施里宇

（陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安710069）

Y井區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南部，為低滲－超低滲砂巖、無邊水、底水定容彈性驅(qū)動巖性氣藏，縱向上依次發(fā)育有石盒子組、山西組、太原組和本溪組砂巖儲層，在平面與縱向上均表現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性［1］。

砂巖儲層孔隙類型70%～80%為粒間及粒內(nèi)溶孔，山西組孔隙度主要分布在4%～8%之間，滲透率主要分布在1×10-2～1×10-3μm2之間；下石盒子組孔隙度主要分布在8%～10%之間，滲透率主要分布在1×10-2～10×10-4μm2之間。儲層微裂縫較發(fā)育，使得儲層在普遍低孔低滲的背景下存在相對的高滲區(qū)。

1 氣井分類

關(guān)于氣井的分類，既有按無阻流量來分的，又有按地層參數(shù)來分的，還有結(jié)合產(chǎn)能與地層參數(shù)來分類的，其分類方法各有利弊［2］。

由于本區(qū)氣井已經(jīng)投入開發(fā)，按照井口產(chǎn)量來分類，能較好地體現(xiàn)氣井的生產(chǎn)能力，反映氣井真實的生產(chǎn)情況，本次分類采用此方法。從氣井分類統(tǒng)計表可以看出，Ⅰ類氣井僅占?xì)饩倲?shù)的10.2%，Ⅱ、Ⅲ類合計約占89.8%，氣井以Ⅱ、Ⅲ類為主，分類如下表所示。

井別Ⅰ類Ⅱ類Ⅲ類日產(chǎn)氣量（104m3/d）≥3 1≤Qg＜3＜1井?dāng)?shù)（口）12 63 43百分比（%）10.2 53.4 36.4

2 氣井產(chǎn)量貢獻率

Y井區(qū)投產(chǎn)氣井118口，開采層位涉及本氣田發(fā)現(xiàn)的盒8、山1、山2、本溪等4個層位，其中以山2、本溪為主力層位，大部分氣井都是單層開采。

所有氣井均采用油管采氣、油管注醇的方式進行生產(chǎn)。正常生產(chǎn)情況下日產(chǎn)氣量約150.0×104m3/d。氣井平均單井日產(chǎn)氣量為1.7×104m3/d。氣井平均壓降速率在0.032MPa/d，平均氣水比為20.5×104m3/m3。

統(tǒng)計不同類型氣井的產(chǎn)量貢獻，Ⅰ類氣井僅占10.2%，產(chǎn)能貢獻率達到了38.6%，Ⅱ類氣井占53.4%，產(chǎn)能貢獻率達到了51.9%，Ⅲ類氣井占36.4%，產(chǎn)能貢獻率僅占9.5%。

3 典型井分析

3.1 Ⅰ類氣井生產(chǎn)特征

此類氣井山2層砂體厚度一般都在12m以上，通常按無阻流量的1/12配產(chǎn)。這類氣井有一個顯著的特點就是氣井進站壓力下降緩慢，氣井平均壓降速率為0.007MPa/d，氣井關(guān)井后壓力能迅速恢復(fù)。由于井口產(chǎn)量較大，該類氣井油套壓差保持在合理范圍內(nèi)，井底沒有積液。

典型Ⅰ類氣井如圖1所示，該井在2013年11月2日前，產(chǎn)氣量在12×104m3/d以上，井口壓力由16.5MPa下降到12.3MPa，為了保護高產(chǎn)井，發(fā)揮高產(chǎn)井在用氣高峰期的調(diào)峰作用，逐步下調(diào)產(chǎn)量，2013年12月5日后，單井日產(chǎn)降至目前的4×104m3/d～5×104m3/d，目前氣井油套壓力保持穩(wěn)定。

Ⅰ類氣井井?dāng)?shù)少、產(chǎn)量大、產(chǎn)能貢獻率高。該類井生產(chǎn)穩(wěn)定，易于管理，是氣田主力產(chǎn)氣井。由于該類井能在短時間內(nèi)起到快速調(diào)峰作用，因此，應(yīng)對其實施保護性開采，在供氣量較低時，可降低配產(chǎn)或關(guān)井。

3.2 Ⅱ類氣井生產(chǎn)特征

此類氣井山2層砂體厚度一般都在8～12m左右，本溪組砂體厚度一般都在8～14m左右，通常按無阻流量的1/6～1/10配產(chǎn)。該類氣井壓降速率介于0.015～0.03MPa/d。Ⅱ類氣井?dāng)?shù)比例較多，該類井生產(chǎn)相對平穩(wěn)，部分氣井產(chǎn)量小于最小攜液流量的氣井，存在井底積液問題［3］。

如圖2所示，該氣井日產(chǎn)量控制在1.0×104m3/d左右，氣井運行較為平穩(wěn)，由于產(chǎn)氣量達不到攜液臨界流量，油套壓會達到1.5MPa以上。2014年10月1日后，每當(dāng)進行提產(chǎn)排液或泡排措施后，產(chǎn)水量加大，油壓上升，油套壓差明顯減少［4］。

此類氣井需密切觀察氣井油、套壓力變化，判斷是否有井底積液情況出現(xiàn)，以保證生產(chǎn)平穩(wěn)運行。對于該類氣井，應(yīng)采取排液措施，以保證氣井平穩(wěn)生產(chǎn)。

3.3 Ⅲ類氣井生產(chǎn)特征

此類氣井山2層砂體厚度一般都在8m以下，本溪組砂體厚度一般都在8m以下。按無阻流量的1/5配產(chǎn)，氣井壓降速率一般大于0.03MPa/d。該類氣井產(chǎn)水少或不產(chǎn)水，但不代表地層不出水。這類氣井油套壓差較大，顯示井底有積液。在生產(chǎn)過程中，放大氣井瞬時流量進行提噴是排出積液的有效辦法之一。

典型井如圖3所示，該氣井日產(chǎn)量通常在0.5×104m3/d左右，基本不能連續(xù)生產(chǎn)。對于該類井應(yīng)考慮補層補孔作業(yè)，提高儲層動用程度，提高單井產(chǎn)量［5］。

圖3 Ⅲ類氣井生產(chǎn)特征

4 低產(chǎn)井治理

4.1 補層分壓技術(shù)

Y170井原開采層位為山2，日產(chǎn)量為0.8×104m3/d，通過精細(xì)地層對比，2014年4月補層山1、盒8，補層壓裂后日產(chǎn)量提高至3.3×104m3/d，補層分壓措施效果明顯，如圖4所示。

圖4 Y170井補層前后產(chǎn)量對比

4.2 間歇提產(chǎn)排液技術(shù)

通過Y井區(qū)生產(chǎn)現(xiàn)場的不斷摸索和調(diào)整，對16口低產(chǎn)井實施了間歇開井制度，使低產(chǎn)積液井由停產(chǎn)或半停產(chǎn)狀態(tài)轉(zhuǎn)為生產(chǎn)狀態(tài)，提高了單井產(chǎn)氣量和開井時率［6］。其中S9井在2013年2月前處于低水平生產(chǎn)狀態(tài)，日產(chǎn)氣0.2×104m3/d、不產(chǎn)水；2013年3月至8月處于半停產(chǎn)狀態(tài)；2013年11月之后，建立了“開一天、關(guān)二天”的間歇開井制度，平均日產(chǎn)氣0.5×104m3/d、日產(chǎn)水0.1m3；油套壓差減小，實現(xiàn)了氣井的正常帶液生產(chǎn)，如圖5所示。

圖5 試9井綜合采氣曲線圖

5 結(jié)論

通過上述分析，可以得到以下幾點結(jié)論：

①Ⅰ氣井所占比例較小，產(chǎn)能貢獻率較大，此類氣井關(guān)井后壓力恢復(fù)能力較強，井底沒有積液。

②Ⅱ、Ⅲ類氣井壓降速率較大，要及時采取排液措施。

③補層分壓措施和間歇提產(chǎn)排液措施能有效治理低產(chǎn)氣井。

［1］吳雪超，等.鄂爾多斯盆地延長天然氣探區(qū)山西組山2段成巖相及優(yōu)質(zhì)儲層研究［J］.天然氣地球科學(xué)，2012（6）：1004-1010.

［2］趙素惠，等.蘇里格氣田氣井分類方法研究［J］.天然氣技術(shù)，2010（4）：11-13.

［3］黃炳光，等.氣藏工程分析方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［4］李士倫.天然氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［5］姚軍，等.延長低滲致密氣藏采氣工藝初探［J］.延安大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2014（4）：61-64.

［6］姜瑞忠，等.低滲透油藏壓裂井生產(chǎn)動態(tài)分析［J］.特種油氣藏，2013（1）：52-55.