苏里格气田模式下气井生产管理方法探索与应用-以DX区为例

封莉刘姣姣

(1.长庆油田公司第五采气厂，陕西 西安 710021；2.延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西 延安 727500)

苏里格气田模式下气井生产管理方法探索与应用-以DX区为例

封莉1刘姣姣2

(1.长庆油田公司第五采气厂，陕西 西安 710021；2.延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西 延安 727500)

苏里格气田随开发年限的增加，投产气井日益增多,气井生产管理难度日益增大。以苏里格气田DX区为例讨论。该区投产气井188口，积液、低产井占总投产井数比例达88.83%。由于井间距较大，大面积开展增产措施存在困难。针对DX区不同生产情况的气井分类，结合地质条件及地理位置确定不同生产措施，最大限度的提升气井利用率。

低产井;井筒积液;间开;生产集中管理

1 DX区气井概况及存在问题

1.1 DX区气井生产情况

DX区投产气井静态分类Ⅰ+Ⅱ类井比例为21.67%。低产气井占总井数的84.18%，存在采气时率和控制区块的采出程度较低的特点。

1.2 DX区气井生产存在问题及原因

（1）DX区储层物性较差，地层初始能量较低。

研究区储层纵向上非均质性强，部分储层物性较好的区域零星的分布有连续生产井和低产井。对比该区域所有生产井的物性参数、试气无阻及产量情况可以看出，静、动态的参数呈现正相关。物性相对较好气井的生产能力较强，相反较差。

（2）DX区气井产液量大、由于单井产量低，井筒积液严重。需针对大部分井实施关井恢复间开措施。

DX区单井日均产气量低于0.5万方/天气井占比例75.7%，积液井数量占全区比例的77.4%。由于气体滑脱效应明显，气井生产后期地层压力降低，产能下降，携液能力减弱,积液现象增多。

（3）DX区低产井数大，部分单井相对较为分散，开展大面积措施存在困难。

DX区管辖气井的井间距较大，分布零散，积液井数多，逐井开展排水采气存在困难。

2 管理措施及措施效果分析

2.1 对于DX区井进行分区域集中管理

以集气站为中心，划分管理区域，针对不同单井的产气、产液量、积液程度，采取不同的管理措施。较为集中的逐井开展增产措施。分布较为零散，积液程度较大的气井采取集中管理，部分积液严重井井口间开，其余利用进站干管电动球阀实施远程截断生产，同时配合油管加注泡排剂。同时进行达到全站实现排水采气。

2.2 不同类型气井展间开排水采气措施及效果进行分析

2.2.1 A类：连续生产能够自主携液井

该类井制定5天一次井口加注泡排剂制度，对所属干管实施进站干管电动球阀远程关闭，配合站内压缩机启机同步开井生产。由于存在一定的携液能力，排水效果较为稳定，管理难度较小。

2.2.2 B类：积液气井，井距较大

对该类井细化分类：一是压力低、积液少井；采取井口电磁阀远程间开，待压力恢复至5Mpa，开井生产。二是压力低、积液重井，采取井口停产9-15天，压力回升至7Mpa、，井筒加注泡排剂，10小时后开井生产；三是压力高、产量低、积液严重井，采取机械排水采气，压力降低后采取井口间开。

2.2.3 C类：存在压力高、低井，且积液程度均较大，分布较为集中

以集气站为中心，结合所辖气井生产状态，站内压缩机配合井口排水采气措施启停，降低井口压力。

2.2.4 措施效果分析-以XD站举例

XD站管辖气井27口，平均套压为6.07mpa，上述A类井3口，占全区井数的12.5%。积液井21口，占全区井数的87.5%。其中压力低、积液较少井5口；压力低、积液重井9口；压力高、产量低井7口。A、B类井采取逐井开展措施；C类井集中管理。三类井同时开展措施，全站关闭停产72小时，对各干管电动球阀远程关闭，人工停压缩机。开井前24小时内井筒加注泡排剂50-90ml不等，进站干管压力达3.0-3.3mpa，点开进站干管，同时压缩机启机，对井口关闭的气井逐步开井带液。

A类井举例：Xb3井，原本存在携液周期，对该井实施远程干管间开，井口加注泡排剂。措施期间，套压波动，带液周期稳定，能够起到泡沫排水的目的，日均产气维持在0.15万方/天。该类井占全站井比例的12.5%，实施远程间开措施后，统计3口井生产参数：平均套压由3.83 mpa降低至3.64mpa，日均产气由0.15×104m3/d增至0.19×104m3/d。

该类井措施效果较好，能够维持产量，措施前后套压变化不大，保持一定的带液周期，该类井远程实施间开措施，减少了人工上井操作的频次，从另一方面提升了气井管理的有效率。

B类井举例：Xc1井，地层的平均孔隙度分别为7.87%，平均渗透率0.23X10-3μm2，平均含气饱和度55%。无阻流量2.17× 104m3/d。该井措施前套压9.69mpa，期间上升至10.12mpa，液柱高度569米，后期套压降低至6.02mpa。日均产气由0.09×104m3/ d增至0.14×104m3/d。连续对该井实施井口间开，43天后，套压下降，日均产气增加至0.18×104m3/d。该类井占全站井比例的52.17%，统计14口井生产参数：平均套压由10.7 mpa降低至8.4mpa，日均产气由0.07×104m3/d增至0.13×104m3/d。

C类井举例：Xd2井，孔隙度8.35%，渗透率0.36X10-3μm2，含气饱和度56.7%。该井措施前套压为4.52mpa，措施后套压3.05mpa，日均产气增加至0.42万方/天。该类井占全站井比例的26.08%。统计10口井生产参数：平均套压由5.96 mpa降低至3.29mpa，日均产气由0.11×104m3/d增至0.27×104m3/d。

XD站措施前后生产数据：措施前，总配产3.0×104m3/d。平均套压8.93mpa。日均产液16.89方，液气比5.63m3/104m3。措施后平均套压6.07mpa，日产气3.42×104m3/d，日产液量23.55方，液气比6.88 m3/104m3。液气比相对措施前升高。

表1 X-A站措施前后生产数据统计

由上可知，DX区X-A站干管结合井口间开措施开展效果较好，平均套压下降2.86mpa；日均产气增加0.42万方/天；日均产液量增加6.66方。该站实施井口间开制度，日均井口操作5.4井次，实施该措施后日均井口操作3井次，相对减少44%。

3 结语

⑴随开发年限的增长，低产井分布面积逐年扩大。在小范围内大面积存在低产井，集中分析、管理，以集气站为中心，分类后结合地理位置分布采取管理措施，配合站内采气干管同步实施压恢，辅助加注起泡剂，减少人员工作负担，提升气井的利用率。

⑵对于井筒积液较严重的气井，根据压力恢复情况实时调整关井时间，提升措施有效率。

[1]刘志鹏.苏里格气田间歇井及低产低压井生产制度优化研究.2012,11.