黃文科，鄭海亮，王興艷，張喜平，劉茂果，白 艷，謝耀榮，趙曉紅，郭愿剛

（1.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西西安 710000；2.北京凱博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

M 氣田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部、中央古隆起東北側，構造平緩，整體呈東北高、西南低特征。氣田縱向具有多套含氣層系，其中上古生界氣藏石盒子、山西、太原、本溪組為致密砂巖氣藏，下古生界馬五1+2 為低滲碳酸鹽巖氣藏[1-5]。M 氣田從1989 年發(fā)現(xiàn)到現(xiàn)在，氣田經(jīng)歷了四個階段，包括開發(fā)前期評價和開發(fā)試驗階段（1991 至1996 年）、探井試采階段（1997 至1998年）、規(guī)模開發(fā)階段（1999 至2003 年）、氣田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)階段（2004 年至今）[6]。目前M 氣田逐步進入穩(wěn)產(chǎn)中后期，投產(chǎn)846 口氣井中，井口壓力低于6 MPa 氣井476口，井數(shù)占比56%，產(chǎn)量占比44%。因此，管理好低壓氣井，是M 氣田控制遞減、提升穩(wěn)產(chǎn)能力及經(jīng)濟效益的關鍵。

在低壓氣井生產(chǎn)管理方面，李強等[7]對低產(chǎn)低效井進行了分類，并對低產(chǎn)低效氣井生產(chǎn)動態(tài)進行了分析，提出了泡沫排水采氣、合理注入防凍劑及間歇提產(chǎn)帶液生產(chǎn)的工藝對策；張明文[8]提出了氣藏開發(fā)后期加強動態(tài)監(jiān)測、調(diào)整內(nèi)部管網(wǎng)結構等生產(chǎn)管理措施；梁平等[9]介紹了低壓氣井單井增壓開采可行性論證方法，闡述了單井增壓開采工藝流程和技術；王小佳等[10]提出了低壓氣井間開工作制度優(yōu)化方法。本次研究在低壓氣井地質特征及開采指標評價的基礎上，開展氣井低壓成因分析和分類評價，并針對高采出程度、物性差、井筒積液、氣井產(chǎn)水四類氣井提出了不同治理對策。

1 低壓氣井成因分析

在開展單井生產(chǎn)特征、產(chǎn)能、動儲量、攜液能力等開采指標評價基礎上，結合靜態(tài)地質參數(shù)，對氣井低壓形成主控因素進行分析。研究表明，對于M 氣田，氣井低壓原因主要可分為采出程度高、物性差、井筒積液、氣井產(chǎn)水四大類。

1.1 采出程度高，地層能量不足

該類氣井穩(wěn)產(chǎn)能力強，排液、增壓等措施效果好，動儲量采出程度高，地層能力利用充分。如M1 井，該井2007 年7 月15 日投產(chǎn)，射孔層位馬五12、馬五13，無阻流量19.1×104m3/d，動儲量1.71×108m3，目前油壓3.06 MPa，累計產(chǎn)氣1.40×108m3，動儲量采出程度達到81.7%（見圖1）。

圖1 M1 井生產(chǎn)曲線

M 氣田476 口低壓氣井中高采出程度井110 口（占23.1%），平均無阻流量44.3×104m3/d，動儲量3.39×108m3，采出程度72.1%。在低壓生產(chǎn)階段，氣井具有較高生產(chǎn)能力（初期產(chǎn)量4.8×104m3/d）和較小產(chǎn)水量（產(chǎn)水0.5 m3/d）。

1.2 儲層物性差，生產(chǎn)壓差大

該類氣井由于儲層物性條件和含氣性差，生產(chǎn)壓差大，產(chǎn)能低，攜液能力不足。如M2 井，該井2008 年9月15 日投產(chǎn)，射孔層位本溪；有效厚度5.1 m，孔隙度8.17%，含氣飽和度65%；無阻流量7.4×104m3/d，動儲量0.033×108m3，目前油壓5.68 MPa，累計產(chǎn)氣0.023×108m3，動儲量采出程度70%（見圖2）。

圖2 M2 井生產(chǎn)曲線

476 口低壓氣井中物性差氣井107 口，占22.5%。該類氣井平均無阻流量4.81×104m3/d，動儲量0.20×108m3，動儲量采出程度46.2%。在低壓生產(chǎn)階段，產(chǎn)量低（0.45×104m3/d），產(chǎn)水量?。óa(chǎn)水0.1 m3/d）。

1.3 攜液能力不足，井筒積液

該類氣井初期具備一定攜液能力，后期攜液能力下降，油套壓差增大，產(chǎn)量逐漸降低。如M3 井，該井2007年7 月15 日投產(chǎn)，射孔層位馬五12、馬五13、馬五14，無阻流量17.4×104m3/d，動儲量1.04×108m3，目前油壓4.01 MPa，累計產(chǎn)氣0.78×108m3，動儲量采出程度73.9%（見圖3）。

圖3 M3 井生產(chǎn)曲線

該類氣井174 口，占低壓氣井36.6%，平均無阻流量19.1×104m3/d，動儲量1.50×108m3，動儲量采出程度58.1%。在低壓生產(chǎn)階段，初期產(chǎn)量1.8×104m3/d，產(chǎn)水0.3 m3/d。

1.4 大量產(chǎn)水，舉升困難

該類氣井初期產(chǎn)氣量較穩(wěn)定，產(chǎn)水量增加，致使后期攜液困難，產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量均下降。如M4 井，該井2004 年10 月24 日投產(chǎn)，射孔層位山2，無阻流量6.7×104m3/d，動儲量0.96×108m3，目前關井，油壓5.22 MPa，累計產(chǎn)氣0.52×108m3，動儲量采出程度53.9%（見圖4）。

圖4 M4 井生產(chǎn)曲線

476 口低壓氣井中產(chǎn)水井85 口，占17.9%。該類氣井平均無阻流量23.7×104m3/d，動儲量1.55×108m3，動儲量采出程度46.9%。在低壓生產(chǎn)階段，產(chǎn)水井初期產(chǎn)量1.9×104m3/d，水氣比達到1.0 m3/104m3。

2 低壓井管理技術對策

按照低壓井成因，將M 氣田低壓氣井分為高采出程度井、物性差井、井筒積液井、產(chǎn)水井四大類。在此基礎上針對不同類型氣井，制定相應開發(fā)技術對策（見圖5）。

圖5 低壓氣井分類及管理對策示意圖

2.1 高采出程度井管理對策

對于采出程度高的低壓井，可通過實施增壓開采，降低廢氣低產(chǎn)壓力，延長穩(wěn)產(chǎn)期，提高氣井采收率。M氣田目前高采出程度井共計110 口，其中待增壓氣井45 口，是后期調(diào)整的重點。從已增壓井實施情況看，氣井增壓效果明顯，但部分增壓初期氣井配產(chǎn)過高，產(chǎn)量、油壓遞減較快，需進一步優(yōu)化調(diào)整。如M5 井，該井增壓前配產(chǎn)0.5×104m3/d，產(chǎn)氣量相對平穩(wěn)。2012 年6月1 日該井進入增壓流程，初期配產(chǎn)3.0×104m3/d，但完全沒有穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量迅速遞減，雖中途數(shù)次關井進行壓力恢復，但仍未阻止其遞減趨勢，6 個月后產(chǎn)量遞減至0.14×104m3/d。

2.2 物性差井管理對策

對于自身生產(chǎn)能力弱氣井，通過未打開層位核查，對有潛力井實施補孔，提高單井產(chǎn)量和儲量動用程度。如M6 井，該井1999 年11 月29 日投產(chǎn)，生產(chǎn)層位馬五、馬五22、馬五13，2017 年產(chǎn)量降至0.4×104m3/d，通過補孔本溪組，產(chǎn)量提升至2.7×104m3/d。

2.3 積液井管理對策

目前M 氣田投產(chǎn)476 口低壓氣井中，積液井達到19.1%。通過泡排、柱塞氣舉及氮氣氣舉，提高氣井攜液能力，發(fā)揮氣井產(chǎn)能。其中，對于采出程度低，且出現(xiàn)嚴重積液，氣井產(chǎn)能快速降低或停產(chǎn)氣井，采用氮氣氣舉復產(chǎn)，并配合采用泡排等助排方式；對于產(chǎn)氣大于0.5×104m3/d，自身具有一定生產(chǎn)能力積液或產(chǎn)水井，采用泡排提高氣井采收率；對于產(chǎn)氣小于0.5×104m3/d，產(chǎn)水大于0.5 m3/d 且小于15 m3/d，且自身具有一定生產(chǎn)能力積液井或產(chǎn)水井，采用柱塞氣舉；對于產(chǎn)水大于15 m3/d，產(chǎn)氣低于0.5×104m3/d 的氣井，建議關井。

2.4 產(chǎn)水井管理對策

目前M 氣田存在富水區(qū)和富水井點，隨著地層壓力的下降，氣井依靠自然能量攜液能力減弱，難以保持連續(xù)生產(chǎn)。對于該類氣井，一方面，需全面推廣智能泡排、壓縮機氣舉等技術應用范圍；另一方面，加強井間互聯(lián)井筒激動排液復產(chǎn)工藝技術、同心毛細管技術、天然氣連續(xù)循環(huán)技術、深抽排液采氣工藝、單管球塞連續(xù)氣舉工藝等新工藝技術實踐與探索，更好地實現(xiàn)井筒積液和控水采氣。

3 結論與認識

本文提出了低滲-致密氣藏低壓氣井分類評價方法和管理對策，為M 氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供了有力技術支持。