浅谈苏里格南气井增产措施

张华涛，赵景龙，惠 博，马 力

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

浅谈苏里格南气井增产措施

张华涛，赵景龙，惠 博，马 力

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

苏里格南区块属于典型致密岩性气藏，且储层非均质性强，砂体变化大；随着气田工业化开发的加快，储层能量下降，井筒积液增加，导致气井产量递减快，实现单井稳产越发困难。介绍了气井产量出现递减的原因，利用气井动态分析方法，结合苏里格南气井实际生产情况，对苏里格南区块采取的压力恢复、泡排、速度管柱、二次压裂等气井增产措施进行效果评价。

苏里格南气井；增产措施；压力恢复；效果评价

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司气田（以下简称苏南气田）主要采用8.89cm(312in)生产管柱。已开发的主力储层有2个层位，即石盒子组、山西组。从开发动态特征分析虽然目前各单井属于开发初期，但部分生产井已表现出井筒附近压降损失较快，地层储层特点决定地层流体供给不足。该区储层为气液同层特征明显，表现为气井开发初或早期见水（油），且液量不大。气井无套压显示，积液预兆只能通过气量减少判断。

地层能量下降、气井积液、管网运行、油管尺寸、初始配产是影响气井正常生产的主要因素。气田和气井的产量并不是恒定不变的，对于气井，其产量都是先有一个短暂的稳产期，然后随时间而逐步递减。随着气田的持续开发，储量动用的提高，开发井网的完善，井筒积液呈现不断增多的趋势，井筒积液影响正常生产的问题逐步显现[1-3]。油管尺寸选取原则：为了减少摩擦损失，油管直径要尽量大，但是为提高流速防止井底积液，油管直径要尽量小。为保证开发效益，气田必须具备一定的稳产期，如果气井配产过高，短期高产后，将会进入长期的积液生产阶段。反之，如果气井配产过低，地层能量得不到充分发挥。

1 气井动态分析方法

通过生产动态曲线图可以及时掌握气井的生产动态变化情况，并根据气井动态的变化及时采取相应的措施。它可以综合反映影响气田产量变化的各种因素，并用极简明的方式表示出来。可以反映大部分气井在产量递减阶段的变化规律[4]。

由于低开发成本的开采工艺，苏南气井开采并未安装套管，直接油管生产，因此无环空套压数据，后期安装速度管柱后井口有套压数据。另外，井口也未安装气液分离器，也给积液判断，特别是单井的产水量计算带来了一定困难。套压上升，产气量下降，判断积液；套压不变，产气量下降，判断积液；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势，判断积液。根据苏南工艺，定量判断气井积液有3种方法：临界携液流量法、回声液面探测法、压力梯度测试法。常用且经济实惠方便的的为临界携液流量法和回声探液面法。

在生产井中确定井口处气体的最小速度，以保证液体被采出地面而不致降落在井中。通过对比采气曲线，李闽模型计算出的最小携液流量最接近苏南真实值。2015年，通过测量101口测液面井不同程度的有积液，积液深度在大部分在840～1 500m，平均积液深度为1 227m，说明苏南气井积液较为严重。

2 苏南气井增产采取措施及应用效果

地层能量下降、气井积液、管网布局、油管尺寸、初始配产的合理性是是影响气井正常生产的主要因素。为了保证气井的稳定生产，也应该从减少这几方面影响入手。

2.1 间歇关井恢复地层压力

关井恢复压力有2个目的，一是提高地层压力；二是使井内积液退回产层内，有利于开井时井底积液排出井口。如果关井压力恢复较慢，当井口压力恢复最大关井压力的80%～90%时结束关井。无成本，简单易行；通过压力恢复关井数据，可再次对气井产能进行核实。但缺点是短期关井产量恢复快，气井产量递减速度快，开管井频次增加。

压力恢复关井是苏南气田增产稳产的重要手段之一，在苏里格南气井的增产中起到了较为明显的作用。在实际应用中，根据气井静态和动态分类的结果，对I类井采取1～3天的激动关井方法，对II类气井采取3～7天的短期关井恢复压力方式，对III类井采取7～30天的长期压力恢复关井方法。

×井于2013年10月25日投产，投产前油压为25.0MPa，配产5.2×104m3/d，至2016年8月7日，累计产气量达2 466×104m3，平均日产气量2.42×104m3，目前产量处于波动阶段。属于典型的I类井。生产分为3个阶段：第一阶段为自然递减阶段；第二阶段为自然波动阶段；第三阶段为压恢阶段。该井采取压恢措施后，明显缩短了气井自然波动的周期，起到了稳产的效果。

××井于2012年10月22日投产，投产前油压为25.1MPa，配产13.9×104m3/d。至2016年8月7日，累计产气量达22 997×104m3，平均日产气量1.73×104m3，目前处于水淹阶段。该井表现出明显的积液特征，经过7天、14天、28天、50天的压力恢复关井均不能使该井复产。

统计60口气井的压力恢复效果，日增产气量在3×104m3以上的气井有17口，累计日增产73.7×104m3，占压力恢复井总数的28%，贡献气量占压力恢复井总增产气量的59%，日增产气量在（1～3）×104m3的气井有28口，占压力恢复井总数的47%,贡献气量占压力恢复井总增产气量的39.1%，增产气量在1×104m3以内的气井15口，考虑存在计量误差和分配产量的情况，上述15口气井视为压力恢复无效井。

分析井的类别可知，压力恢复措施对I、II井效果明显，对III类井无效。

2.2 泡排剂排水采气

向井筒注入一定比例的起泡剂或直接在井口投注泡排棒后，在天然气流的搅动下，降低了积液密度，减小了地层水的表面张力，使井底积液转变成泡沫状流体，可以达到容易举升的目的[5]。气井尚有一定自喷能力、且井筒积液已影响到气井产能正常发挥时介入泡排工艺为最佳时机。泡排措施井的产气量明显下降，在气井2.2×104m3/d以下的气井。泡沫排水采气具有设备简单、施工容易、见效快、成本低、不影响气井正常生产等优点。但缺点是泵注法需将气井关井，增产效果中有一定的压恢作用；气井复产后，气量波动大，而气井的管理贵在稳定，不宜频繁操作，采用压力恢复关井泡排的方式必然造成井底压力的激动，瞬间地层压力下降、生产压差大，有可能造成井下沉沙带入井底或节流器上窜等现象。另外，泡排剂的使用增加了井口发生冻堵、站内由于二次起泡导致液位计失准的概率。

××井于2012年10月22日投产，投产前油压为25.1MPa，配产13.9×104m3/d，至2016年8月7日，累计产气量达22 997×104m3，平均日产气量1.73×104m3。该井投产后，产量递减后呈现明显的积液状态，并且多次压力恢复产无效果，停产时间达到233天，2014年7月2日，7月6日，分2次向该井注入累计300L液体泡排剂后，后再次开井，该井成功复产，并稳定生产46天，日均产气量4.6×104m3。

苏里格南气田近半年共实施泡沫排水采气76口，通过对日常维护的泡排井进行统计，泡排明显率达89%，2014年，苏里格南气田近半年共实施泡沫排水采气76口，增产气量4 900×104m3，占全年总产量的3.21%。说明泡排的日常维护工作对协助气井携液是一项基础性工作，能稳定气井的正常生产。但是由于在进行泡排工作的同时进行了压力恢复作业，泡排的单独效果需要进一步评价。

2.3 速度管柱排水采气

在井筒安装较小管径的连续管作为速度管柱，在一定程度上降低临界携液流速，增大井筒中气体流速，从而提高气井携液能力[2]。综合分析及试验结果表明，速度管柱排水采气技术适合气井产量低于1.8×104m3/d的积液并且泡排无效果的气井。该方法携液能力强，与普通油管生产相比，速度套管携液能力提高近70%；一次性投入，依靠气井自身能量排水，节省了人力物力;工艺可靠，采取不压井作业，减轻了对地层的伤害。不足是投资大，并且对井场破坏严重。

通过Φ88.9mm原技术套管中下入同心Φ38.1mm连续油管，利用小油管特性，提高气体的流速，减小液体的滑脱损失，提高气井携液能力[6]。

×××井于2012年11月28日投产，投产前油压为25.0MPa，配产5.7×104m3/d，至2016年8月7日，累计产气量达2 164×104m3，平均日产气量1.56×104m3，是典型的I类井。该井投产后，经过半年的自然递减，产量递减后呈现明显的积液生产特征，其间多次进行了压力恢复和泡排措施，取得了一定的效果，但始终无法让该井进行稳定生产，2014年12月7日，该井安装速度管柱后开井。该井取得了明显的效果。第一，气井能够稳定的生产，不需要再进行其它增产措施，目前已稳生产625天。第二，气井的递减率明显降低，根据Arps产量递减方程进行计算，该井实施速度管柱前，日递减率为0.006 3，实施速度管柱后，日递减率为0.002 3，递减率降低了63.49%。

××××井于2013年11月6日投产，投产前油压为24.7MPa，配产1.0×104m3/d，至2016年8月7日，累计产气量达291.8×104m3，平均日产气量0.24×104m3，是典型的III类井。该井投产后，经过半年的自然递减，产量递减后呈现明显的积液生产特征，其间提取节流器后产量提高后又迅速下降，2015年12月25日，该井安装速度管柱后开井。该井取得效果一般，主要是气井不能稳定的生产，并且还需要借助压力恢复的增产措施。

速度管柱措施生产后，大部分气井积液特征得到了明显改善，统计47口井的生产数据，40口井取得了较好的效果，7口井效果较差，2016年1月至6月速度管柱增产3 427×104m3，平均单井增产0.55×104m3/d。

分析47口井的前期生产数据可知，速度管柱井队对前期平均日产大于0.7×104m3的气井具有较好的效果，对于前期平均日产小于0.7×104m3的气井，效果不明显。

3 结论

1）经过现场实践，目前适用于苏南井身结构的气井稳产措施主要有间歇压力恢复开关井、泡沫排水采气、速度管柱排水采气等方式。间歇压力恢复开关井、泡排增产措施主要适用于I、II类井，III类井效果不大，对于前期平均产量低于0.7×104m3/d的气井，实行速度管柱的作用不大。

2）虽然各个稳产措施都取得了较好的效果，但各个稳产措施的优缺点也同样明显，需要在实践中进一步摸索。

3）气井的管理不宜频繁操作，采用压力恢复关井的方式必然造成井底压力的激动，瞬间地层压力下降、生产压差大，有可能造成井下沉沙带出地面或节流器上窜等现象。

4）对于单口气井来说，并没有特定的一种稳产增产措施，往往需要多种措施共同保证气井的稳产工作，而由于苏南区块投产时间较短，气井采取的稳产措施较少，尚未形成完整的气井稳产增产体系，需要在实践中进一步摸索。

[1]杨川东.采气工程[M].北京：石油工业出版社,2001.

[2]张叔平,白晓弘,樊莲莲,等.低压低产气井排水采气工艺技术[J].天然气工业，2005,25(4)：106-109.

[3]田 伟,白晓弘,郭 彬.连续油管排水采气技术在苏里格气田的应用研究[J].化工技术与开发,2010,30(10)：14-15.

[4]徐冰青,刘 强,陈 明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2)：47-49.

[5]薛海东,刘大永.井下节流气井泡沫排水采气工艺技术探索[J].科技资讯,2008(23)：57.

[6]王小彩,姜青梅,刘建亮,等.泡排采气工艺技术探索[J].油气田地面工程,2008,27(7)：49-49.

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

张华涛（1986-），男，工程师，主要从事天然气开采方面的工作。

2017-07-11