李柏鵬，郝冠中，劉麗萍，張建華，姚小琪，陳 斌，邵 文，高 崗

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

隨著靖邊氣田的開發(fā)進入中后期，井區(qū)氣井平均產(chǎn)能不斷降低，產(chǎn)水量不斷上升，陜X 富水區(qū)的水侵范圍不斷擴大，其間歇井、弱噴產(chǎn)水井的數(shù)量持續(xù)增加，有必要開展以此井區(qū)為單位的整體生產(chǎn)對策研究。

陜X井區(qū)投產(chǎn)氣井64 口，目前平均油套壓為6.66/9.35 MPa，平均日產(chǎn)氣量 72.3×104m3，日產(chǎn)水 9 m3。該區(qū)富水區(qū)是靖邊氣田的大型富水區(qū)之一，靖邊氣田地層水成因主要是因為歷史上六次的演化階段：沉積、同生成巖水階段；表生巖溶期巖溶水階段；開放體系中承壓水流動階段；有機水-結(jié)晶水析出的承壓水流動階段。井區(qū)氣井措施實施情況（見表1）。

表1 井區(qū)氣井措施情況

1 氣井生產(chǎn)動態(tài)分析及穩(wěn)產(chǎn)能力預(yù)測

目前動態(tài)分析及預(yù)測手段很多，常用的方法主要是傳統(tǒng)的ARPS 遞減、Fetkovich 方法，以及現(xiàn)代的Blasingame、NPI、AG、物質(zhì)平衡等方法，本文主要采用Blasingame 模型對氣井的生產(chǎn)動態(tài)進行研究。本文選取該井區(qū)38 口連續(xù)生產(chǎn)井開展了RTA 分析評價[1-7]。

1.1 自然連續(xù)生產(chǎn)井

陜X井區(qū)共有自然連續(xù)生產(chǎn)井13 口，以A1井為例對該類型氣井的生產(chǎn)動態(tài)，氣井參數(shù)，穩(wěn)產(chǎn)能力進行分析。

1.1.1 生產(chǎn)動態(tài)分析 A1井于2016年11月13日投入生產(chǎn)，初期配產(chǎn)3×104m3/d，氣量穩(wěn)定，油套壓差基本保持在1.5 MPa 左右，2017年4月17日站內(nèi)檢修及井口測靜壓關(guān)井1 個月，目前該井的氣量有一定程度的下降，調(diào)整配產(chǎn)為2.2×104m3/d，生產(chǎn)穩(wěn)定，因測試靜壓期間關(guān)井一個月，油套壓差有一定的增大，井筒存在一定的積液，生產(chǎn)曲線（見圖1）。

1.1.2 RTA 擬合 結(jié)合該井的試氣、鉆完井、測井等資料，構(gòu)建該井的RTA 模型，經(jīng)Blasingame 模型分析，得出該井的系列參數(shù)：k=1.82 mD，s=-4.73，動儲量為1.35×108m3。經(jīng)歷史擬合后，該井的參數(shù)確定為：k=1.46 mD，s=-5.67，動儲量為 1.05×108m3，擬合良好。

1.1.3 穩(wěn)產(chǎn)能力預(yù)測 按照2016年氣井合理產(chǎn)能配算，確定該井的合理配產(chǎn)為2.8×104m3/d，最終以氣井系統(tǒng)壓力5.5 MPa 即井口壓力，經(jīng)Cullender Smith 靜氣柱壓力換算，得到其井底壓力為6.72 MPa，經(jīng)預(yù)測，該井可以以2.8×104m3/d 的氣量自然穩(wěn)產(chǎn)至2020年9月。

圖1 A1井生產(chǎn)動態(tài)曲線

1.1.4 措施時機分析 按照合理配產(chǎn)2.8×104m3/d 的產(chǎn)量生產(chǎn)，按照靖邊氣田修正臨界攜液模型得出其臨界攜液流量為1.571×104m3/d，所以以該井的穩(wěn)產(chǎn)氣量來看，該井在短期內(nèi)并不存在井筒攜液問題，生產(chǎn)至2021年6月，該井將面臨產(chǎn)量下降，氣井攜液困難，確定該井的措施時機是2021年6月。

1.1.5 管理思路 陜X井區(qū)的共13 口自然連續(xù)井提出氣井管理思路“控產(chǎn)定壓生產(chǎn)，注意措施時機，提產(chǎn)放空排液，及時生產(chǎn)動態(tài)”。

1.2 措施連續(xù)生產(chǎn)井

1.2.1 RTA 擬合 陜X井區(qū)共有25 口措施氣井，以A2井為例，RTA 模型擬合表明，該井的流動形態(tài)早已到達邊界控制流，經(jīng)Blasingame 擬合圖版，得出該井的系列參數(shù)，得出k=0.37 mD，s=-7.39，動儲量為3.03×108m3。經(jīng)歷史擬合后，該井的參數(shù)確定為：k=0.16 mD，s=-7.8，動儲量為 2.90×108m3，擬合良好。

1.2.2 措施有效期預(yù)測 A2井于2016年2月開始，產(chǎn)氣量下降至1.0×104m3/d，小于其最低臨界攜液流量。因此，制定定期泡排，助排效果良好，該井可以穩(wěn)產(chǎn)至2020年3月4日。該井措施有效至 2021年7月4日，屆時該井將面臨其氣量將小于臨界攜泡流量，出現(xiàn)攜液困難現(xiàn)象，建議進行增壓生產(chǎn)。

1.2.3 管理思路 對于該類措施連續(xù)氣井，管理的方式應(yīng)當結(jié)合現(xiàn)場實際，地質(zhì)結(jié)合工藝，提出“盡量延長穩(wěn)產(chǎn)，及時管控執(zhí)行，優(yōu)選措施工藝，按期進行增壓”的管理方式。

1.3 間歇生產(chǎn)井

陜X井區(qū)共有間歇生產(chǎn)氣井18 口，以A3井為例對該類氣井的制度優(yōu)化調(diào)整、經(jīng)濟指標評價進行分析評價：

1.3.1 制度優(yōu)化調(diào)整 A3井目前生產(chǎn)不穩(wěn)定，油套壓差增大，且無法滿足配產(chǎn)。按照間歇氣井生產(chǎn)制度優(yōu)化步驟對該井進行優(yōu)化調(diào)整，步驟如下：

（1）核實氣井壓力恢復(fù)情況，經(jīng)生產(chǎn)情況得出該井系列壓力恢復(fù)參數(shù)：關(guān)井最高恢復(fù)壓力8.12 MPa，開前油壓5.80 MPa。

（2）確定氣井壓力恢復(fù)速率，經(jīng)由節(jié)選最近該井的關(guān)井間歇周期，該井由5.63 MPa 恢復(fù)到7 MPa 共計用了71 h，即壓力恢復(fù)速率為：

式中：vpb-壓力恢復(fù)速率；ΔP-油壓差值；Δt-壓力恢復(fù)時間。

經(jīng)計算，該井的壓恢速率為0.019 MPa/h。

（3）確定氣井壓力恢復(fù)時間，由該井的壓力恢復(fù)速率以及關(guān)井最高恢復(fù)壓力可以確定該井具體需要多長關(guān)井時間達到關(guān)井最高壓力：

式中：Ps-關(guān)井最高恢復(fù)壓力。

經(jīng)計算，該井恢復(fù)到8 MPa 需要4.8 d。

（4）確定間歇制度，綜上所述，確定出該井的間歇制度為“開井2 h，關(guān)井5 d”，針閥全開生產(chǎn)，同時根據(jù)油套壓變化，適當采取泡排措施。

1.3.2 經(jīng)濟指標評價 對于間歇氣井的生產(chǎn)，在盡可能延長該井生產(chǎn)周期、提高該井采收率的基礎(chǔ)上，還應(yīng)當考慮該氣井生產(chǎn)的經(jīng)濟性。以A3井為例，具體的經(jīng)濟性評價如下：

（1）生產(chǎn)收入：

式中：Rt-總收入；qg-日產(chǎn)氣量；fp-生產(chǎn)周期；Δt-時間間隔。

（2）生產(chǎn)支出，針對間歇氣井的生產(chǎn)情況，由于其他經(jīng)濟指標影響較弱，主要評級該井冬季注醇期間，注醇費用與總收益的關(guān)系，具體生產(chǎn)支出公式按下式簡化：

式中：Ct-總支出；qm-注醇量；Nm-注醇次數(shù)。

（3）具體收益，收益即是收入與支出的差值，對于該井的冬季生產(chǎn)情況，進行冬季收益計算：

式中：St-總收益。

經(jīng)計算，A3井在冬季的具體收益為17 萬元。

1.3.3 管理思路 針對此類的間歇生產(chǎn)井，提出“及時分析生產(chǎn)情況，優(yōu)化間歇生產(chǎn)制度，冬季注醇經(jīng)濟評價”的管理思路。

1.4 井筒積液井

陜X井區(qū)有4 口井筒積液氣井，對于積液氣井而言，關(guān)鍵是盡早組織排空井筒積液，恢復(fù)產(chǎn)能。以A4氣井為例，從氣井生產(chǎn)情況、積液原因、下步措施進行分析。

1.4.1 生產(chǎn)動態(tài)分析 A4井投產(chǎn)于2003年11月2日，初期配產(chǎn)為 3×104m3/d，產(chǎn)量波動大，2004年2月調(diào)整配產(chǎn)至2×104m3/d，生產(chǎn)穩(wěn)定；2014年3月調(diào)整配產(chǎn)2×104m3/d 后逐漸出現(xiàn)油套壓差明顯增大，但氣量穩(wěn)定，采取5 次放空帶液措施后油套壓差無明顯改善，2016年1月4日開始出現(xiàn)產(chǎn)氣量下降。

1.4.2 積液原因分析 A4井自投產(chǎn)以來生產(chǎn)穩(wěn)定，生產(chǎn)至 2016年1月4日突然出現(xiàn)氣量下降，呈斷崖式下跌至氣井無氣，初步判定為儲層水鎖。

2 氣井措施效果分析及生產(chǎn)調(diào)整優(yōu)化

陜X井區(qū)措施連續(xù)生產(chǎn)氣井占比68.29%，措施連續(xù)生產(chǎn)井的總氣量占比58.5%。因此，有必要對該類氣井的措施制度、措施效果及優(yōu)化調(diào)整方案進行專門的研究。

2.1 陜X井區(qū)措施效果分析及優(yōu)化

2.1.1 措施帶液氣井 陜X井區(qū)措施帶液氣井6 口。以A4井為例，以提產(chǎn)期間產(chǎn)量、臨界攜液流量、提產(chǎn)后油套壓差縮小值及提產(chǎn)期間產(chǎn)水等4 個指標為量化標準，對2017年進行措施效果分析（見表2）。

由表2 可知，該井共計采取帶液措施4 次，均有一定效果。2017年5月的措施進行后，發(fā)現(xiàn)油套壓差變化不大，經(jīng)分析認為提產(chǎn)幅度太小造成帶液量較小。7月安排措施調(diào)整為關(guān)井恢復(fù)壓力2 h、提產(chǎn)到4×104m3帶液生產(chǎn)，措施效果較5月明顯提高。所以，該井按照配合“關(guān)井恢復(fù)壓力、產(chǎn)量提至4×104m3帶液生產(chǎn)”措施執(zhí)行。

2.1.2 泡沫排水氣井 陜X井區(qū)共有泡沫排水采氣類氣井18 口，氣井基本無自主攜液能力。以A5井為例，以該井泡排前后油套壓差為量化標準，對該措施氣井2016年、2017年措施效果進行分析對比（見表3）。

分析表明，該井采取油套環(huán)空加注起泡劑效果較油管加泡排棒效果好，所以對該井措施進行調(diào)整，采取定期套管加注起泡劑。

表2 A4井2017年內(nèi)措施評價對比表

表3 A5井泡排措施評價對比表

圖2 陜X井區(qū)措施氣井管理流程圖

2.1.3 優(yōu)選管柱氣井 陜X井區(qū)共有優(yōu)選管柱氣井3口。以A6井為例，該井在實施優(yōu)選管柱工藝前，油套壓差逐漸增大，氣量穩(wěn)定在0.5×104m3/d，小于最小臨界攜泡流量，泡排效果差。2012年9月實施優(yōu)選管排水采氣，管柱內(nèi)徑50 mm，其最低臨界攜液由1.5×104m3/d降至1×104m3/d，臨界攜泡流量由1×104m3/d 降至0.7×104m3/d，攜泡能力大幅度改善，采取泡排后油套壓差逐步減小，至2017年4月該井無需采取泡排措施，即可穩(wěn)定生產(chǎn)。

2.1.4 柱塞氣舉氣井 陜X井區(qū)柱塞氣舉氣井1 口，即A7井，該井于2015年6月2日井口開展柱塞氣舉措施。在實施柱塞氣舉前油套壓差逐步增大，最高油套壓差達到6 MPa，氣井無法正常生產(chǎn)。實施柱塞氣舉后，油套壓5.64/8.66 MPa，壓差明顯減小至3 MPa 左右，氣量基本保持在0.5×104m3/d，生產(chǎn)穩(wěn)定。

2.2 陜X井區(qū)措施調(diào)整方案

按照梳理陜X井區(qū)措施氣井效果評價過程中的流程，得出陜X井區(qū)措施氣井管理的標準流程圖（見圖2）。經(jīng)措施優(yōu)化后，陜X井區(qū)氣井措施有效率由82.5%提升至92.6%，效果明顯。

3 陜X井區(qū)整體增壓模式構(gòu)建

陜X井區(qū)的開發(fā)目前已經(jīng)進入中后期階段，其當前的主要任務(wù)是延長氣井生命周期，提高氣井單井產(chǎn)量、最終采收率及儲量動用程度，在嚴格控制氣井出水的前提下保證陜X井區(qū)的高效開發(fā)。

3.1 陜X井區(qū)增壓需求

目前陜X井區(qū)的64 口氣井中，有4 口積液氣井，自然連續(xù)生產(chǎn)井只占比20.63%，間歇生產(chǎn)井占比28.57%，措施氣井占比連續(xù)生產(chǎn)井的68.29%且每周措施次數(shù)達到34井次，合計影響氣量達到2.5×104m3/d。另外，新投產(chǎn)氣井產(chǎn)量遞減極快，見水時間早，產(chǎn)水量大，氣量不穩(wěn)定，且均位屬于該井區(qū)的邊部位置。

陜X井區(qū)目前常規(guī)的開發(fā)模式已不能滿足井區(qū)平穩(wěn)、高效生產(chǎn)的需求，綜合井區(qū)生產(chǎn)、經(jīng)營需求和氣田規(guī)劃等多方面因素考慮，陜X井區(qū)急需增壓開采。

3.2 陜X井區(qū)增壓開發(fā)方向

根據(jù)《靖邊氣田增壓開采與滾動擴邊方案》，陜X井區(qū)的B24 以及B26 站屬于方案內(nèi)設(shè)計的增壓集氣站之一，以 B26 站為依托，對 B27、B29、B37、B25 等共計5 座集氣站實施區(qū)域性增壓。同時B32、B33 依托B24 站開展區(qū)域增壓。B50 站因直接接入干線進入凈化廠，只能單獨增壓。

同時考慮氣井長期穩(wěn)產(chǎn)目標的前提下，一般氣井增壓模式的建立是在壓縮機定轉(zhuǎn)速生產(chǎn)的情況下，然而該模式會帶來一些新的生產(chǎn)過程中的問題即是生產(chǎn)中井口壓力的不確定，依然需要排水采氣措施，增加生產(chǎn)運行成本。以A8井為例，分析該井采用不同增壓模式的各種參數(shù)。

3.2.1 增壓模式 本文以3 種增壓模式為例，對A8氣井進行生產(chǎn)預(yù)測，其3 種增壓模式分別為：（1）常規(guī)定轉(zhuǎn)速增壓模式，該模式是目前靖邊氣田采用的模式，即將集氣站壓縮機的轉(zhuǎn)速恒定，然后對氣井進行增壓，具體井口壓力的下降無法計算。（2）非常規(guī)控壓增壓模式1，該種模式即是待氣井生產(chǎn)至穩(wěn)產(chǎn)期末后，開展增壓，對該井分別以井口 4.5 MPa、3.5 MPa、2.5 MPa 的壓力進行增壓，生產(chǎn)期間控制壓力恒定進行生產(chǎn)。（3）非常規(guī)控壓增壓模式2，該種模式即是立即開展增壓，忽略該井此間段的自然穩(wěn)產(chǎn)期，分別以井口5 MPa、4 MPa、3 MPa、2 MPa 對該井進行增壓。

3.2.2 累計采氣 以3 種增壓模式分別預(yù)測該井生產(chǎn)至2023年1月的累計采氣量，分析其短期開采速度的快慢（見表4）。

由表4 可知，截止同一時間節(jié)點，非常規(guī)控壓增壓模式2 的累計產(chǎn)氣量最高，達到2.225×108m3，可見以該種模式開采累計采氣最多，開采速度最快。

3.2.3 增壓時機 3 種不同的增壓模式的增壓時機分別（見表5）。

3.2.4 排水采氣措施量 3 種不同的增壓模式生產(chǎn)至2023年10月，按照該井目前每 5 天 1 次，每次 15 L 起泡劑計算，其排水采氣措施量（見表6）。

由表6 可知，截止2023年1月，該井非常規(guī)控壓增壓模式2 下的排水采氣措施量最小，開采成本最低。

3.2.5 開采模式的確定 綜上所述，常規(guī)增壓與其余兩種增壓模式在累計產(chǎn)氣量的差別不大，但常規(guī)增壓后期的設(shè)備折舊、排水采氣成本將增加。非常規(guī)增壓在增壓初期對氣井攜液有著本質(zhì)的改善，可以將井筒內(nèi)的積液緩慢帶出，對于此類自身無攜液能力的氣井。綜合對比兩種非常規(guī)增壓方案，非常規(guī)增壓模式2 是最優(yōu)選擇。

陜X井區(qū)亟需增壓開采，越早增壓越好，一是可以改善氣井自身攜液能力，降低排水采氣工作量；二是可以穩(wěn)定氣量，保持井區(qū)正常生產(chǎn)；三是部分有生產(chǎn)能力的間歇氣井，因為井筒積液等問題導(dǎo)致關(guān)井的可以重新開井，盡最大可能發(fā)揮井區(qū)的生產(chǎn)能力。

表4 A8井不同增壓模式累計產(chǎn)氣

表5 A8井不同增壓模式增壓時機

表6 A8井不同增壓模式排水采氣措施量

4 結(jié)論與認識

結(jié)合陜X井區(qū)目前的生產(chǎn)情況、總體地質(zhì)情況以及目前的措施狀況，采用氣藏工程及數(shù)據(jù)分析對比的手段對該井區(qū)的各類氣井分類管理，得出以下幾點結(jié)論：

（1）陜X井區(qū)的氣井已經(jīng)進入開發(fā)中后期，亟需增壓開采，而采取增壓的時機越早越好。

（2）增壓模式采取控壓開采比定轉(zhuǎn)速開采更具生產(chǎn)速度、措施壓力等方面的優(yōu)勢。

（3）對間歇氣井的管理需要考慮排水采氣方面的需求及經(jīng)濟性的評價。

（4）對于措施氣井的管理應(yīng)當分類、分工藝形成系統(tǒng)性的措施優(yōu)化調(diào)整方案。