魏自濤，張世虎，張剛，張瀟瀟，王嘉彥，王華杰

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗017300）

蘇里格X區(qū)塊氣井差異化管理方法探討及措施優(yōu)選

魏自濤1，2，張世虎1，2，張剛2，張瀟瀟2，王嘉彥2，王華杰2

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗017300）

隨著蘇里格氣田開發(fā)程度的逐步增大，蘇里格X區(qū)塊作為主力產(chǎn)氣區(qū)，大部分氣井在開發(fā)過程中，隨著地層壓力的下降，產(chǎn)水氣井逐漸增多，井口壓力大幅度下降，產(chǎn)量急劇遞減，水淹停產(chǎn)井逐年增多，對天然氣的生產(chǎn)造成嚴(yán)重的危害，影響氣井利用率及開井時率，成為氣田生產(chǎn)的突出矛盾之一。本文以蘇里格X區(qū)塊氣井實際生產(chǎn)情況為指導(dǎo)，對蘇里格X區(qū)塊氣井的生產(chǎn)現(xiàn)狀、氣井差異化管理及下步措施等進(jìn)行探討分析，提出具體建議或措施，探索蘇里格X區(qū)塊氣井管理方法及管理制度。

蘇里格X區(qū)塊；氣井差異化管理；氣井分類；管理制度

蘇里格氣田X區(qū)位于蘇里格氣田西側(cè)，處于內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂托克前旗和陜西省定邊縣境內(nèi)，構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西部。蘇里格氣田是低滲、低壓、低豐度，大面積分布的中粗顆粒砂巖巖性氣藏；有效儲層為辮狀河砂巖沉積中的粗巖相帶，非均質(zhì)性強(qiáng)，連續(xù)性較差，地質(zhì)條件非常復(fù)雜。隨著蘇里格氣田開發(fā)程度的逐步增大，大部分氣井在開發(fā)過程中，隨著地層壓力的下降，產(chǎn)水氣井逐漸增多，井口壓力大幅度下降，產(chǎn)量急劇遞減，水淹停產(chǎn)井逐年增多，對天然氣的生產(chǎn)造成嚴(yán)重的危害，嚴(yán)重影響正常生產(chǎn)，成為氣田生產(chǎn)的突出矛盾之一。

針對蘇里格X區(qū)氣井生產(chǎn)情況，結(jié)合地質(zhì)資料進(jìn)行分析，加強(qiáng)氣井管理，從而提高氣井利用率及開井時率[1-3]。

1 蘇里格X區(qū)塊氣井生產(chǎn)現(xiàn)狀及生產(chǎn)特殊性

1.1 蘇里格X區(qū)塊氣井生產(chǎn)現(xiàn)狀

蘇里格X區(qū)塊平均單井產(chǎn)量僅為0.491 6×104m3，而平均水氣比高達(dá)0.93 m3/104m3，平均套壓9.37 MPa，壓降速率為0.019 3 MPa/d。

高產(chǎn)液是蘇里格X區(qū)塊氣井主要特征之一，分析蘇里格X區(qū)塊產(chǎn)水狀況，目前蘇里格X區(qū)塊產(chǎn)水量較大，平均水氣比0.93。

根據(jù)蘇里格X區(qū)塊各集氣站產(chǎn)水情況分析，蘇里格X區(qū)塊主要產(chǎn)水區(qū)塊分布在A區(qū)塊、C區(qū)塊，其中A區(qū)塊主要分布在A-5、A-6集氣站，C區(qū)塊氣井產(chǎn)液量大主要分布在C-2站、C-3站，B區(qū)塊產(chǎn)液量大氣井主要分布在B-5站。

1.2 蘇里格X區(qū)塊氣井管理中存在困難

蘇里格X區(qū)塊氣井“區(qū)域范圍廣，低產(chǎn)量、高產(chǎn)水”的特征決定了蘇里格X區(qū)塊氣井管理難度較大，主要表現(xiàn)為：

（1）氣井產(chǎn)量低，大部分氣井不同程度的存在積液，需長期有效的開展排水采氣措施，大部分積液井目前主要依靠泡沫排水采氣方法，兼顧部分速度管柱、柱塞氣舉排水采氣，現(xiàn)有的排水采氣工藝也有待進(jìn)一步提高。

（2）蘇里格X區(qū)塊排水采氣工作點多面廣，采用傳統(tǒng)的工藝措施需大量人力、物力，工作難度大。

（3）氣井產(chǎn)液量大、產(chǎn)量低、攜液能力差，易導(dǎo)致地面管線液堵及水合物冰堵情況，冬季運行管理難度大。

因此針對蘇里格X區(qū)塊氣井的特殊性，結(jié)合歷年氣井管理經(jīng)驗，對不同類型氣井進(jìn)行差異化管理，提出相應(yīng)建議或措施。

2 蘇里格X區(qū)塊氣井差異化管理

針對蘇里格X區(qū)塊氣井特點及生產(chǎn)管理中存在的難點，根據(jù)核產(chǎn)數(shù)據(jù)及氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)將氣井精細(xì)化分類，針對不同類型氣井采取差異化管理措施。

2.1 蘇里格X區(qū)塊氣井分類

根據(jù)目前蘇里格X區(qū)塊投產(chǎn)氣井生產(chǎn)曲線、油套壓、日產(chǎn)氣量，以及動態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)，將目前716口氣井分類（見表1）。

表1 蘇里格X區(qū)塊氣井精細(xì)化分類

2.1.1 無液井氣井生產(chǎn)曲線平穩(wěn)，動態(tài)監(jiān)測不產(chǎn)液。

（1）高產(chǎn)無液井：油套壓差小于等于3 MPa，日產(chǎn)氣量大于等于1.5×104m3；

（2）無產(chǎn)無液井：油套壓差小于等于3 MPa，日產(chǎn)氣量等于0；

（3）低產(chǎn)無液井：油套壓差小于等于3 MPa，日產(chǎn)氣量大于0，小于0.5×104m3；

（4）中產(chǎn)無液井：油套壓差小于等于3 MPa，日產(chǎn)氣量大于等于0.5×104m3，小于1.5×104m3。

2.1.2 連續(xù)攜液井氣井生產(chǎn)曲線平穩(wěn)，靠自身能力可帶出液，油套壓差大于3 MPa，日產(chǎn)氣量大于等于0.8×104m3，小于1.5×104m3。

2.1.3 間歇攜液井氣井生產(chǎn)曲線無規(guī)律變化，時而可帶出液，時而不能。

（1）中產(chǎn)間歇攜液井：油套壓差大于3 MPa，日產(chǎn)氣量大于等于0.5×104m3，小于0.8×104m3；

（2）低產(chǎn)間歇攜液井：油套壓差大于3 MPa，日產(chǎn)氣量大于等于0.3×104m3，小于0.5×104m3；

2.1.4 低產(chǎn)積液井氣井生產(chǎn)曲線套壓波動上升，氣量下降，井筒積液，從生產(chǎn)數(shù)據(jù)看油套壓差大于3 MPa，小于等于15 MPa；日產(chǎn)氣量大于等于0，小于0.3×104m3。

2.1.5 水淹井氣井生產(chǎn)曲線套壓很高，氣量幾乎為0，油套壓差大于15 MPa，日產(chǎn)氣量小于0.1×104m3。

從蘇里格X區(qū)塊氣井分類看，大部分氣井產(chǎn)液并存在積液，因此針對不同類型氣井，提出產(chǎn)氣井差異化管理措施。

2.2 氣井差異化管理方法及優(yōu)選措施

由于蘇里格X區(qū)塊氣井產(chǎn)量較低、產(chǎn)液量大、壓力恢復(fù)慢，氣井生產(chǎn)組織及生產(chǎn)管理相對困難，氣井開井時率較低。通過對氣井實施差異化管理，積極探索蘇里格X區(qū)塊氣井管理模式，為蘇里格X區(qū)塊氣井合理、高效開采提供支撐。

2.2.1 高產(chǎn)井管理結(jié)合蘇里格X區(qū)塊特點，根據(jù)核產(chǎn)結(jié)果對高產(chǎn)井（日產(chǎn)氣大于1.5×104m3），“夏季”進(jìn)行輪流關(guān)井恢復(fù)壓力，“冬季”合理調(diào)整配產(chǎn)，部分高產(chǎn)井采取加熱爐生產(chǎn)方式（見圖1）。

（1）夏季對高產(chǎn)井輪流關(guān)井恢復(fù)壓力：2016年開展12口/13井次高產(chǎn)水平井輪休恢復(fù)壓力關(guān)井。

B-12-64H2井無阻流量62.99×104m3/d，2016年5月21日關(guān)井恢復(fù)壓力，2016年7月21日開井生產(chǎn)，關(guān)井前油套壓0.94/4.14 MPa，產(chǎn)氣量0.93×104m3/d；開井后油套壓1.04/3.68 MPa，產(chǎn)氣量1.19×104m3/d；產(chǎn)氣量增加0.26×104m3/d（見表2）。

表2 高產(chǎn)井夏季壓力恢復(fù)情況統(tǒng)計表

（2）A-19-65H2井無阻流量115.0×104m3，2014年8月多次打撈節(jié)流器失敗，節(jié)流器失效，采取冬季加熱爐生產(chǎn)，夏季關(guān)井恢復(fù)；2014年冬季加熱爐井，常規(guī)配產(chǎn)5×104m3/d，調(diào)峰配產(chǎn)10×104m3/d；2016年加熱爐配產(chǎn)6×104m3/d，目前調(diào)至7×104m3/d，套壓9.99 MPa，生產(chǎn)51 d，壓力降為2.37 MPa，壓降速率0.05 MPa/d，壓降較慢，生產(chǎn)平穩(wěn)。

2.2.2 連續(xù)攜液井管理該類氣井生產(chǎn)曲線平穩(wěn)，靠自身能力可帶出液，能有效將井筒積液帶出，保證氣井連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，初步制定管理措施如下：

（1）優(yōu)化配產(chǎn)，控制壓降速率，確保氣井長期穩(wěn)定生產(chǎn)。

（2）對部分中高產(chǎn)氣井采取冬開夏關(guān)，保護(hù)氣井產(chǎn)能。

（3）跟蹤生產(chǎn)動態(tài)，發(fā)現(xiàn)積液及時泡排協(xié)助氣井排液。

A-14-88井于2009年4月5日投產(chǎn)，投產(chǎn)前油套壓為25/25.1 MPa，初期配產(chǎn)為1.0×104m3/d。為防止生產(chǎn)后期出現(xiàn)積液，2012年10月采取速度管柱措施，使氣井能夠連續(xù)攜液，目前套壓為2.38 MPa，產(chǎn)氣量0.45×104m3/d，生產(chǎn)平穩(wěn)。2016年8月做井口氣液兩相計量后檢測產(chǎn)水量0.26 m3/d，水氣比0.57 m3/104m3。判斷該井可以連續(xù)攜液生產(chǎn)，目前生產(chǎn)平穩(wěn)。

2.2.3 間歇攜液井管理該類氣井生產(chǎn)不穩(wěn)定，儲層物性相對較差，投產(chǎn)初期壓降較快，氣井生產(chǎn)曲線無規(guī)律變化，氣井間歇帶液生產(chǎn)。該類氣井需開展實時監(jiān)控，目前針對該類氣井主要管理措施如下：

（1）對可能積液氣井開展液面探測工作，確定井筒是否積液及液面位置，同時開展單井氣液兩相計量，統(tǒng)計單井水氣比規(guī)律。

（2）實時監(jiān)控氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，防止氣井后期出現(xiàn)積液，采取泡排、速度管柱排水采氣措施，協(xié)助氣井排液，保證氣井穩(wěn)產(chǎn)。

A-19-68井2011年3月20日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓25.00 MPa，投產(chǎn)初期產(chǎn)氣量1.0×104m3/d；2011年12月13日進(jìn)行速度管柱改造，隨著氣井生產(chǎn)，套壓呈鋸齒狀波動生產(chǎn)，判斷該井間歇帶液生產(chǎn)，目前油套壓2.27/5.35 MPa，產(chǎn)氣量0.15×104m3/d；后期計劃采取泡排輔助，輔助氣井排液，防止井筒積液。

A-19-64井于2012年12月8日投產(chǎn)，為防止氣井生產(chǎn)后期出現(xiàn)積液，2014年10月17日打撈節(jié)流器，2014年11月15日下速度管柱，試驗前套壓11.06 MPa，產(chǎn)氣量0.55×104m3/d，試驗后目前套壓3.64 MPa，產(chǎn)氣量1.23×104m3/d，增產(chǎn)0.68×104m3/d，試驗效果明顯。

2.2.4 低產(chǎn)積液井管理該類氣井生產(chǎn)不穩(wěn)定，儲層物性較差，投產(chǎn)初期壓降較快，關(guān)井壓力恢復(fù)較慢，套壓呈上升趨勢，氣井井筒積液明顯，蘇里格X區(qū)塊中該類氣井較多，管理難度較大，需開展各類排水采氣措施協(xié)助氣井排液，目前針對該類氣井主要管理措施如下：

（1）對積液氣井開展液面探測工作，確定井筒積液位置，同時開展單井泡排措施進(jìn)行排液，保證氣井穩(wěn)產(chǎn)。

（2）根據(jù)液面探測結(jié)果，液面位置位于節(jié)流器上方的氣井，采取油管投注泡排棒套管加注泡排劑開展排水采氣，協(xié)助氣井排液；液面位置位于節(jié)流器下方的氣井，采取油套管同時加注泡排劑開展排水采氣，協(xié)助氣井排液，保證氣井穩(wěn)產(chǎn)。

（3）對于泡排無效果的氣井，通過改變關(guān)井恢復(fù)時長、調(diào)整泡排加注量及加注頻率開展重復(fù)泡排措施，對泡排有效果的氣井開展氣井實時動態(tài)分析，統(tǒng)計泡排周期及泡排加注量，根據(jù)氣井生產(chǎn)情況及時調(diào)整泡排措施以適應(yīng)氣井不同生產(chǎn)情況下排水采取需要。

（4）對多次泡排無效果的氣井，按有無節(jié)流器進(jìn)行分類：對無節(jié)流器生產(chǎn)氣井開展壓縮氣舉、氮氣氣舉復(fù)產(chǎn)后開展泡排措施、渦輪氣舉、自動投注泡排棒、柱塞氣舉試驗等措施開展排水采氣，保證氣井穩(wěn)產(chǎn)；對有節(jié)流器氣井開展節(jié)流器打撈，打撈節(jié)流器后開展壓縮氣舉、氮氣氣舉復(fù)產(chǎn)后開展排水采氣措施，保證氣井穩(wěn)產(chǎn)。

（5）對多次泡排及打撈節(jié)流器后仍無效果氣井，開展間歇加泡排措施進(jìn)行排水采氣。

2016年針對低產(chǎn)低效井，結(jié)合各類排水采氣措施的適用范圍（見圖2），開展泡沫排水采氣213口/6 950井次，效果明顯的5 172井次，增產(chǎn)氣量5 657.658 8× 104m3；開展柱塞氣舉措施53口，累計增產(chǎn)氣量918.801 2×104m3；開展間開措施148口，累計增產(chǎn)氣量347.944 9×104m3。各類措施效果明顯。

分析泡排典型井A-6-64，該井2009年12月11日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓26.5 MPa，投產(chǎn)初期產(chǎn)氣量0.8× 104m3/d；隨著氣井生產(chǎn)，套壓上升，日產(chǎn)氣量下降，判斷井筒出現(xiàn)積液，隨后對該井進(jìn)行液面探測，測得油套管積液液面為608/2 982 m，井筒積液明顯，采取泡排措施后效果較明顯，目前油套壓1.0/3.72 MPa，產(chǎn)氣量0.1×104m3/d。

分析柱塞氣舉典型井A-7-85，該井于2011年10月15日投產(chǎn)，2014年12月7日進(jìn)行柱塞井口改造施工，柱塞改造施工前油套壓2.94/8.16 MPa，產(chǎn)氣量為0.15×104m3/d，2016年4月6日投放柱塞開始生產(chǎn)，制度開為2關(guān)3，目前油套壓0.58/1.41 MPa，產(chǎn)氣量0.37× 104m3/d，日均產(chǎn)氣量增加0.22×104m3，現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明：該井采用柱塞進(jìn)行氣舉生產(chǎn)效果較好。

分析間開制度典型井A-17-90C3，該井于2010年12月18日投產(chǎn)，生產(chǎn)后期井筒積液，采取開15關(guān)5間開制度，間開前產(chǎn)氣量在0.25×104m3/d左右，間開措施后產(chǎn)氣量在0.4×104m3/d～0.6×104m3/d，間開效果良好。

2.2.5 水淹井管理該類氣井產(chǎn)氣量為0，液面探測井筒存在積液，無法連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，積液情況較嚴(yán)重，生產(chǎn)特征表現(xiàn)為高壓低產(chǎn)，多次對該類氣井開展泡排加開措施，均無效果。針對該類有節(jié)流器氣井建議開展節(jié)流器打撈工作，根據(jù)氣井打撈節(jié)流器后氣井生產(chǎn)情況開展針對性措施進(jìn)行排水采氣，無節(jié)流器井采取氣舉復(fù)產(chǎn)等措施。

（1）對于無節(jié)流器氣井計劃采用短開套管，觀察套壓恢復(fù)情況，套壓恢復(fù)明顯井計劃間開試驗；套壓恢復(fù)不明顯井采用放套壓后氣舉；

（2）對于有節(jié)流器井計劃打撈節(jié)流器后輔助泡排、間開措施。

圖2 2016年開展低產(chǎn)低效井各類措施

3 結(jié)論及建議

（1）蘇里格X區(qū)塊氣井具有高壓、低產(chǎn)、產(chǎn)液量大的特征。

（2）根據(jù)氣井實際動態(tài)生產(chǎn)情況將氣井分類為無液井、連續(xù)攜液井、間歇攜液井、低產(chǎn)積液井、水淹井。

（3）針對不同類型井提出差異化管理方法。

（4）針對蘇里格X區(qū)塊區(qū)域范圍廣泛、低產(chǎn)井較多的特征，推廣應(yīng)用MI智能柱塞排水采氣系統(tǒng)、氣井綜合信息系統(tǒng)、氣藏動態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)庫管理系統(tǒng)，實施氣井?dāng)?shù)字化管理，以降低勞動強(qiáng)度，提高工作效率。

［1］唐澤堯.氣田開發(fā)地質(zhì)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［2］李士倫.天然氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［3］楊華，付金華，魏新善.鄂爾多斯盆地天然氣成藏特征［J］.北京：天然氣工業(yè)，2005.

TE377

A

1673-5285（2016）12-0100-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.025

2016－11-03

魏自濤，男（1984-），油氣田開發(fā)工程師，2006年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事天然氣開采、處理及集輸運行等技術(shù)管理工作，郵箱：wzt_cq@petrochina.com.cn。