苏里格气田低产低效井间开管理的摸索及间开效果分析

王小佳 高福志 陈龙 党芳

【摘要】苏里格气田属于低压低产气藏，气井生产中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。本文在针对苏里格地区低产低效井进行间开生产以恢复气井生产，摸索低产井的间开制度及间开周期，合理制定其工作制度，对间开效果进行了分析评价。

【关键词】苏里格气田 低产井 间开 间开制度 效果

1 气田概况

苏里格气田西区位于苏里格气田西侧，行政区划处于内蒙古自治区鄂托克前旗和陕西省定边县境内，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西部，勘探范围约7950km²。苏里格气田是低渗、低压、低丰度，大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏；有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，非均质性强，连续性较差，其地质条件非常复杂。气井产量低、中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。

针对苏里格地区低产低效井开展间开试验，通过间歇气井生产制度优化研究，分析不同类型、不同产量气井在不同开关井生产制度下的生产动态，摸索制定单井最佳开关井生产制度，使气井能量得到补充恢复后，开井生产将井筒积液带出，从而恢复气井产能，提高气井采收率。

2 间开井的选取

2.1 间开井的选取原则

（1）日产气量小于0.5ⅹ10⁴m³的气井；

（2）气井生产能力差，井筒积液严重，常开生产已无气量。

（3）通过流压测试和环空液面测试判断存在积液或疑似积液的气井；

2.2 气井积液判断

针对苏里格气田“三低”特色以及气井采用节流器生产的工艺特点，研究并形成了五种基本的气井积液判断技术，确保了积液井判识及试验选井。

（1）油套压差法。气井正常生产时，关井压力恢复后，油压趋于套压，油套压压差较小；气井积液有关井压力恢复后，油压与套压存在一定压差，初步判定：当油套压差≤2MPa时气井无积液，正常生产；5MPa≥油套压差≥2MPa时，气井存在少量积液；油套压差≥5MPa，气井严重积液。

（2）井筒流压梯度法

（3）回声仪探油套环空液面法

（4）气井生产采气曲线法。气井正常生产时压力逐渐下降，随着地层压力降低，气井产量下降，生产稳定后，压力缓慢下降，当气井积液时气井产量下降，套压呈上升趋势。

（5）气井最小携液流量法。产量低于气井临界携液流量，同时生产特征表现为套压逐渐上涨，产量逐步降低可判断井筒积液。

对存在井下节流器和无井下节流器气井分别开展试验，按照间开井的选取原则，分别在桃7选取9口气井（无节流器）、苏48区块选取10口气井（有节流器）开展间开试验。

3 间开制度确定

3.1 无节流器井间开试验

桃7区块目前共有间开井9口，为使间开井在夏季能合理有效发挥产能，冬季计划长期关井，针对9口间开井开展间开试验。

3.1.1 典型井分析：桃7-1-A

2007年10月10日投产，Ⅲ类井，投产前套压18.20MPa，初期产量为0.7ⅹ10⁴m³/d，2009年10月8日核实该井产量为238ⅹm³/d，随后打捞节流器后间开生产。

2010年5月7日重新核实产能，开井前套压14.14MPa，130分钟后套压降至2.3MPa，累计产气5000 m³后井口流量变为零，关井恢复45小时后套压升至13.11MPa 。

6月份对该井实施间开生产，初步确定间开制度为“每3天开井一次，待油压降至系统压力后关井”：

（1）间开期间该井压力下降较快，一般开井80分钟左右压力降至系统压力，关井3天油套压均能恢复到12MPa以上，一次间开可产气1000～2000m³；

（2）经过5次间开后，油套压差逐步增大（0.46↗1.1MPa），判断井筒积液进一步增加；

随后对该井采取泡排措施：

（1）泡排前该井油套压只能恢复到12MPa左右，一次间开可产气1000～2000m³；

（2）经过2次泡排后，该井油套压能恢复到14MPa左右，一次间开可产气约3000m³；

（3）目前对该井确定的泡排制度为每间开3次，投泡排棒2根。

3.1.2 最佳间开制度确定

经过4个多月的试验观测，最终确定其最佳间开制度为：

对桃7-1-B井每天开井一次；

对桃7-1-A、桃7-1-C、桃7-1-D三口井每3天开井一次；

对桃7-1-E井每7天开井一次；对桃7-1-F井待压力恢复至6MPa以后开井；

對桃7-11-A、桃7-11-B、桃7-11-C三口井因井口无产能，计划长期关井。

3.2 节流器气井间开试验

根据液面探测资料及气井日常生产情况，在苏48区块选取10口气井进行人工井口开关井间歇生产制度优化试验；每口井初步制定1个开关井周期，通过每个生产制度的生产，监测气井的压力、产量等变化参数；利用站控系统录取气井开井、关井及生产的全程数据，根据生产动态变化情况，调整单井生产间隙制度，优化选取适合单井的最佳生产制度。

初步设置三个间开制度：关2开1（关井2天开井1天）、关3开2、关5开2，暂定一个生产制度生产30天左右，根据各井生产情况不同再进行相应优化。

典型井分析：苏48-1-A

间开井生产情况及间开制度确定：

9月8-10月27日按关3开1制度进行间开生产，日均产气量为0.1273万方；

11.1日-5日对其进行常开生产，产气量分别为0.5590、0.2610、0.1670、0.1350、0.0706，产量持续下降，常开生产不如间开生产，最终确定其间开制度：关3开1。

经过3个多月的实验跟踪，根据各井生产情况不同通过变更生产制度，其中仅3口（苏48-1-B、苏48-9-76、苏61）间开效果优于常开，其余效果均不如常开或与常开相当。通过变更间开制度，确定7口常开井，3口间开井。

4 结论与认识

经过三个多月实验，对间开井生产管理获得以下几点认识：

（1）从前期大量的间开试验结果来看，并不是所有的低效井都适用于间开管理，不同见效井的间开效果也不尽相同，实行间开，应该遵循以下选井原则：

①产量≥2000m³，不宜实行间开如：苏48-1-C、苏48-1-D、苏48-1-E等；

②间开井应选取具有一定地层能量，有一定压力恢复速率气井；

③水淹严重气井不易实行间开如：桃7-1-C、桃7-1-D、桃7-1-E等；

④常开效果优于间开效果气井不易实行间开；

（2）积液严重且地层能量恢复较快气井，间开与泡排相结合，气井排水采气效果较好如桃7-1-A井；

（3）气井间开生产时应选择合理间开制度，避免开井时间过长造成地层能量枯竭，携液能力下降，导致气井水淹产量下降如桃7-1-D；

（4）人工开展间开试验需耗费大量人力物力，工作强度及劳动强度较大，不易施行，建议在井口安装控制阀门，通过设定高低保护值来进行间开气井管理，以提高劳动效率；

（5）气井管理中，必须合理配产以保持地层能量，合理控制生产压差以提高气井采收率。

参考文献

[1] 吴晓东，肖伟，刘晓娟，蒋成银.苏里格气田气井工作制度优化[J].天然气工业， 2007，（12）