張一果，楊 睿，呂明月，成育紅，南學(xué)龍，劉向前，林孟雄

（中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗 017300）

蘇里格氣田具有獨特的成藏地質(zhì)特征[1]，儲層“低滲、低壓、低豐度”的三低特征使氣井在生產(chǎn)后期表現(xiàn)為壓力低、產(chǎn)量小、積液嚴重。目前本廠產(chǎn)量任務(wù)緊張，新建產(chǎn)能難以彌補產(chǎn)量遞減，因而急需這些數(shù)量龐大的低產(chǎn)井貢獻產(chǎn)能。在此背景下應(yīng)逐漸重視氣井間歇生產(chǎn)制度的應(yīng)用，使之成為低產(chǎn)低效氣井后期的一種有效管理方法。

目前間歇制度在蘇X區(qū)塊廣泛應(yīng)用，該區(qū)塊已連續(xù)開發(fā)10年，低壓低產(chǎn)是該區(qū)的最大特征。2017年10月31日，平均單井日產(chǎn)氣量已降至0.31×104m3。其中套壓小于6 MPa的氣井133口，占45.5%，套壓介于6 MPa～10 MPa的氣井101口，占34.6%，氣井已大面積進入低壓階段，氣井管理難度加大。2017年5月～10月間歇制度井共計66口，占總井數(shù)的21%，通過6個月的摸索實踐，間歇井累計增產(chǎn)氣量1 576×104m3，占全區(qū)增產(chǎn)氣量的23.1%，證明間歇制度在區(qū)內(nèi)應(yīng)用效果較好[2]。

然而目前間歇井管理仍然存在問題：間歇制度往往依據(jù)經(jīng)驗制定，缺乏理論依據(jù)，究其原因在于對間歇生產(chǎn)方式下的氣井壓力資料分析仍沒有較好的方法，開關(guān)井時機較為隨意，管理不夠精細化。因此有必要解決三個方面的問題：（1）研究間歇生產(chǎn)方式下的壓力動態(tài)特征，重點在于關(guān)井時期的壓力恢復(fù)特征；（2）給出開關(guān)井時機的確定方法，達到精細管理；（3）優(yōu)化間歇制度，最大程度發(fā)揮低產(chǎn)低效井的產(chǎn)能。

1 氣井關(guān)井壓力動態(tài)特征

氣井執(zhí)行關(guān)井措施后，地層能量逐漸恢復(fù)[3]，在井口表現(xiàn)為油壓、套壓值不同程度的上漲。套壓的恢復(fù)在一定程度上代表了地層能量的恢復(fù)，恢復(fù)程度與目的層及外圍儲層的滲透性有關(guān)。受井下節(jié)流器和站內(nèi)壓縮機抽吸的影響，區(qū)內(nèi)氣井正常開井生產(chǎn)時油壓接近系統(tǒng)壓力，因此在關(guān)井后油壓恢復(fù)程度較為明顯。

1.1 油壓恢復(fù)動態(tài)特征

選取蘇X區(qū)塊2017年5月～10月間歇井（蘇X-9-6、蘇A等42口井）為研究對象，保證所選井油套壓正常取值、流量計計量準確。通過對關(guān)井后油壓的實時記錄，總結(jié)出區(qū)內(nèi)油壓恢復(fù)曲線有兩類表現(xiàn)形式（見圖1）。

（a）直線平穩(wěn)上升型。此類井產(chǎn)量相對較高，配產(chǎn)一般大于等于0.4×104m3/d，套壓大于6 MPa。在關(guān)井后油壓迅速上升到一個較高的值，而后呈直線平穩(wěn)上升。以蘇X-9-4SX（0.4）、蘇X-9-20X（0.4）、蘇X-2-8（0.6）、蘇X-36-18（0.4）等為代表。該類井短期關(guān)井恢復(fù)即可，關(guān)井時間2 d之內(nèi)，可輔助泡排等排水采氣措施，不在間歇制度井的研究范圍內(nèi)。

（b）：曲線緩慢上升型。此類井地層壓力不足，為典型的低產(chǎn)低效井，配產(chǎn)一般小于0.4×104m3/d，套壓一般小于6 MPa，隨著關(guān)井時間的延長，恢復(fù)程度會趨于緩慢。以蘇 A（0.2）、蘇 X-2-6（0.07）、蘇 X-42-6（0.1）等為代表。此類井適合間歇開關(guān)制度，也是本次重點研究對象，開關(guān)井時間的長短影響氣井產(chǎn)能發(fā)揮。

1.2 油套壓差的特征類型

圖1 油壓恢復(fù)曲線的兩種表現(xiàn)形式

對油壓曲線緩慢上升型氣井，依據(jù)短期關(guān)井（10 d以內(nèi)）期間油套壓的恢復(fù)特征可將間歇井細分為兩類：一類井在關(guān)井后不存在油套壓差，表現(xiàn)為油套壓曲線疊合，油壓跟隨套壓一同上漲（見圖2-a）；另一類井在關(guān)井后存在油套壓差，表現(xiàn)為油套壓曲線分離，油壓恢復(fù)不到套壓值（見圖2-b）。

隨著關(guān)井時間的延長（10 d以上），井筒內(nèi)壓力系統(tǒng)會逐漸趨于平衡，油套U形管液面高度趨于一致，存在油套壓差的井油套壓差會逐漸縮小，最終消失，但不同的井油套壓差消失的時間不同。

圖2 油套壓差圖示

圖3 間歇井管理思路圖示

2 不同壓力動態(tài)特征下的間歇井管理思路

數(shù)量龐大的低產(chǎn)低效井均需要制定合理的管理制度，但不能粗略、人為的制定，不同的壓力動態(tài)特征下應(yīng)有不同的管理思路（見圖3），使得間歇井管理能夠達到一井一措施，管理方式向精細化發(fā)展。為優(yōu)化每口井的間歇制度，給出合理選擇開井時機與關(guān)井時機，應(yīng)從以下三個方面入手：

（1）拉長關(guān)井時間進行試驗，確定油壓恢復(fù)曲線類型，若為曲線緩慢上升型，考慮對該井制定間歇制度；

（2）確定該井關(guān)井是否存在油套壓差，按存在油套壓差井與不存在油套壓差井分類管理，以確定合理的開井時機；

（3）以日產(chǎn)氣量最大化為原則，確定合理的關(guān)井時機。

總之，優(yōu)化間歇井生產(chǎn)制度就是依據(jù)壓力動態(tài)分析合理選擇開井時機與關(guān)井時機，以下就開關(guān)井時機確定的具體方法做詳細分析。

3 間歇井開關(guān)井時機確定

3.1 開井時機確定

針對某一口間歇井，如何確定開井時機（關(guān)井時間長短），即壓力恢復(fù)到什么程度開井是間歇井管理中的重要組成部分，是間歇井能否有效發(fā)揮產(chǎn)能的重要影響因素。在此，主要解決兩個方面的問題：

第一，短期關(guān)井不存在油套壓差井關(guān)井時間的確定。

第二，短期關(guān)井存在油套壓差井是否要持續(xù)到油壓恢復(fù)到套壓時再開井。

3.1.1 不存在油套壓差井 對于短期關(guān)井不存在油套壓差井，油壓（套壓）會隨關(guān)井時間的延長同步上升，但其恢復(fù)程度會趨于緩慢，即油壓恢復(fù)曲線的斜率逐漸變小。

3.1.1.1 拐點分析法 從時效性的角度考慮，在最短的時間內(nèi)壓力恢復(fù)到較高的值是一種理想的狀態(tài)，這一點反映在曲線斜率的變化快慢上，理論上應(yīng)對油壓恢復(fù)曲線二次求導(dǎo)，尋找拐點位置，即可作為最佳的開井時間。

為驗證該設(shè)想，將蘇A井7月5日到7月14日這一時段的關(guān)井油壓恢復(fù)數(shù)據(jù)做回歸分析，發(fā)現(xiàn)其符合對數(shù)函數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)R2達到0.98以上（見圖4），對回歸函數(shù)二次求導(dǎo)，二次導(dǎo)函數(shù)為y"=-1.037 4x-2，其并不存在拐點，y"≠0，該方法不可行。

圖4 油壓恢復(fù)對數(shù)相關(guān)關(guān)系曲線（蘇A）

3.1.1.2 相對變化點分析法 日產(chǎn)數(shù)據(jù)不能滿足研究需要，利用PKS系統(tǒng)記錄的每小時數(shù)據(jù)，結(jié)果表明一口氣井的油壓恢復(fù)曲線不能用單一的函數(shù)表示（見圖5），在關(guān)井的前4 d符合冪函數(shù)的上漲規(guī)律，相關(guān)系數(shù)0.99，之后（約96 h后）符合對數(shù)函數(shù)上漲規(guī)律，相關(guān)系數(shù)0.98，交點處可稱為相對變化點，開井時機應(yīng)盡可能晚于相對變化點。

圖5 一個關(guān)井階段油壓恢復(fù)曲線

圖6 三個關(guān)井階段油壓恢復(fù)曲線（蘇A）

在緩慢上升的曲線上快速找到一個相對變化點，需借助切線求取時的“逼近思想”，切線的原理在于“曲線看直”，這里嘗試“直線看曲”。如果將緩慢上升型的油壓恢復(fù)曲線看做是分兩個階段上升的，前后兩個階段均為直線上升，這樣只需找到前后兩段最接近的直線，然后延長直線段并相交，得到的交點就是一個相對變化點（見圖6）。然而以這種方法求取的交叉點摻雜了人為因素，存在誤差，因此需要多次實踐求取平均值（A、B、C三點平均為121.6 h），才能有效指導(dǎo)一口井的關(guān)井時間確定。

3.1.2 存在油套壓差井 若氣井關(guān)井始終存在油套壓差，可初步判識為積液井，短期關(guān)井要達到較好的帶液效果。對于套壓不恢復(fù)井，只需關(guān)注油壓恢復(fù)曲線，確定方法同3.1.1；對于油套壓均恢復(fù)的井，需要同時關(guān)注油壓與套壓恢復(fù)曲線，并把握油套壓差的變化趨勢，依據(jù)油套壓差趨勢確定關(guān)井時間（見圖7）。

如：蘇X-9-4SX井的一個關(guān)井階段可細化為4個階段：

第①階段：油套均有不同程度上漲，同時油套壓差也最大；

第②階段：套壓略微升高，油壓漲幅明顯，油套壓差逐步縮??；

第③階段：油套壓略微上漲，油套壓差略微縮?。?/p>

第④階段：油套壓不發(fā)生變化，油套壓差基本不變。

此類井應(yīng)至少在B點以后開井，若產(chǎn)量任務(wù)不緊張，可延長至C點，即蘇X-9-4SX井最短關(guān)井時間為6 d，最長為 9 d。

該方法對油壓恢復(fù)程度較高（恢復(fù)壓力＞3 MPa）井適用性較高，油壓恢復(fù)程度較低的井油套壓差曲線變化雖較為微弱，但也能快速定位到B、C點的時段，在實際應(yīng)用中可避免人為因素造成的誤判。

3.2 關(guān)井時機確定

對于關(guān)井時機的確定，應(yīng)著重考慮產(chǎn)量因素。氣井開井生產(chǎn)階段，首先在開井瞬間存在井儲效應(yīng)[3]，瞬流達到最大值，而后瞬流逐漸達到一個穩(wěn)定的狀態(tài)，最后趨于一個平穩(wěn)的低值。

在此引入間歇周期的概念，間歇井的關(guān)井壓力恢復(fù)階段與開井生產(chǎn)階段共同形成了一個間歇周期T，T=G（關(guān)井階段）+K（開井階段）。若將開井階段（K）的產(chǎn)氣量Q用每日氣量q1、q2、……、qK之和表示，那么在一個間歇周期內(nèi)的平均日產(chǎn)氣量q即可表示為：

針對一口特定的氣井，G和K取值的不同，影響日產(chǎn)氣量，從而影響平均日產(chǎn)氣量q，而間歇井管理的最終目標就是通過選取合理的G和K值，實現(xiàn)q的最大化。G的取值即開井時機的確定已在3.1節(jié)論述，K的取值可通過計算q值，當q最大時，即為合理的K值。

表1 蘇A井三個間歇周期產(chǎn)氣量統(tǒng)計表

以蘇A井為例（見表1、圖8），在開井生產(chǎn)后第1 d日產(chǎn)氣量最大，第2 d～5 d日產(chǎn)氣量平穩(wěn)，第6 d～7 d日產(chǎn)氣量直線下降，產(chǎn)氣量低不能有效攜液。

圖7 一個關(guān)井階段壓力恢復(fù)曲線

圖8 日產(chǎn)氣量曲線圖（蘇A井，三個間歇周期）

圖9 平均日產(chǎn)氣量曲線圖（蘇A井，三個間歇周期）

計算三個間歇周期內(nèi)的平均日產(chǎn)氣量q（式（1）），蘇A井在間歇周期一和周期二均在開井生產(chǎn)第5 d時達到最大值，在間歇周期三開井生產(chǎn)第6 d平均單井日產(chǎn)氣量達到最大值，平均日產(chǎn)氣量曲線圖（見圖9）出現(xiàn)一個微幅峰值，可判斷蘇A井最佳關(guān)井時機為5 d～6 d。

4 現(xiàn)場應(yīng)用與效果分析

4.1 單井日產(chǎn)氣量顯著提高

2017年5月～10月，以上述方法為指導(dǎo)，不斷調(diào)整間歇井生產(chǎn)制度，取得了較好的成效。單井日產(chǎn)氣量顯著提高，如蘇X-4-25井在沒有精細管理前日產(chǎn)氣量為0.05×104m3，通過拉長關(guān)井時間試驗，發(fā)現(xiàn)其油壓恢復(fù)曲線類型為曲線緩慢上升型，考慮制定間歇制度。由于關(guān)井不存在油套壓差，以間歇井管理思路為指導(dǎo)，制定制度為關(guān)7開4的間歇開關(guān)制度，執(zhí)行該制度后，日產(chǎn)氣量上升到0.20×104m3，較之前提高了3倍。

4.2 低產(chǎn)低效井產(chǎn)能有效發(fā)揮

據(jù)所選42口間歇井生產(chǎn)曲線，2017年5月平均套壓5.9 MPa，平均單井日產(chǎn)氣量0.20×104m3。經(jīng)過6個月的精細管理，10月平均套壓6.2 MPa，平均單井日產(chǎn)氣量0.21×104m3。單井產(chǎn)氣量沒有發(fā)生遞減，反而增加5%，累計發(fā)揮低產(chǎn)低效井產(chǎn)能1 046.46×104m3，可見這種間歇井的管理思路是有效可行的。