邛西气田柱塞气举排水采气工艺优化分析

朱遂珲 罗静 朱琴

(中石油西南油气田公司川西北气矿， 四川 江油 621700 )

1 川西南部地区气田开发现状

川西南部地区储层基质物性差，非均质性强，普遍具有低孔、低渗、高含水、小喉道的特点以及双重介质渗流特征。整个地区平面上地层水分布广泛，气水界面从北到南逐渐抬升，而垂向上表现为上气下水，气水分异不彻底，存在含水饱和度较高的气水富集层[1]。平落坝气田和邛西气田是川西南部地区最重要的大气田。从发现至今，气井快速水侵，产能持续下降，部分气井因水淹而停产。面对这种情况，在部分井底有一定能量、产水量不大的气井，实施了柱塞气举排水采气工艺，取得了一定的经济效益[2]。

川西南部地区气田包括平落坝、邛西、大兴西3个气田以及大兴场、莲花山、张家坪、油榨坨等13个含气构造，至今共计完钻井136口井。目前，有55口井为生产井，其中50口生产井为气水井；生产井合计日产气量约60×104m3，其中开展排水采气工艺日贡献产能约26×104m3。川西南部地区采用了气举、连续油管、泡排等多种排水采气工艺措施，为气井开发提供了有力的技术支撑。柱塞气举排水采气工艺于2011年首次应用于邛西8井，累计有5口井已见效。本次研究将对该工艺的应用效果进行评价，优化工艺，以实现高效开发。

2 柱塞气举工艺理论

2.1 工艺原理

柱塞气举工艺的原理是，将柱塞作为气液之间的机械界面，利用气井自身能量推动柱塞在油管内周期性地举液[3]，从而有效地阻止气体上窜和液体回落，减轻液体“滑脱”效应，提高间歇气举的效率。图1所示为柱塞气举生产流程示意图。

(1) 当控制薄膜阀关闭时，柱塞在自身重力作用下在油管内穿过气液而下落，关井瞬时套压可能下降或保持不变。套压下降时，套管中的气体继续向油管膨胀，使油套压趋近平衡；此时，油压会相应升高，之后套压受地层供气能力控制。关井初期，油压恢复较快，之后油压受地层供气能力的控制[4]。

(2) 柱塞下落到井下卡定器位置处，撞击卡定器的缓冲弹簧[4]，液面通过柱塞与油管的间隙上升至柱塞以上聚积。

(3) 地面控制器控制薄膜阀打开，保证生产管线畅通，套管气和进入井筒内的地层气向油管膨胀，到达柱塞下面[5]，推动柱塞及上部液体离开卡定器并开始上升，直到柱塞到达井口。开井后，气体从井口产出，油压迅速降低，柱塞逐渐加速上升；同时套管气体进入油管举升柱塞，套压下降。

(4) 环空套压迫使柱塞及柱塞以上的液体继续上行。当液体到达井口后，由于控制阀节流，油压又开始增加；当柱塞到达井口后，油压会继续增加，套压降到最小值[6]。

(5) 根据设置的关井时间，地面控制器控制薄膜阀关闭生产管线，柱塞再次在自身重力作用下开始下落。

图1 柱塞气举生产流程示意图

2.2 选井条件

选井首要条件是，气水井应具有一定产能，日产液量宜小于30 m3；同时，气井每千米气液体积比应不小于250，如有封隔器，则应不小于500。气液体积比计算公式为[7]：

式中：R—— 每千米气液体积比；

Qg—— 日产气量，m3；

Qw—— 日产水量，m3；

H—— 井深，km。

此外还需满足其他条件：一般井深应小于6 000 m； 井底清洁，有积液；油管内径连续一致，无变径；气井最大井斜角小于30°。

3 柱塞气举排水采气工艺优化分析

2011年11月，首次将柱塞气举排水采气工艺应用于邛西8井，后相继应用于平浅5井、平浅3井、平落11井、邛西3井。对比已实施柱塞气举排水采气工艺的5口井生产情况(见表1)，可知其中4口井产量提高，增产效果明显；而持续生产一段时间后，平浅3井、邛西3井、邛西8井生产情况较稳定，平浅5井、平落11井产量下降较快，最终水淹停产。

表1 川西南部地区气田柱塞气举工艺实施情况

3.1 柱塞气举排水采气工艺适应性分析

在应用柱塞气举排水采气工艺的5口井中，平浅3井、邛西3井、邛西8井增产效果显著，而平浅5井、平落11井工艺运行效果不佳。在此，对气举工艺井的基础数据进行对比(见表2)。

表2 川西南部地区柱塞气举工艺井的基础数据

结合之前的选井条件，认为各井的基本条件满足柱塞气举排水采气工艺要求，工艺适应性较好。

3.2 柱塞气举排水采气工艺优化分析

通过分析，可知气井参数设计值满足柱塞气举排水采气工艺的实施要求。但是在生产过程中，部分气井的气液体积比出现明显改变，生产状况也发生了转变(见表3)。

表3 优选井目前工艺实施情况

注：目前广安002-X72井的井斜角为54°。

(1) 调整每千米气液体积比设计条件。邛西8井与平浅3井的每千米气液体积比实际值分别为148、219，均小于设计值(设计值为250)。邛西8井后期采用高压气源气举生产工艺，其每千米气液体积比为186，基本真实地反映了产层气水关系。在此可将每千米气液体积比设计条件扩展为大于186。

(2) 考虑气藏水侵情况。若气井各项条件与柱塞气举工艺选井条件相匹配，则应先排除位于气藏水侵路线上的气井[8]。现已确认平落坝构造北部存在水体侵入(见图2)，平落坝构造北部气井产量快速递减。平落11井水淹停产，车载气举日排水量可达20 m3；平落3井气举助产，日产水量为5 m3。北部气井产能逐渐递减，水侵对气井生产效果的影响较明显(见图3)。

平落11井于2014年6月19日至7月2日实施车载气举。气举稳定期间，套压为5.0 MPa左右，油压为2.3 MPa，日注气量为3.2×104m3，日产气量约为0.2×104m3，日产水量为20 m3。气举过程中，日产水量未明显减弱，水气比达到0.01，水体能量较大，这进一步印证了平落坝构造北部水侵加剧的情况。气藏水侵加剧，位于水侵路线上的平落11井产水量增大，是导致柱塞气举排水采气工艺失效的重要原因。在选井时，对于这类处于水侵路线上、生产后期很可能出现产水量快速上涨而导致造成工艺失效的气井，应首先排除。

(3) 储量基础。在选井条件均满足的前提下，储量基础成为需要考虑的重要因素[9]。平浅5井的井筒均满足条件，且每千米气液体积比大于设计条件，理论上柱塞气举工艺较适合，但柱塞气举工艺实际应用却失效。计算结果显示，平浅5井剩余储量为0.05×108m3，受水侵影响的平落11井剩余储量为0.01×108m3，两井储量基础均比较薄弱；平浅3井、邛西8井每千米气液体积比达不到柱塞气举工艺选井条件要求，但工艺运行较稳定，核算气井剩余储量不低于0.10×108m3。

3.3 柱塞气举排水采气工艺井优选

柱塞气举排水采气工艺已成功应用于气田5口井，有一定的增产效果，同时也获得了良好的经济效益。以平浅3井为例，每月泡排成本为2.7万元左右，每年资金投入约32.4万元；平浅3井柱塞气举工艺设备、安装与维护费用共计34.0万元。柱塞气举排水采气工艺为一次性投入，比起泡排工艺，每年可节约运行成本约30.0万元。

柱塞气举排水采气工艺已表现出良好的经济效益，可以积极推广。通过研究，对柱塞气举排水采气工艺的选井条件进行优化，结合川西南部地区目前气水同产井生产情况，优选出 莲花1-1井、莲花000-X6井、平落1井、平落12井等4口井作为下一批工艺井。这4口井目前的工艺实施情况如表3所示。

图2 平落构造北部水侵示意图

图3 平落11井、平落3井生产曲线图

4 结 语

受各种因素影响，川西南部地区实施柱塞气举工艺井运行效果不佳。平落11井受水侵影响，柱塞气举工艺运行失效；平浅5井剩余储量不足，柱塞气举工艺运行失效。

柱塞气举工艺基础选井条件中，每千米气液体积比的原设计值偏小。通过对川西南部地区柱塞气举排水采气工艺井进行对比，认为可将每千米气液体积比设计值调整为大于186。

优选4口井作为下一批柱塞气举排水采气工艺井，经济效益预期较好。各井投资成本在34.0万元左右，剩余储量在1×108m3以上，经济效益较显著。

[1] 黄炳光，刘蜀知，唐海，等.气藏工程与动态分析方法[M].北京：石油工业出版社，2004：46-48.

[2] 夏位荣，张占峰，程时清，等.油气田开发地质学[M].北京：石油工业出版社，1999：159-161.

[3] 何顺利，吴志均.气柱塞气举影响因素分析及优化设计[J].天然气工业，2005,25(6):97-99.

[4] 张俊良，汪洋，任阳，等.柱塞气举排水采气工艺在含硫气井中的应用[J].油气藏评价与开发,2013，3(1)：51-52.

[5] 张荣军，康桥.柱塞气举排水采气工艺技术在苏里格气田的应用[J].钻采工艺,2009,32(6):118-119.

[6] 范晓贤,吕海龙.海上采气井口排液采气安装管线设计[J].中国石油和化工标准与质量,2012(1):285.

[7] 余炜.靖边气田产水气井排水采气工艺技术优选[D].西安：西安石油大学,2008:7-8.

[8] 乔康.苏里格气田排水采气工艺技术研究[D].西安：西安石油大学,2010:10-11.

[9] 贾敏,李隽,李楠.柱塞气举排水采气技术进展及应用[J].西部探矿工程,2015(7):25-26.