王嘉彦，王华杰

（1.西安石油大学，陕西西安710065；2.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X区块气井差异化管理方法探讨及措施优选

魏自涛1，2，张世虎1，2，张刚2，张潇潇2，王嘉彦2，王华杰2

（1.西安石油大学，陕西西安710065；2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）

随着苏里格气田开发程度的逐步增大，苏里格X区块作为主力产气区，大部分气井在开发过程中，随着地层压力的下降，产水气井逐渐增多，井口压力大幅度下降，产量急剧递减，水淹停产井逐年增多，对天然气的生产造成严重的危害，影响气井利用率及开井时率，成为气田生产的突出矛盾之一。本文以苏里格X区块气井实际生产情况为指导，对苏里格X区块气井的生产现状、气井差异化管理及下步措施等进行探讨分析，提出具体建议或措施，探索苏里格X区块气井管理方法及管理制度。

苏里格X区块；气井差异化管理；气井分类；管理制度

苏里格气田X区位于苏里格气田西侧，处于内蒙古自治区鄂托克前旗和陕西省定边县境内，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西部。苏里格气田是低渗、低压、低丰度，大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏；有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，非均质性强，连续性较差，地质条件非常复杂。随着苏里格气田开发程度的逐步增大，大部分气井在开发过程中，随着地层压力的下降，产水气井逐渐增多，井口压力大幅度下降，产量急剧递减，水淹停产井逐年增多，对天然气的生产造成严重的危害，严重影响正常生产，成为气田生产的突出矛盾之一。

针对苏里格X区气井生产情况，结合地质资料进行分析，加强气井管理，从而提高气井利用率及开井时率[1-3]。

1 苏里格X区块气井生产现状及生产特殊性

1.1 苏里格X区块气井生产现状

苏里格X区块平均单井产量仅为0.491 6×104m3，而平均水气比高达0.93 m3/104m3，平均套压9.37 MPa，压降速率为0.019 3 MPa/d。

高产液是苏里格X区块气井主要特征之一，分析苏里格X区块产水状况，目前苏里格X区块产水量较大，平均水气比0.93。

根据苏里格X区块各集气站产水情况分析，苏里格X区块主要产水区块分布在A区块、C区块，其中A区块主要分布在A-5、A-6集气站，C区块气井产液量大主要分布在C-2站、C-3站，B区块产液量大气井主要分布在B-5站。

1.2 苏里格X区块气井管理中存在困难

苏里格X区块气井“区域范围广，低产量、高产水”的特征决定了苏里格X区块气井管理难度较大，主要表现为：

（1）气井产量低，大部分气井不同程度的存在积液，需长期有效的开展排水采气措施，大部分积液井目前主要依靠泡沫排水采气方法，兼顾部分速度管柱、柱塞气举排水采气，现有的排水采气工艺也有待进一步提高。

（2）苏里格X区块排水采气工作点多面广，采用传统的工艺措施需大量人力、物力，工作难度大。

（3）气井产液量大、产量低、携液能力差，易导致地面管线液堵及水合物冰堵情况，冬季运行管理难度大。

因此针对苏里格X区块气井的特殊性，结合历年气井管理经验，对不同类型气井进行差异化管理，提出相应建议或措施。

2 苏里格X区块气井差异化管理

针对苏里格X区块气井特点及生产管理中存在的难点，根据核产数据及气井生产数据将气井精细化分类，针对不同类型气井采取差异化管理措施。

2.1 苏里格X区块气井分类

根据目前苏里格X区块投产气井生产曲线、油套压、日产气量，以及动态监测数据，将目前716口气井分类（见表1）。

表1 苏里格X区块气井精细化分类

2.1.1 无液井气井生产曲线平稳，动态监测不产液。

（1）高产无液井：油套压差小于等于3 MPa，日产气量大于等于1.5×104m3；

（2）无产无液井：油套压差小于等于3 MPa，日产气量等于0；

（3）低产无液井：油套压差小于等于3 MPa，日产气量大于0，小于0.5×104m3；

（4）中产无液井：油套压差小于等于3 MPa，日产气量大于等于0.5×104m3，小于1.5×104m3。

2.1.2 连续携液井气井生产曲线平稳，靠自身能力可带出液，油套压差大于3 MPa，日产气量大于等于0.8×104m3，小于1.5×104m3。

2.1.3 间歇携液井气井生产曲线无规律变化，时而可带出液，时而不能。

（1）中产间歇携液井：油套压差大于3 MPa，日产气量大于等于0.5×104m3，小于0.8×104m3；

（2）低产间歇携液井：油套压差大于3 MPa，日产气量大于等于0.3×104m3，小于0.5×104m3；

2.1.4 低产积液井气井生产曲线套压波动上升，气量下降，井筒积液，从生产数据看油套压差大于3 MPa，小于等于15 MPa；日产气量大于等于0，小于0.3×104m3。

2.1.5 水淹井气井生产曲线套压很高，气量几乎为0，油套压差大于15 MPa，日产气量小于0.1×104m3。

从苏里格X区块气井分类看，大部分气井产液并存在积液，因此针对不同类型气井，提出产气井差异化管理措施。

2.2 气井差异化管理方法及优选措施

由于苏里格X区块气井产量较低、产液量大、压力恢复慢，气井生产组织及生产管理相对困难，气井开井时率较低。通过对气井实施差异化管理，积极探索苏里格X区块气井管理模式，为苏里格X区块气井合理、高效开采提供支撑。

2.2.1 高产井管理结合苏里格X区块特点，根据核产结果对高产井（日产气大于1.5×104m3），“夏季”进行轮流关井恢复压力，“冬季”合理调整配产，部分高产井采取加热炉生产方式（见图1）。

（1）夏季对高产井轮流关井恢复压力：2016年开展12口/13井次高产水平井轮休恢复压力关井。

B-12-64H2井无阻流量62.99×104m3/d，2016年5月21日关井恢复压力，2016年7月21日开井生产，关井前油套压0.94/4.14 MPa，产气量0.93×104m3/d；开井后油套压1.04/3.68 MPa，产气量1.19×104m3/d；产气量增加0.26×104m3/d（见表2）。

表2 高产井夏季压力恢复情况统计表

（2）A-19-65H2井无阻流量115.0×104m3，2014年8月多次打捞节流器失败，节流器失效，采取冬季加热炉生产，夏季关井恢复；2014年冬季加热炉井，常规配产5×104m3/d，调峰配产10×104m3/d；2016年加热炉配产6×104m3/d，目前调至7×104m3/d，套压9.99 MPa，生产51 d，压力降为2.37 MPa，压降速率0.05 MPa/d，压降较慢，生产平稳。

2.2.2 连续携液井管理该类气井生产曲线平稳，靠自身能力可带出液，能有效将井筒积液带出，保证气井连续稳产，初步制定管理措施如下：

（1）优化配产，控制压降速率，确保气井长期稳定生产。

（2）对部分中高产气井采取冬开夏关，保护气井产能。

（3）跟踪生产动态，发现积液及时泡排协助气井排液。

A-14-88井于2009年4月5日投产，投产前油套压为25/25.1 MPa，初期配产为1.0×104m3/d。为防止生产后期出现积液，2012年10月采取速度管柱措施，使气井能够连续携液，目前套压为2.38 MPa，产气量0.45×104m3/d，生产平稳。2016年8月做井口气液两相计量后检测产水量0.26 m3/d，水气比0.57 m3/104m3。判断该井可以连续携液生产，目前生产平稳。

2.2.3 间歇携液井管理该类气井生产不稳定，储层物性相对较差，投产初期压降较快，气井生产曲线无规律变化，气井间歇带液生产。该类气井需开展实时监控，目前针对该类气井主要管理措施如下：

（1）对可能积液气井开展液面探测工作，确定井筒是否积液及液面位置，同时开展单井气液两相计量，统计单井水气比规律。

（2）实时监控气井生产数据，防止气井后期出现积液，采取泡排、速度管柱排水采气措施，协助气井排液，保证气井稳产。

A-19-68井2011年3月20日投产，投产前套压25.00 MPa，投产初期产气量1.0×104m3/d；2011年12月13日进行速度管柱改造，随着气井生产，套压呈锯齿状波动生产，判断该井间歇带液生产，目前油套压2.27/5.35 MPa，产气量0.15×104m3/d；后期计划采取泡排辅助，辅助气井排液，防止井筒积液。

A-19-64井于2012年12月8日投产，为防止气井生产后期出现积液，2014年10月17日打捞节流器，2014年11月15日下速度管柱，试验前套压11.06 MPa，产气量0.55×104m3/d，试验后目前套压3.64 MPa，产气量1.23×104m3/d，增产0.68×104m3/d，试验效果明显。

2.2.4 低产积液井管理该类气井生产不稳定，储层物性较差，投产初期压降较快，关井压力恢复较慢，套压呈上升趋势，气井井筒积液明显，苏里格X区块中该类气井较多，管理难度较大，需开展各类排水采气措施协助气井排液，目前针对该类气井主要管理措施如下：

（1）对积液气井开展液面探测工作，确定井筒积液位置，同时开展单井泡排措施进行排液，保证气井稳产。

（2）根据液面探测结果，液面位置位于节流器上方的气井，采取油管投注泡排棒套管加注泡排剂开展排水采气，协助气井排液；液面位置位于节流器下方的气井，采取油套管同时加注泡排剂开展排水采气，协助气井排液，保证气井稳产。

（3）对于泡排无效果的气井，通过改变关井恢复时长、调整泡排加注量及加注频率开展重复泡排措施，对泡排有效果的气井开展气井实时动态分析，统计泡排周期及泡排加注量，根据气井生产情况及时调整泡排措施以适应气井不同生产情况下排水采取需要。

（4）对多次泡排无效果的气井，按有无节流器进行分类：对无节流器生产气井开展压缩气举、氮气气举复产后开展泡排措施、涡轮气举、自动投注泡排棒、柱塞气举试验等措施开展排水采气，保证气井稳产；对有节流器气井开展节流器打捞，打捞节流器后开展压缩气举、氮气气举复产后开展排水采气措施，保证气井稳产。

（5）对多次泡排及打捞节流器后仍无效果气井，开展间歇加泡排措施进行排水采气。

2016年针对低产低效井，结合各类排水采气措施的适用范围（见图2），开展泡沫排水采气213口/6 950井次，效果明显的5 172井次，增产气量5 657.658 8× 104m3；开展柱塞气举措施53口，累计增产气量918.801 2×104m3；开展间开措施148口，累计增产气量347.944 9×104m3。各类措施效果明显。

分析泡排典型井A-6-64，该井2009年12月11日投产，投产前套压26.5 MPa，投产初期产气量0.8× 104m3/d；随着气井生产，套压上升，日产气量下降，判断井筒出现积液，随后对该井进行液面探测，测得油套管积液液面为608/2 982 m，井筒积液明显，采取泡排措施后效果较明显，目前油套压1.0/3.72 MPa，产气量0.1×104m3/d。

分析柱塞气举典型井A-7-85，该井于2011年10月15日投产，2014年12月7日进行柱塞井口改造施工，柱塞改造施工前油套压2.94/8.16 MPa，产气量为0.15×104m3/d，2016年4月6日投放柱塞开始生产，制度开为2关3，目前油套压0.58/1.41 MPa，产气量0.37× 104m3/d，日均产气量增加0.22×104m3，现场生产数据表明：该井采用柱塞进行气举生产效果较好。

分析间开制度典型井A-17-90C3，该井于2010年12月18日投产，生产后期井筒积液，采取开15关5间开制度，间开前产气量在0.25×104m3/d左右，间开措施后产气量在0.4×104m3/d～0.6×104m3/d，间开效果良好。

2.2.5 水淹井管理该类气井产气量为0，液面探测井筒存在积液，无法连续稳定生产，积液情况较严重，生产特征表现为高压低产，多次对该类气井开展泡排加开措施，均无效果。针对该类有节流器气井建议开展节流器打捞工作，根据气井打捞节流器后气井生产情况开展针对性措施进行排水采气，无节流器井采取气举复产等措施。

（1）对于无节流器气井计划采用短开套管，观察套压恢复情况，套压恢复明显井计划间开试验；套压恢复不明显井采用放套压后气举；

（2）对于有节流器井计划打捞节流器后辅助泡排、间开措施。

图2 2016年开展低产低效井各类措施

3 结论及建议

（1）苏里格X区块气井具有高压、低产、产液量大的特征。

（2）根据气井实际动态生产情况将气井分类为无液井、连续携液井、间歇携液井、低产积液井、水淹井。

（3）针对不同类型井提出差异化管理方法。

（4）针对苏里格X区块区域范围广泛、低产井较多的特征，推广应用MI智能柱塞排水采气系统、气井综合信息系统、气藏动态监测数据库管理系统，实施气井数字化管理，以降低劳动强度，提高工作效率。

［1］唐泽尧.气田开发地质［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［2］李士伦.天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2000.

［3］杨华，付金华，魏新善.鄂尔多斯盆地天然气成藏特征［J］.北京：天然气工业，2005.

TE377

A

1673-5285（2016）12-0100-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.025

2016－11-03

魏自涛，男（1984-），油气田开发工程师，2006年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事天然气开采、处理及集输运行等技术管理工作，邮箱：wzt_cq@petrochina.com.cn。