封莉劉姣姣

(1.長慶油田公司第五采氣廠，陜西 西安 710021；2.延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西 延安 727500)

蘇里格氣田模式下氣井生產管理方法探索與應用-以DX區(qū)為例

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(1.長慶油田公司第五采氣廠，陜西 西安 710021；2.延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西 延安 727500)

蘇里格氣田隨開發(fā)年限的增加，投產氣井日益增多,氣井生產管理難度日益增大。以蘇里格氣田DX區(qū)為例討論。該區(qū)投產氣井188口，積液、低產井占總投產井數比例達88.83%。由于井間距較大，大面積開展增產措施存在困難。針對DX區(qū)不同生產情況的氣井分類，結合地質條件及地理位置確定不同生產措施，最大限度的提升氣井利用率。

低產井;井筒積液;間開;生產集中管理

1 DX區(qū)氣井概況及存在問題

1.1 DX區(qū)氣井生產情況

DX區(qū)投產氣井靜態(tài)分類Ⅰ+Ⅱ類井比例為21.67%。低產氣井占總井數的84.18%，存在采氣時率和控制區(qū)塊的采出程度較低的特點。

1.2 DX區(qū)氣井生產存在問題及原因

（1）DX區(qū)儲層物性較差，地層初始能量較低。

研究區(qū)儲層縱向上非均質性強，部分儲層物性較好的區(qū)域零星的分布有連續(xù)生產井和低產井。對比該區(qū)域所有生產井的物性參數、試氣無阻及產量情況可以看出，靜、動態(tài)的參數呈現正相關。物性相對較好氣井的生產能力較強，相反較差。

（2）DX區(qū)氣井產液量大、由于單井產量低，井筒積液嚴重。需針對大部分井實施關井恢復間開措施。

DX區(qū)單井日均產氣量低于0.5萬方/天氣井占比例75.7%，積液井數量占全區(qū)比例的77.4%。由于氣體滑脫效應明顯，氣井生產后期地層壓力降低，產能下降，攜液能力減弱,積液現象增多。

（3）DX區(qū)低產井數大，部分單井相對較為分散，開展大面積措施存在困難。

DX區(qū)管轄氣井的井間距較大，分布零散，積液井數多，逐井開展排水采氣存在困難。

2 管理措施及措施效果分析

2.1 對于DX區(qū)井進行分區(qū)域集中管理

以集氣站為中心，劃分管理區(qū)域，針對不同單井的產氣、產液量、積液程度，采取不同的管理措施。較為集中的逐井開展增產措施。分布較為零散，積液程度較大的氣井采取集中管理，部分積液嚴重井井口間開，其余利用進站干管電動球閥實施遠程截斷生產，同時配合油管加注泡排劑。同時進行達到全站實現排水采氣。

2.2 不同類型氣井展間開排水采氣措施及效果進行分析

2.2.1 A類：連續(xù)生產能夠自主攜液井

該類井制定5天一次井口加注泡排劑制度，對所屬干管實施進站干管電動球閥遠程關閉，配合站內壓縮機啟機同步開井生產。由于存在一定的攜液能力，排水效果較為穩(wěn)定，管理難度較小。

2.2.2 B類：積液氣井，井距較大

對該類井細化分類：一是壓力低、積液少井；采取井口電磁閥遠程間開，待壓力恢復至5Mpa，開井生產。二是壓力低、積液重井，采取井口停產9-15天，壓力回升至7Mpa、，井筒加注泡排劑，10小時后開井生產；三是壓力高、產量低、積液嚴重井，采取機械排水采氣，壓力降低后采取井口間開。

2.2.3 C類：存在壓力高、低井，且積液程度均較大，分布較為集中

以集氣站為中心，結合所轄氣井生產狀態(tài)，站內壓縮機配合井口排水采氣措施啟停，降低井口壓力。

2.2.4 措施效果分析-以XD站舉例

XD站管轄氣井27口，平均套壓為6.07mpa，上述A類井3口，占全區(qū)井數的12.5%。積液井21口，占全區(qū)井數的87.5%。其中壓力低、積液較少井5口；壓力低、積液重井9口；壓力高、產量低井7口。A、B類井采取逐井開展措施；C類井集中管理。三類井同時開展措施，全站關閉停產72小時，對各干管電動球閥遠程關閉，人工停壓縮機。開井前24小時內井筒加注泡排劑50-90ml不等，進站干管壓力達3.0-3.3mpa，點開進站干管，同時壓縮機啟機，對井口關閉的氣井逐步開井帶液。

A類井舉例：Xb3井，原本存在攜液周期，對該井實施遠程干管間開，井口加注泡排劑。措施期間，套壓波動，帶液周期穩(wěn)定，能夠起到泡沫排水的目的，日均產氣維持在0.15萬方/天。該類井占全站井比例的12.5%，實施遠程間開措施后，統(tǒng)計3口井生產參數：平均套壓由3.83 mpa降低至3.64mpa，日均產氣由0.15×104m3/d增至0.19×104m3/d。

該類井措施效果較好，能夠維持產量，措施前后套壓變化不大，保持一定的帶液周期，該類井遠程實施間開措施，減少了人工上井操作的頻次，從另一方面提升了氣井管理的有效率。

B類井舉例：Xc1井，地層的平均孔隙度分別為7.87%，平均滲透率0.23X10-3μm2，平均含氣飽和度55%。無阻流量2.17× 104m3/d。該井措施前套壓9.69mpa，期間上升至10.12mpa，液柱高度569米，后期套壓降低至6.02mpa。日均產氣由0.09×104m3/ d增至0.14×104m3/d。連續(xù)對該井實施井口間開，43天后，套壓下降，日均產氣增加至0.18×104m3/d。該類井占全站井比例的52.17%，統(tǒng)計14口井生產參數：平均套壓由10.7 mpa降低至8.4mpa，日均產氣由0.07×104m3/d增至0.13×104m3/d。

C類井舉例：Xd2井，孔隙度8.35%，滲透率0.36X10-3μm2，含氣飽和度56.7%。該井措施前套壓為4.52mpa，措施后套壓3.05mpa，日均產氣增加至0.42萬方/天。該類井占全站井比例的26.08%。統(tǒng)計10口井生產參數：平均套壓由5.96 mpa降低至3.29mpa，日均產氣由0.11×104m3/d增至0.27×104m3/d。

XD站措施前后生產數據：措施前，總配產3.0×104m3/d。平均套壓8.93mpa。日均產液16.89方，液氣比5.63m3/104m3。措施后平均套壓6.07mpa，日產氣3.42×104m3/d，日產液量23.55方，液氣比6.88 m3/104m3。液氣比相對措施前升高。

表1 X-A站措施前后生產數據統(tǒng)計

由上可知，DX區(qū)X-A站干管結合井口間開措施開展效果較好，平均套壓下降2.86mpa；日均產氣增加0.42萬方/天；日均產液量增加6.66方。該站實施井口間開制度，日均井口操作5.4井次，實施該措施后日均井口操作3井次，相對減少44%。

3 結語

⑴隨開發(fā)年限的增長，低產井分布面積逐年擴大。在小范圍內大面積存在低產井，集中分析、管理，以集氣站為中心，分類后結合地理位置分布采取管理措施，配合站內采氣干管同步實施壓恢，輔助加注起泡劑，減少人員工作負擔，提升氣井的利用率。

⑵對于井筒積液較嚴重的氣井，根據壓力恢復情況實時調整關井時間，提升措施有效率。

[1]劉志鵬.蘇里格氣田間歇井及低產低壓井生產制度優(yōu)化研究.2012,11.