M 气田低压井管理对策研究

黄文科，郑海亮，王兴艳，张喜平，刘茂果，白 艳，谢耀荣，赵晓红，郭愿刚

（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安 710000；2.北京凯博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

M 气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部、中央古隆起东北侧，构造平缓，整体呈东北高、西南低特征。气田纵向具有多套含气层系，其中上古生界气藏石盒子、山西、太原、本溪组为致密砂岩气藏，下古生界马五1+2 为低渗碳酸盐岩气藏[1-5]。M 气田从1989 年发现到现在，气田经历了四个阶段，包括开发前期评价和开发试验阶段（1991 至1996 年）、探井试采阶段（1997 至1998年）、规模开发阶段（1999 至2003 年）、气田稳产开发阶段（2004 年至今）[6]。目前M 气田逐步进入稳产中后期，投产846 口气井中，井口压力低于6 MPa 气井476口，井数占比56%，产量占比44%。因此，管理好低压气井，是M 气田控制递减、提升稳产能力及经济效益的关键。

在低压气井生产管理方面，李强等[7]对低产低效井进行了分类，并对低产低效气井生产动态进行了分析，提出了泡沫排水采气、合理注入防冻剂及间歇提产带液生产的工艺对策；张明文[8]提出了气藏开发后期加强动态监测、调整内部管网结构等生产管理措施；梁平等[9]介绍了低压气井单井增压开采可行性论证方法，阐述了单井增压开采工艺流程和技术；王小佳等[10]提出了低压气井间开工作制度优化方法。本次研究在低压气井地质特征及开采指标评价的基础上，开展气井低压成因分析和分类评价，并针对高采出程度、物性差、井筒积液、气井产水四类气井提出了不同治理对策。

1 低压气井成因分析

在开展单井生产特征、产能、动储量、携液能力等开采指标评价基础上，结合静态地质参数，对气井低压形成主控因素进行分析。研究表明，对于M 气田，气井低压原因主要可分为采出程度高、物性差、井筒积液、气井产水四大类。

1.1 采出程度高，地层能量不足

该类气井稳产能力强，排液、增压等措施效果好，动储量采出程度高，地层能力利用充分。如M1 井，该井2007 年7 月15 日投产，射孔层位马五12、马五13，无阻流量19.1×104m3/d，动储量1.71×108m3，目前油压3.06 MPa，累计产气1.40×108m3，动储量采出程度达到81.7%（见图1）。

图1 M1 井生产曲线

M 气田476 口低压气井中高采出程度井110 口（占23.1%），平均无阻流量44.3×104m3/d，动储量3.39×108m3，采出程度72.1%。在低压生产阶段，气井具有较高生产能力（初期产量4.8×104m3/d）和较小产水量（产水0.5 m3/d）。

1.2 储层物性差，生产压差大

该类气井由于储层物性条件和含气性差，生产压差大，产能低，携液能力不足。如M2 井，该井2008 年9月15 日投产，射孔层位本溪；有效厚度5.1 m，孔隙度8.17%，含气饱和度65%；无阻流量7.4×104m3/d，动储量0.033×108m3，目前油压5.68 MPa，累计产气0.023×108m3，动储量采出程度70%（见图2）。

图2 M2 井生产曲线

476 口低压气井中物性差气井107 口，占22.5%。该类气井平均无阻流量4.81×104m3/d，动储量0.20×108m3，动储量采出程度46.2%。在低压生产阶段，产量低（0.45×104m3/d），产水量小（产水0.1 m3/d）。

1.3 携液能力不足，井筒积液

该类气井初期具备一定携液能力，后期携液能力下降，油套压差增大，产量逐渐降低。如M3 井，该井2007年7 月15 日投产，射孔层位马五12、马五13、马五14，无阻流量17.4×104m3/d，动储量1.04×108m3，目前油压4.01 MPa，累计产气0.78×108m3，动储量采出程度73.9%（见图3）。

图3 M3 井生产曲线

该类气井174 口，占低压气井36.6%，平均无阻流量19.1×104m3/d，动储量1.50×108m3，动储量采出程度58.1%。在低压生产阶段，初期产量1.8×104m3/d，产水0.3 m3/d。

1.4 大量产水，举升困难

该类气井初期产气量较稳定，产水量增加，致使后期携液困难，产气量、产水量均下降。如M4 井，该井2004 年10 月24 日投产，射孔层位山2，无阻流量6.7×104m3/d，动储量0.96×108m3，目前关井，油压5.22 MPa，累计产气0.52×108m3，动储量采出程度53.9%（见图4）。

图4 M4 井生产曲线

476 口低压气井中产水井85 口，占17.9%。该类气井平均无阻流量23.7×104m3/d，动储量1.55×108m3，动储量采出程度46.9%。在低压生产阶段，产水井初期产量1.9×104m3/d，水气比达到1.0 m3/104m3。

2 低压井管理技术对策

按照低压井成因，将M 气田低压气井分为高采出程度井、物性差井、井筒积液井、产水井四大类。在此基础上针对不同类型气井，制定相应开发技术对策（见图5）。

图5 低压气井分类及管理对策示意图

2.1 高采出程度井管理对策

对于采出程度高的低压井，可通过实施增压开采，降低废气低产压力，延长稳产期，提高气井采收率。M气田目前高采出程度井共计110 口，其中待增压气井45 口，是后期调整的重点。从已增压井实施情况看，气井增压效果明显，但部分增压初期气井配产过高，产量、油压递减较快，需进一步优化调整。如M5 井，该井增压前配产0.5×104m3/d，产气量相对平稳。2012 年6月1 日该井进入增压流程，初期配产3.0×104m3/d，但完全没有稳产期，产量迅速递减，虽中途数次关井进行压力恢复，但仍未阻止其递减趋势，6 个月后产量递减至0.14×104m3/d。

2.2 物性差井管理对策

对于自身生产能力弱气井，通过未打开层位核查，对有潜力井实施补孔，提高单井产量和储量动用程度。如M6 井，该井1999 年11 月29 日投产，生产层位马五、马五22、马五13，2017 年产量降至0.4×104m3/d，通过补孔本溪组，产量提升至2.7×104m3/d。

2.3 积液井管理对策

目前M 气田投产476 口低压气井中，积液井达到19.1%。通过泡排、柱塞气举及氮气气举，提高气井携液能力，发挥气井产能。其中，对于采出程度低，且出现严重积液，气井产能快速降低或停产气井，采用氮气气举复产，并配合采用泡排等助排方式；对于产气大于0.5×104m3/d，自身具有一定生产能力积液或产水井，采用泡排提高气井采收率；对于产气小于0.5×104m3/d，产水大于0.5 m3/d 且小于15 m3/d，且自身具有一定生产能力积液井或产水井，采用柱塞气举；对于产水大于15 m3/d，产气低于0.5×104m3/d 的气井，建议关井。

2.4 产水井管理对策

目前M 气田存在富水区和富水井点，随着地层压力的下降，气井依靠自然能量携液能力减弱，难以保持连续生产。对于该类气井，一方面，需全面推广智能泡排、压缩机气举等技术应用范围；另一方面，加强井间互联井筒激动排液复产工艺技术、同心毛细管技术、天然气连续循环技术、深抽排液采气工艺、单管球塞连续气举工艺等新工艺技术实践与探索，更好地实现井筒积液和控水采气。

3 结论与认识

本文提出了低渗-致密气藏低压气井分类评价方法和管理对策，为M 气田持续稳产提供了有力技术支持。