王府气田开发规律研究与分析

代俊芳

摘要：王府气藏含气层位多，是一个纵向上具有多套含气组合的构造——岩性气藏。本文通过动静态相结合的分析方法对气藏开发现状及开发中存在矛盾和问题进行全面分析，明确气藏目前所处开发阶段，针对开发中存在的问题提出措施挖潜对策。

关键词：气田开发;动静不符;措施挖潜

王府气田为中浅层气田，气藏位于松辽盆地东南缘东部断陷带，呈北东向分布，纵向上有泉头组、登娄库、火石岭、沙河子四套主力层系。泉头组气藏主要为构造背景下的岩性层状气藏，气井主要是位于靠近小断层的边部气井，气井初期压力高、产量高，但递减快，有一定稳产能力，气井出液量低，出油蜡是影响产能发挥的主要因素。登娄库组气藏初期压力、产量高，但递减快，普遍出液，压力低携液困难是影响产能发挥的主要因素。沙河子组气藏初期压力、产量高，但递减快，出液量大。火石岭组气藏储层物性差、地层能力补充不足，液量大，压力下降快，稳产难度大。

1.气田开发形势分析

王府气田总井数92口（包括老探井），投产45口。目前正常生产气井35口，日产气15万方，日产液70方，累产气3.4亿方。气田生产形势表现为“三降、一稳”，即压力、日产气、日产液下降;开井数平稳，日产液随新投井产液变化发生波动。

2.王府气田开发存在的主要矛盾

王府气田开发存在较多矛盾，制约了气井产能发挥。单井压力低使气井不能正常进站生产，需要关井恢复压力;单井压力低气井携液困难，使得气井排液困难有水淹风险;气井产油蜡，使得井筒产生蜡堵，影响产能发挥。

2.1单井压力低

泉头组单采井产液量少，但是单井压力低，存在进站困难的矛盾，需要关井恢复压力，压力恢复到系统压力之上再次开井生产。泉头组生产气井总共9口井，平均油压0.6兆帕。

油压<0.5兆帕，3口井

0.5兆帕≦油压<1兆帕，5口井

油压>1兆帕，1口井

2.2单井压力低，携液困难

随着气田气井生产年限的延长，气井井口压力逐步降低，生产能力逐步下降，部分气井携液能力降低，甚至造成积液停产。王府气田生产气井中产液井共18口，有6口井存在单井压力低，携液困难的问题，容易造成水淹。

2.3气井产油蜡

王府气田产油井7口，产油蜡井16口。油气井在生产过程中，随着压力、温度降低，达到一定条件时油蜡析出，可能会导致井筒堵塞或储层孔隙堵塞，影响气井产能发挥。

王府气田城A、城B等井受油蜡因素影响，投产效果差。压裂后初期放喷点火试气正常，地面管线投产后无气无压，采取过放喷、气举、CO2吞吐、化学解堵等多种措施，未见明显效果。

3.针对开发矛盾采取的对策及措施

3.1合理配产

确定合理的气井产量是实现气田长期高产、稳产的前提条件。结合目前王府气田的生产现状，确定了以下的合理产量配置思路和原则：气井合理产量要大于临界携液流量，保证气井的连续携液能力，防止井底积液（配产下限）;气井合理产量要与市场需求结合，并具备一定的调峰能力。

根据合理产量配置思路和原则，结合合理配产的理论方法和气井生产动态情况对气井进行合理配产。

3.2单井提压

单井增压在满足气体输送的情况下更好地利用了气井的压力，并由于增压设备紧凑，投资低，能更好地节约成本，且能更好地减少井间的影响，提高天然气产量。

单井提压的选井原则：①储层物性好;②剩余井控储量大;③单位压降产气量大

3.3压缩机助排

王府气田气井生产压力低、积液严重，水淹停产井逐年增多。压缩机助排的选井原则是：典型指标显示气水同层;剩余井控储量大于800万方;水气比大于7方/万方。根据选井原则筛选出3口气井实施压缩机助排措施，日增气共1.8万方，取得较好效果。

3.4油蜡

生产气井产液量大可以把油蜡带出来，集气站中输气管线有水化伴热的天然气也可以把油蜡带出来。其中城C井因为产油蜡的同时产液量也大，还存在串联管线井间干扰的情况固而停井。2020年1月对其进行压缩机助排复产，增气效果明显，日增气0.8万方。但因其产油蜡，为防止井筒堵塞，采用注轻质油溶蜡的方式对其解堵，效果明显。

4 下步措施挖潜方向

继续推广及深入研究补孔压裂、酸化解堵等主导增产技术、积极做好产液气井连续生产保障措施，拓宽增产途径。精细小层对比优化选井选层，优化工艺设计，强化现场监督，提高措施效果。拓展措施选井范围，提高挖潜技术针对性。

（1）井筒挖潜：针对出油蜡井、产液井开展纳米防蜡、储层解堵、排水采气等技术措施，控制老井自然递减，提高单井产能。

（2）未动用层挖潜：确定潜力层，开展射孔、压裂等技术对策，通过层间接替实现气井较长时间的稳产，降低综合递减率。

（3）根据产气剖面、饱和度测试等监测资料，结合动态产出状况，对高产液气井堵水或压缩机助排复活。

5 结语

（1）气藏老井产量自然递减增大，稳产难度加大。应按照单井无阻流量进行合理的配产，控制采气速度。

（2）产液制约气藏开发，产液单井压力、产量下降幅度大，应积极采取排水采气技术措施，减少产液对气井正常生产造成的影响，保证产液气井连续生产。

（3）措施增产对气田开发发挥重要作用，今后应进一步优化措施结构，拓展措施选井范围，提高措施增产量，降低老井产量递减幅度。

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