Y井区气井生产动态分析及低产井治理研究

施里宇

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安710069）

Y井区位于鄂尔多斯盆地东南部，为低渗－超低渗砂岩、无边水、底水定容弹性驱动岩性气藏，纵向上依次发育有石盒子组、山西组、太原组和本溪组砂岩储层，在平面与纵向上均表现出较强的非均质性［1］。

砂岩储层孔隙类型70%～80%为粒间及粒内溶孔，山西组孔隙度主要分布在4%～8%之间，渗透率主要分布在1×10-2～1×10-3μm2之间；下石盒子组孔隙度主要分布在8%～10%之间，渗透率主要分布在1×10-2～10×10-4μm2之间。储层微裂缝较发育，使得储层在普遍低孔低渗的背景下存在相对的高渗区。

1 气井分类

关于气井的分类，既有按无阻流量来分的，又有按地层参数来分的，还有结合产能与地层参数来分类的，其分类方法各有利弊［2］。

由于本区气井已经投入开发，按照井口产量来分类，能较好地体现气井的生产能力，反映气井真实的生产情况，本次分类采用此方法。从气井分类统计表可以看出，Ⅰ类气井仅占气井总数的10.2%，Ⅱ、Ⅲ类合计约占89.8%，气井以Ⅱ、Ⅲ类为主，分类如下表所示。

井别Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类日产气量（104m3/d）≥3 1≤Qg＜3＜1井数（口）12 63 43百分比（%）10.2 53.4 36.4

2 气井产量贡献率

Y井区投产气井118口，开采层位涉及本气田发现的盒8、山1、山2、本溪等4个层位，其中以山2、本溪为主力层位，大部分气井都是单层开采。

所有气井均采用油管采气、油管注醇的方式进行生产。正常生产情况下日产气量约150.0×104m3/d。气井平均单井日产气量为1.7×104m3/d。气井平均压降速率在0.032MPa/d，平均气水比为20.5×104m3/m3。

统计不同类型气井的产量贡献，Ⅰ类气井仅占10.2%，产能贡献率达到了38.6%，Ⅱ类气井占53.4%，产能贡献率达到了51.9%，Ⅲ类气井占36.4%，产能贡献率仅占9.5%。

3 典型井分析

3.1 Ⅰ类气井生产特征

此类气井山2层砂体厚度一般都在12m以上，通常按无阻流量的1/12配产。这类气井有一个显著的特点就是气井进站压力下降缓慢，气井平均压降速率为0.007MPa/d，气井关井后压力能迅速恢复。由于井口产量较大，该类气井油套压差保持在合理范围内，井底没有积液。

典型Ⅰ类气井如图1所示，该井在2013年11月2日前，产气量在12×104m3/d以上，井口压力由16.5MPa下降到12.3MPa，为了保护高产井，发挥高产井在用气高峰期的调峰作用，逐步下调产量，2013年12月5日后，单井日产降至目前的4×104m3/d～5×104m3/d，目前气井油套压力保持稳定。

Ⅰ类气井井数少、产量大、产能贡献率高。该类井生产稳定，易于管理，是气田主力产气井。由于该类井能在短时间内起到快速调峰作用，因此，应对其实施保护性开采，在供气量较低时，可降低配产或关井。

3.2 Ⅱ类气井生产特征

此类气井山2层砂体厚度一般都在8～12m左右，本溪组砂体厚度一般都在8～14m左右，通常按无阻流量的1/6～1/10配产。该类气井压降速率介于0.015～0.03MPa/d。Ⅱ类气井数比例较多，该类井生产相对平稳，部分气井产量小于最小携液流量的气井，存在井底积液问题［3］。

如图2所示，该气井日产量控制在1.0×104m3/d左右，气井运行较为平稳，由于产气量达不到携液临界流量，油套压会达到1.5MPa以上。2014年10月1日后，每当进行提产排液或泡排措施后，产水量加大，油压上升，油套压差明显减少［4］。

此类气井需密切观察气井油、套压力变化，判断是否有井底积液情况出现，以保证生产平稳运行。对于该类气井，应采取排液措施，以保证气井平稳生产。

3.3 Ⅲ类气井生产特征

此类气井山2层砂体厚度一般都在8m以下，本溪组砂体厚度一般都在8m以下。按无阻流量的1/5配产，气井压降速率一般大于0.03MPa/d。该类气井产水少或不产水，但不代表地层不出水。这类气井油套压差较大，显示井底有积液。在生产过程中，放大气井瞬时流量进行提喷是排出积液的有效办法之一。

典型井如图3所示，该气井日产量通常在0.5×104m3/d左右，基本不能连续生产。对于该类井应考虑补层补孔作业，提高储层动用程度，提高单井产量［5］。

图3 Ⅲ类气井生产特征

4 低产井治理

4.1 补层分压技术

Y170井原开采层位为山2，日产量为0.8×104m3/d，通过精细地层对比，2014年4月补层山1、盒8，补层压裂后日产量提高至3.3×104m3/d，补层分压措施效果明显，如图4所示。

图4 Y170井补层前后产量对比

4.2 间歇提产排液技术

通过Y井区生产现场的不断摸索和调整，对16口低产井实施了间歇开井制度，使低产积液井由停产或半停产状态转为生产状态，提高了单井产气量和开井时率［6］。其中S9井在2013年2月前处于低水平生产状态，日产气0.2×104m3/d、不产水；2013年3月至8月处于半停产状态；2013年11月之后，建立了“开一天、关二天”的间歇开井制度，平均日产气0.5×104m3/d、日产水0.1m3；油套压差减小，实现了气井的正常带液生产，如图5所示。

图5 试9井综合采气曲线图

5 结论

通过上述分析，可以得到以下几点结论：

①Ⅰ气井所占比例较小，产能贡献率较大，此类气井关井后压力恢复能力较强，井底没有积液。

②Ⅱ、Ⅲ类气井压降速率较大，要及时采取排液措施。

③补层分压措施和间歇提产排液措施能有效治理低产气井。

［1］吴雪超，等.鄂尔多斯盆地延长天然气探区山西组山2段成岩相及优质储层研究［J］.天然气地球科学，2012（6）：1004-1010.

［2］赵素惠，等.苏里格气田气井分类方法研究［J］.天然气技术，2010（4）：11-13.

［3］黄炳光，等.气藏工程分析方法［M］.北京：石油工业出版社，2000.

［4］李士伦.天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2000.

［5］姚军，等.延长低渗致密气藏采气工艺初探［J］.延安大学学报（自然科学版），2014（4）：61-64.

［6］姜瑞忠，等.低渗透油藏压裂井生产动态分析［J］.特种油气藏，2013（1）：52-55.