陳剛，吳曉磊，陶敏，韓靜靜，蔣光跡，劉紅磊，劉愛華，馮金燕

（中國石化中原油田普光分公司采氣廠，四川 達(dá)州 635000）

川東北某氣田（以下簡稱川東北氣田）是全國首個正式投入開發(fā)的高含硫氣田，天然氣中硫化氫平均體積分?jǐn)?shù)在15%左右。高含硫?qū)馓锷a(chǎn)管理提出了更高要求。地質(zhì)評價認(rèn)為氣田存在邊底水，評價水體活躍。目前30%的氣井產(chǎn)出地層水，氣田投入開發(fā)12 a，氣藏地層壓力降低了50%，水侵和地層壓降導(dǎo)致氣田產(chǎn)能大幅降低，對氣田開發(fā)造成了嚴(yán)重影響。

高含硫氣田受設(shè)備檢修、下游生產(chǎn)運(yùn)行等因素影響，產(chǎn)水氣井被迫長時間關(guān)井，關(guān)井時間長達(dá)一個月甚至更久。產(chǎn)水氣井關(guān)井后，井筒積液在反滲吸作用下侵入地層，在近井地帶形成水鎖效應(yīng)，含水飽和度的增加對產(chǎn)水氣井的復(fù)產(chǎn)造成了困難。

高含硫氣井井下環(huán)境復(fù)雜，對油套管綜合性能要求高。為滿足長期安全生產(chǎn)同時降低成本的要求，油管和套管下部選用抗腐蝕的耐蝕合金，上部套管降低材質(zhì)等級，油套環(huán)空之間安裝封隔器，防止硫化氫氣體進(jìn)入上部的油套環(huán)空［1-2］。氣體高含硫化氫且油套不連通，共同限制了常規(guī)產(chǎn)水氣井措施的實(shí)施。

調(diào)研產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)技術(shù)后發(fā)現(xiàn)，對于油套連通的產(chǎn)水氣井，若要降低近井地帶高含水飽和度，提高氣井的攜液能力，排除井底積液，主要方法有泡沫排水采氣、氣舉、機(jī)械抽吸等［3-4］。但是對于高含硫產(chǎn)水氣井，受井筒管柱結(jié)構(gòu)不可動、儲層較深和安全生產(chǎn)要求等因素的限制，機(jī)械抽吸、小管徑泡排等措施［3，5］均無法開展。因此，需要開展針對性的產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)技術(shù)研究，形成適合高含硫產(chǎn)水氣井的復(fù)產(chǎn)技術(shù)對策。

利用全氣田氣井關(guān)井的時機(jī)，組織開展了產(chǎn)水氣井靜壓、產(chǎn)出剖面、壓力恢復(fù)等動態(tài)監(jiān)測工作，同時系統(tǒng)錄取各產(chǎn)水氣井油壓變化情況。根據(jù)關(guān)井期間氣井動態(tài)監(jiān)測成果及動態(tài)變化情況，可更加直觀地分析氣井積液、儲層反滲吸等狀況，進(jìn)一步完善產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)方案。

筆者首先建立復(fù)產(chǎn)模型，通過節(jié)點(diǎn)分析確定了產(chǎn)水氣井順利復(fù)產(chǎn)的條件；再進(jìn)行地質(zhì)工程一體化研究，分析了影響氣井復(fù)產(chǎn)的因素；最后基于關(guān)井期間的動態(tài)監(jiān)測，進(jìn)一步完善了產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)方案，提出了井筒注液氮保壓、控壓差放空帶液等措施。川東北氣田于2016 年和2022 年進(jìn)行了2 次全氣田關(guān)井，應(yīng)用上述復(fù)產(chǎn)對策，所有產(chǎn)水氣井均正常復(fù)產(chǎn)。

1 氣井自然復(fù)產(chǎn)能力

天然氣從地層采出至地面的過程中，主要經(jīng)歷從地層到井底的滲流、井底至井口的管流2 個過程。根據(jù)地層滲流和井筒管流理論可知，氣井產(chǎn)量越大，井底流壓越小，井筒內(nèi)的壓力損失越大，剩余井口壓力越小，過大的產(chǎn)量可能導(dǎo)致井口油壓不能滿足外輸要求［6-7］。因此，氣井能夠自然復(fù)產(chǎn)的條件應(yīng)該是，在滿足井口油壓大于外輸壓力的前提下，氣井能穩(wěn)定生產(chǎn)，流入流出曲線具有協(xié)調(diào)點(diǎn)［3］。

為研究氣井自然復(fù)產(chǎn)能力，首先，采用數(shù)值模擬進(jìn)行產(chǎn)水氣井關(guān)井后的氣藏壓力、飽和度場變化研究，并結(jié)合產(chǎn)水氣井生產(chǎn)動態(tài)，預(yù)測產(chǎn)水氣井開井初期的液氣比；其次，通過IPM 軟件平臺，建立單井流入流出模型，根據(jù)井口油壓及預(yù)測液氣比，開展節(jié)點(diǎn)分析，診斷復(fù)產(chǎn)時的生產(chǎn)狀態(tài)，確定氣井自然復(fù)產(chǎn)能力；最后，基于關(guān)井氣井的動態(tài)監(jiān)測資料，再次對氣井積液情況、自然復(fù)產(chǎn)能力進(jìn)行復(fù)核完善。

1.1 開井初期生產(chǎn)參數(shù)預(yù)測

以數(shù)值模擬方法為主，通過理論研究與氣藏實(shí)際數(shù)值模型模擬相結(jié)合，并輔以生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析及類比法，開展開井初期液氣比的預(yù)測。

建立以川東北氣田實(shí)際地質(zhì)參數(shù)為基礎(chǔ)的單井機(jī)理模型，結(jié)合目前氣井帶水生產(chǎn)時長、氣藏水體類型及能量，按照帶水生產(chǎn)4 a 后關(guān)井30 d 的設(shè)計(jì)，開展關(guān)停期間氣藏壓力、飽和度場變化規(guī)律研究。機(jī)理模型基本參數(shù)為：1）底水氣藏模型。徑向網(wǎng)格，井周10 m 內(nèi)網(wǎng)格加密至1 m，徑向滲透率KR和垂向滲透率KT相等，均為1.5× 10-3μm2，水體倍數(shù)為1。2）邊水氣藏模型。角點(diǎn)網(wǎng)格，井周10 m 內(nèi)網(wǎng)格加密至1 m，x 方向滲透率Kx和y方向滲透率Ky相等，均為1.5×10-3μm2，水體倍數(shù)為6。

模擬結(jié)果表明，關(guān)井30 d 后，底水氣藏由于重力壓錐作用，水侵層平均含氣飽和度上升，預(yù)測井周10 m 范圍內(nèi)上升1.0～1.3 百分點(diǎn)（見圖1）。邊水氣藏近井范圍內(nèi)不同方向含氣飽和度均呈下降趨勢，其中，向水方向含氣飽和度降幅最大，最高為3.2 百分點(diǎn)；平行于氣水界面方向及高部位方向含氣飽和度降幅較小，井周10 m 范圍內(nèi)降幅小于1.0 百分點(diǎn)（見圖2）。

圖1 底水氣藏關(guān)井后含氣飽和度變化曲線Fig.1 Gas saturation change curve of bottom water gas reservoir after well shut-in

圖2 邊水氣藏關(guān)井后含氣飽和度變化曲線Fig.2 Gas saturation change curve of edge water gas reservoir after well shut-in

基于機(jī)理模型計(jì)算結(jié)果，建立考慮邊界流動的單井模型并進(jìn)行局部網(wǎng)格加密，開展全氣藏?cái)?shù)值模擬，同時引入產(chǎn)水氣井歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)，包括氣井歷次關(guān)井前后油壓、氣量、液氣比等生產(chǎn)數(shù)據(jù)，進(jìn)行數(shù)值模型校正，提高預(yù)測準(zhǔn)確度。產(chǎn)水氣井關(guān)井30 d 后再次開井，底水水侵氣井開井初期液氣比下降0.1～0.5 倍，邊水水侵氣井開井初期液氣比增加0.7～2.1 倍。

1.2 單井節(jié)點(diǎn)分析

應(yīng)用IPM 平臺的PROSPER 模塊建立單井流入流出模型。根據(jù)氣井產(chǎn)能測試結(jié)果和生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)的擬合，準(zhǔn)確建立IPR 模型?；诶碚撗芯亢同F(xiàn)場實(shí)際，氣井在不同液氣比時要采用不同的管流模型，以適應(yīng)產(chǎn)水氣井不同生產(chǎn)階段的管流計(jì)算［8］。應(yīng)用川東北氣田2 口產(chǎn)水氣井從無水生產(chǎn)階段到帶液生產(chǎn)全過程永置式井下壓力計(jì)連續(xù)監(jiān)測數(shù)據(jù)，建立考慮液氣比的分區(qū)VLP 管流模型優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)（見表1）。氣井整體擬合程度達(dá)到90%以上，滿足不同液氣比下的氣井流出曲線模擬精度要求。

表1 不同液氣比時的管流模型選擇Table 1 Selection of pipe flow models at different liquid-gas ratios

根據(jù)建立的流入流出模型，使用預(yù)測的液氣比，以井底為節(jié)點(diǎn)開展節(jié)點(diǎn)分析，當(dāng)IPR 流入曲線和VLP 流出曲線有交點(diǎn)（協(xié)調(diào)點(diǎn)）則可正常復(fù)產(chǎn)（見圖3），無交點(diǎn)則不能正產(chǎn)復(fù)產(chǎn)。

圖3 氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析曲線Fig.3 Analysis curve of gas well node system

1.3 動態(tài)監(jiān)測優(yōu)化預(yù)測結(jié)果

關(guān)井期間，優(yōu)選部分氣井開展靜壓、產(chǎn)能、產(chǎn)液剖面測試、壓力恢復(fù)等生產(chǎn)作業(yè)，同時錄取氣井關(guān)井后油壓的變化情況。根據(jù)監(jiān)測結(jié)果，相較于未見水氣井在1 d 內(nèi)即達(dá)到穩(wěn)定油壓，產(chǎn)水氣井在關(guān)井后油壓恢復(fù)較慢，需要3 d 甚至更長的時間才能達(dá)到穩(wěn)定（見圖4）。

圖4 產(chǎn)水氣井關(guān)井后油壓恢復(fù)曲線Fig.4 Oil pressure recovery curve after shut-in in water-producing gas well

根據(jù)關(guān)井油壓和地層壓力，對產(chǎn)水氣井關(guān)井后的井筒積液情況進(jìn)行分析，明確了關(guān)井后存在井筒積液的氣井，并計(jì)算氣井井筒積液高度。應(yīng)用生產(chǎn)測井解釋結(jié)果，對單井流入流出曲線進(jìn)行擬合校正，結(jié)合氣井井筒積液情況，重新開展氣井節(jié)點(diǎn)分析，對產(chǎn)水氣井協(xié)調(diào)點(diǎn)進(jìn)行復(fù)核完善，進(jìn)一步準(zhǔn)確分析氣井的自然復(fù)產(chǎn)能力，為制定產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)對策提供指導(dǎo)。

2 產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)影響因素

產(chǎn)水氣井檢維修關(guān)井期間，井筒易出現(xiàn)井筒積液、儲層反滲吸等影響氣井復(fù)產(chǎn)的情況，且氣井開井初期井口附近及地面容易產(chǎn)生水合物冰堵，進(jìn)一步增加氣井復(fù)產(chǎn)難度。

2.1 井筒積液情況計(jì)算

當(dāng)產(chǎn)水氣井關(guān)井后，由于重力分異作用，液滴回落，可能在井筒內(nèi)造成積液。氣井井筒積液會增大井底回壓，增加井筒壓力損失，降低氣井產(chǎn)能，加大氣井開井復(fù)產(chǎn)的難度［9-12］。常規(guī)氣井油套連通，根據(jù)連通器原理，可通過生產(chǎn)及關(guān)井期間的油壓、套壓的差值進(jìn)行井筒積液高度的計(jì)算。但對于高含硫氣井，因存在油套環(huán)空下入封隔器導(dǎo)致油套不連通的問題，無法通過油套壓差計(jì)算井筒的積液情況。

受井筒內(nèi)積液液柱影響，關(guān)井后的油壓將低于正常值。針對油套不連通氣井，利用單井地層壓力和關(guān)井油壓，給定液柱初值，進(jìn)行氣井管流模型計(jì)算，采用試湊法預(yù)測井筒積液高度（見圖5），為制定復(fù)產(chǎn)工藝措施提供必要依據(jù)。

圖5 試湊法預(yù)測井筒中積液高度流程Fig.5 Trial and error method for predicting the height of liquid accumulation in the wellbore

2.2 反滲吸對儲層的傷害

井筒積液期間，液相會在井筒回壓和生產(chǎn)層中微毛細(xì)管力的自吸作用下，以緩慢的反向滲吸方式侵入氣層，增加井周液相飽和度，降低氣相滲透率。侵入的液相聚集后，封閉部分孔隙喉道，圈閉氣相，形成水鎖效應(yīng)，氣井的復(fù)產(chǎn)難度增加［13-14］。

川東北氣田×井見水后于2015 年因攜液困難導(dǎo)致井筒積液關(guān)井，關(guān)井后井筒積液反滲吸，儲層含水飽和度增加，增大了氣相滲流阻力，儲層啟動壓力明顯增加（見圖6、表2）。

2.3 水合物生成

在影響天然氣水合物生成條件中，溫度和壓力是相互關(guān)聯(lián)的熱力學(xué)條件，但溫度的影響遠(yuǎn)比壓力的影響大得多。壓力越高，形成水合物的溫度越高。在同樣的壓力下，溫度越低越易形成水合物；而同一溫度的氣體，壓力越高越易形成水合物［15-17］（見圖7）。

圖7 水合物相圖Fig.7 Hydrate phase diagram

根據(jù)川東北氣田天然氣基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，利用Pipesim軟件模擬了井筒不同工作制度、不同油管尺寸以及不同生產(chǎn)時期水合物生成預(yù)測情況（見表3）。結(jié)果顯示，川東北氣田58 口單井中的12 口氣井在開井過程中，井筒和地面節(jié)流后會產(chǎn)生水合物，可能形成冰堵，導(dǎo)致開井困難，但在穩(wěn)定生產(chǎn)時不會產(chǎn)生水合物。

3 產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)對策

針對上述影響產(chǎn)水氣井自然復(fù)產(chǎn)的因素，從防止水合物生成、降低近井地帶含水飽和度、提高攜液能力3 個方面提出復(fù)產(chǎn)對策：1）開井前加注水合物抑制劑，運(yùn)行電伴熱及加熱爐進(jìn)行加熱，確保天然氣溫度高于水合物形成溫度；2）關(guān)井前注液氮，在近井地帶形成高壓氣區(qū)，將井筒積液驅(qū)離近井地帶，同時防止地層水侵入井筒，降低近井地帶含水飽和度；3）通過泡排劑、液氮?dú)馀e、大壓差放噴排液，提高氣井?dāng)y液能力。

3.1 水合物防治

現(xiàn)場最常用的防治措施是在天然氣中加注水合物抑制劑，尤其是甲醇和乙二醇更是目前現(xiàn)場主要使用的抑制劑。此方法既能提前預(yù)防水合物的生成，也可以分解已經(jīng)生成的水合物，效果顯著［18］。

川東北氣田高含硫氣井在生產(chǎn)過程中，氣井生產(chǎn)溫度高于水合物生成溫度，不易生成水合物。井口產(chǎn)出天然氣在地面將經(jīng)過三級節(jié)流，但在開井初期因井口初始溫度較低，容易在節(jié)流后生成水合物；開采后期產(chǎn)量降低到一定程度時，井口溫度也可能低于水合物生成溫度，在井筒上部和井口生成水合物。

川東北氣田采取加注抑制劑及加熱的方式防止水合物的產(chǎn)生。在開井初期，井口加注水合物抑制劑甲醇，防止水合物生成，同時在站內(nèi)酸性氣管線上纏繞電伴熱帶，增加保溫層，并開啟加熱爐對天然氣進(jìn)行加熱，保證管線內(nèi)氣體溫度高于水合物形成的溫度，待氣井生產(chǎn)正常，溫度穩(wěn)定后，停止加熱和加注抑制劑。

3.2 液氮保壓控水

3.2.1 可行性分析

應(yīng)用氣藏工程、數(shù)值模擬方法計(jì)算可知，產(chǎn)水氣井滲流壓降損失主要位于近井地帶0～5 m 內(nèi)。關(guān)井后立即注入液氮，可快速提高井筒及井周5 m 內(nèi)的地層壓力，防止井筒積液，減緩地層水續(xù)流效應(yīng)，降低近井地帶含水飽和度，提高復(fù)產(chǎn)成功率。

建立液氮保壓模型，進(jìn)行注液氮保壓后地層壓力場、含水飽和度場和地層水流向的模擬。模擬結(jié)果表明：注液氮后，2～3 d 井底壓力擴(kuò)散降低且基本穩(wěn)定，井底壓力高于關(guān)井后無措施的情況；同時，地層水流向改變，由井筒向遠(yuǎn)端流動，井筒附近的含水飽和度由開井生產(chǎn)時的52%降低至26%，液相相對滲透率降低，同時減少了井筒積液。

3.2.2 參數(shù)設(shè)計(jì)

綜合考慮不同井型、儲層厚度、物性參數(shù)、地層壓力、產(chǎn)液狀況等因素，建立液氮保壓模擬數(shù)值模型，優(yōu)化確定液氮用量和注入排量等參數(shù)。

1）液氮用量。開井初期，氣井在近井地帶3～5 m 內(nèi)地層壓降較大，并隨著向遠(yuǎn)端擴(kuò)散，壓降趨緩（見圖8）。因此，注液氮保壓主要是減緩氣井近井地帶3～5 m 內(nèi)的壓降。斜直井按照保壓半徑3～5 m 確定液氮用量。水平井井段長，泄流面積大，按照快速提高井底壓力、防止井筒積液，同時保證經(jīng)濟(jì)型的思路確定液氮用量。

圖8 開井初期近井壓力場分布曲線Fig.8 Distribution curve of near wellbore pressure field in the early stage of well opening

2）液氮注入排量。采用Fluent 軟件分別模擬0.1，0.2，0.4，0.8，1.2 m3/min 排量下的液氮驅(qū)替溝通效果，模擬結(jié)果表明，當(dāng)排量為0.2 m3/min 時，液氮驅(qū)替近井地層水，溝通地層效果較好。

3.3 控壓差放噴排液

控壓差放噴是通過控制井口油壓來放大生產(chǎn)壓差的方式，可排除井底積液，快速建立井筒與地層氣相流通道，恢復(fù)氣井生產(chǎn)。通過ROCX-OLGA 建立地層-井筒一體化模型，計(jì)算放噴時間（3～6 h），確定放噴制度（大壓差放噴），有效指導(dǎo)氣井放噴排液復(fù)產(chǎn)。根據(jù)不同氣井實(shí)際情況，模擬開井放噴至產(chǎn)液量穩(wěn)定所需時間為3～6 h；采用大壓差放噴，回壓越小，出液時間越早，穩(wěn)定時間越早，則所需放噴時間越短，產(chǎn)水速度峰值越高（見圖9）。

圖9 不同放噴回壓下出液時間模擬Fig.9 Simulation of liquid discharge time under different blowout backpressure

3.4 液氮激動誘噴

對于井筒積液嚴(yán)重、無法放噴排液的氣井，可籠統(tǒng)泵注液氮，降低井筒液面和近井地帶含水飽和度，溝通地層天然氣滲流通道（見圖10）。泵注完成后，快速大壓差放噴，加快井底氣液交換，提高復(fù)產(chǎn)成功率［19-20］。建立地層滲流與井筒多相流耦合模型，設(shè)計(jì)臨界液氮用量，縮短燜井時間，提高液氮誘噴成功率。綜合考慮積液量、儲層厚度、滲透率等參數(shù)，模擬計(jì)算確定臨界液氮用量50～70 m3/井次。模擬計(jì)算結(jié)果表明，燜井時間越短，前期放噴液體返排率越大。

3.5 復(fù)產(chǎn)技術(shù)對策制定

考慮水平井受造斜段影響，其攜液能力較斜直井差，復(fù)產(chǎn)難度更高［21］，應(yīng)分井型制定氣井復(fù)產(chǎn)對策。

3.5.1 斜直井

采取 “液氮保壓+液氮激動放噴” 方式復(fù)產(chǎn)（見圖11），復(fù)產(chǎn)措施步驟為：1）停產(chǎn)后注液氮保壓；2）開井復(fù)產(chǎn)時，放噴放大井口與井底壓差，提升攜液能力，穩(wěn)定后進(jìn)流程生產(chǎn)；3）若不能復(fù)產(chǎn)，則采用液氮激動放噴方式，迅速建立大的井筒管壓降，實(shí)現(xiàn)復(fù)產(chǎn)。

圖11 斜直井復(fù)產(chǎn)對策Fig.11 Strategies for resuming production of inclined vertical wells

3.5.2 水平井

采取 “液氮保壓+泡排+液氮激動放噴+連續(xù)油管氮舉” 方式復(fù)產(chǎn)（見圖12），復(fù)產(chǎn)措施步驟為：1）停產(chǎn)后注液氮保壓；2）開井前加注泡排劑，降低界面張力，提高攜液能力；3）泡排后無法復(fù)產(chǎn)，則進(jìn)行液氮激動放噴方式復(fù)產(chǎn)；4）若仍無法復(fù)產(chǎn)，則采用連續(xù)油管氮舉方式，逐段排除井筒積液，降低井筒回壓，實(shí)現(xiàn)復(fù)產(chǎn)。

圖12 水平井復(fù)產(chǎn)對策Fig.12 Strategies for resuming production of horizontal wells

4 應(yīng)用效果

4.1 液氮保壓+放噴復(fù)產(chǎn)

川東北氣田×1H 井為水平井，生產(chǎn)層位為飛仙關(guān)組，套管射孔完井。該井于2010 年投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量為50×104m3，油壓為35.2 MPa，因邊水水侵，于2018 年見水。該井于2022 年5 月因全氣田檢修關(guān)井，關(guān)井前穩(wěn)定生產(chǎn)油壓為9.3 MPa，日產(chǎn)氣量為20×104m3，日產(chǎn)液量為44 m3，液氣比為2.2 m3/104m3，地層壓力為21.66 MPa。

1）井筒管流模型計(jì)算，確定該井關(guān)井后無法自然復(fù)產(chǎn)。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，開井初期液氣比為3.8 m3/104m3，較關(guān)井前增加0.7 倍。應(yīng)用IPM 平臺建立井筒流入流出模型，根據(jù)液氣比選擇Gray 模型為井筒管流計(jì)算模型。井口壓力為9.3 MPa 時，流入流出模型無協(xié)調(diào)點(diǎn)，氣井關(guān)井后無法自然復(fù)產(chǎn)。

2）液氮保壓。采用水平井復(fù)產(chǎn)對策，關(guān)井后對×1H井進(jìn)行注液氮保壓，防止地層水在近井地帶聚集，提高氣井復(fù)產(chǎn)成功率。根據(jù)生產(chǎn)井段斜厚、孔隙度、井筒容積等參數(shù)計(jì)算注入保壓液氮用量為60 m3（見表4）。

表4 川東北氣田×1H 井注液氮量計(jì)算參數(shù)Table 4 Calculation parameters of liquid nitrogen injection rate for Well×1H in Northeast Sichuan gasfield

2022 年5 月12 日關(guān)井后通過井筒注入液氮60 m3，油壓有一定程度升高，保壓效果較好，且在井筒內(nèi)均未監(jiān)測到液面，泵注液氮使井底壓力有較大幅度上升，較無措施關(guān)井升高6.6 MPa，形成高壓帶；無措施關(guān)井含水飽和度52%，泵注液氮后下降至28%，開井前為49%（近井0.3 m 范圍內(nèi)），含水飽和度明顯降低，降低了水侵對氣井復(fù)產(chǎn)的影響。

2022 年5 月檢修完成后，通過控制壓差放噴開井，開井前油壓14.0 MPa，控制氣量在20×104m3/d，從火炬放空50 min 后進(jìn)入系統(tǒng)生產(chǎn)，一次性開井成功，復(fù)產(chǎn)后油壓9.1 MPa，日產(chǎn)氣量為22×104m3，日產(chǎn)液量為55.7 m3。

4.2 放噴+液氮助排復(fù)產(chǎn)

川東北氣田×5 井為斜直井，生產(chǎn)層位為飛仙關(guān)組，套管射孔完井。該井于2010 年投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量為90×104～100×104m3，油壓為34.5 MPa，2015 年見水。該井于2022 年5 月因全氣田檢修關(guān)井，關(guān)井前穩(wěn)產(chǎn)油壓為9.1 MPa，日產(chǎn)氣量為65×104m3，日產(chǎn)液量為59 m3，液氣比為1.03 m3/104m3，地層壓力為20.65 MPa。

應(yīng)用IPM 平臺建立井筒流入/流出模型，根據(jù)液氣比選擇Gray 模型為井筒管流計(jì)算模型。計(jì)算井口壓力為9.1 MPa 時，流入/流出模型有協(xié)調(diào)點(diǎn)，該井可自然開井復(fù)產(chǎn)。但關(guān)井期間，油壓恢復(fù)至11.2 MPa，根據(jù)地層壓力20.65 MPa，運(yùn)用試湊法計(jì)算井筒積液高度2 450 m，在開井油壓9.1 MPa 下無協(xié)調(diào)點(diǎn)，無法自然復(fù)產(chǎn)。

關(guān)井24 d，期間估算進(jìn)入近井地帶液量約750 m3，制定了開井初期大排量放噴排液后復(fù)產(chǎn)的措施。歷經(jīng)1 次液氮助排，9 次放噴，歷次放噴累計(jì)時長35 h 復(fù)產(chǎn)成功。放噴過程生產(chǎn)狀況逐漸變好，整個放噴過程共計(jì)出液800 m3，與關(guān)井期間水侵預(yù)測情況基本一致。復(fù)產(chǎn)初期呈段塞流，產(chǎn)液量100 m3/d，進(jìn)一步攜帶出近井地帶地層水，產(chǎn)液量逐漸降至停產(chǎn)前水平，氣井生產(chǎn)逐漸恢復(fù)穩(wěn)定。

5 結(jié)論

1）建立氣井復(fù)產(chǎn)模型以判斷氣井是否能夠正常復(fù)產(chǎn)，從而針對性地制定復(fù)產(chǎn)對策，是實(shí)現(xiàn)產(chǎn)水氣井長時間關(guān)井后所有產(chǎn)水氣井正常復(fù)產(chǎn)的基礎(chǔ)。

2）利用全氣田關(guān)井時機(jī)，開展產(chǎn)水氣井靜壓、壓力恢復(fù)等動態(tài)監(jiān)測工作，同時系統(tǒng)錄取產(chǎn)水氣井油壓變化情況，可以更加直觀分析氣井積液、儲層反滲吸等狀況，進(jìn)一步完善產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)方案。

3）針對不同井型（水平井、斜直井）的產(chǎn)水氣井，分別提出了井筒注液氮保壓、控壓差放空帶液等復(fù)產(chǎn)措施。首次創(chuàng)新提出了水平井井筒注液氮保壓，能夠?qū)⒌貙铀删豺?qū)向遠(yuǎn)端，有效降低關(guān)井后的近井地帶含水飽和度，減小水鎖現(xiàn)象的發(fā)生，為下一步的產(chǎn)水氣井順利復(fù)產(chǎn)奠定基礎(chǔ)。

4）復(fù)產(chǎn)困難氣井需要做好長時間復(fù)產(chǎn)的準(zhǔn)備，對于水侵嚴(yán)重、產(chǎn)水量較大的氣井，大規(guī)模連續(xù)放噴是實(shí)現(xiàn)產(chǎn)水氣井復(fù)產(chǎn)的關(guān)鍵。川東北氣田×5 井關(guān)井期間大量地層水進(jìn)入井筒及近井地帶，后采用大規(guī)模連續(xù)激動放噴，從而順利復(fù)產(chǎn)。