苏里格气田排水采气技术进展及对策

张 春 金大权 李双辉 张金波

中国石油长庆油田公司第四采气厂

苏里格气田排水采气技术进展及对策

张 春 金大权 李双辉 张金波

中国石油长庆油田公司第四采气厂

苏里格气田属于典型的“三低”气田，气井投产后产气量、压力下降快，气井携液能力不足，随着生产时间的延长，气田积液气井逐年增多且达到了区块总井数的60%，井底积液也愈发严重，确保气井产能发挥与解决井筒积液问题之间的矛盾日益突出。以苏里格气田中部苏6、苏36-11等6个区块排水采气工艺技术推广试验应用为例，针对泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产等排水采气工艺技术，从技术进展、适用性分析、实施效果、工艺评价等方面进行总结分析，明确了气井不同生产阶段排水采气工艺措施，建立了排水采气工作流程，历年累计增产气量突破7×108m3。通过技术应用评价探索出低压低产气井排水采气工艺方法，形成了苏里格气田排水采气工艺技术系列，对气田产水气井的开发管理提供指导。

苏里格气田排水采气泡沫排水速度管柱柱塞气举气举复产适应性分析

苏里格气田属于典型的“三低”气田，储层非均质性强，单井控制储量有限；气水关系复杂，气藏无统一的气水界面，产出水主要为凝析水和成藏滞留水，区域上气藏含水差异明显［1］；气井投产后产气量、压力下降快，气井携液能力不足，井筒积液气井逐年增多。随着气井生产年限的延长，气田整体步入递减期，绝大多数气井处于低压、低产阶段，依靠气井自身能量排除井底积液困难较大。经过近8年时间的研究试验，排水采气工艺技术得到了一定的发展，但技术配套完善和工艺优化管理方面仍存在一定问题。因此，持续开展苏里格气田排水采气工艺技术优选及配套管理对策研究并建立完善的排水采气技术系列势在必行。

1 应用背景

研究区块生产气井达1 800余口，平均套压为7.21 MPa，井日均产气量为0.69×104m3，平均单井累产气量仅为1 516×104m3。其中日产气量小于0.5× 104m3的气井达到1 074口，低产气井产量贡献率小给气田稳产带来很大困难；套压低于6 MPa气井占到总井数的46.9%，低压气井逐年增多给气田开发管理带来巨大挑战。“气井低产积液”成为制约气井生产的关键因素，规模化开展排水采气成为解决该问题的有效手段。在试验探索中，排水采气主要存在如下几方面的问题：①积液判断方法多种多样，未形成统一的标准；②泡沫排水工作不够精细，制度优化不及时，措施有效率较低；③部分装置无法实现远程控制及制度调整；④气举复产工艺参数需进一步优化，整体经济性差。

2 工艺优化评价

2.1 泡沫排水

泡沫排水采气通过将井底积液转变成低密度易携带的泡沫状流体，提高气流携液能力，降低临界携液流量60%，达到排出井筒积液目的。适用于自喷能力较强、油管或套管畅通、地层水与泡排剂配伍良好的气井，具有设备简单、施工容易、适用性强、不影响气井正常生产等优势[2]。

2.1.1 药剂优选

在常规UT-11C和UT-6泡排剂应用的基础上，引进了UT-8低含水率泡排剂和UT-10自发泡固体排水剂。其中UT-8型泡排剂属于泡沫含水率低的泡排剂，具有较好的抗高矿化度和抗凝析油性能，泡沫含水率较低，单位体积泡沫的含水率比常规泡排剂低30%～40%，单位体积泡沫对井底造成的回压相对比常规泡排剂小，适合低压、低产、产水量小的气井；UT-10自发泡固体排水剂遇水溶解时产生大量泡沫，利于水淹井复活，药剂在积液中扩散速度快，见效快。随着新型药剂的开发应用，有效提升了泡排实施效果。

2.1.2 泡排制度优化

泡沫排水措施主要针对积液初期和积液中期、日产气量在0.3×104m3以上的气井，对部分高产连续生产气井进行预防式加注[3]。根据气井生产方式和日产气量优化确定泡排制度（表1），对于泡排无效果的气井采取打捞节流器、气举+泡排等措施。

表1 苏里格气田泡排制度优化安排表

2.1.3 实施效果

2015年，开展泡排1 099口/17 722井次，累计增产气量1.42×108m3，平均增产气量0.78×104m3/井次。泡排后气井平均油套压差下降0.58 MPa，措施有效率达到75.8%，整体效果良好，实现经济效益约1.17亿元。对比分析发现：泡排适用于产气量大于0.3× 104m3/d的I和II类（无阻流量大于4×104m3/d）积液气井；对于产气量低于0.3×104m3/d的积液较为严重的气井需采取“泡排+间歇”的方式维持气井生产。

2.2 速度管柱

速度管柱排水采气工艺是通过在井口悬挂较小管径的连续油管作为生产管柱，依靠气井自身能量，提高气体流速，增强气井携液生产能力[4]。φ38mm连续油管与φ73mm普通油管相比，可降低气井临界携液流量70%，且具有一次性施工，无需后期维护的优势。

2.2.1 技术现状

随着国内速度管柱配套工艺的发展，油田公司已具备了自主研发和供给能力:①研发了悬挂器、操作窗等关键装置和CT70级国产连续油管，性能满足要求，实现整套设备国产化，成本降低50%；②研制了管内堵塞器、内卡拉拔连接器等带压起管关键工具，带压起连续油管成功实施，起出管材力学性能满足可重复使用条件；③研发了以45#低碳钢为基材的φ40 mm小油管速度管柱，性能满足要求，较国产连续油管管材成本降低50%。

2.2.2 实施效果

2009年以来，累计开展速度管柱75口，投用初期气井日产气量大于0.3×104m3时，能够满足临界携液流量要求，可实现长期连续稳定生产，当日产气量小于0.3×104m3后出现间歇排液现象，需采取辅助泡排措施确保气井生产。措施后，平均油套压差降低2.3 MPa，压降速率为0.01 MPa/d，井均日增产气量为0.18×104m3，产气量递减率下降了7.1%，油套压差不断减小，75口井已累计增产气量9 125×104m3，措施效果良好。

2.2.3 适用性分析

通过对气井无阻流量、产量区间、增产气量、使用年限等相关性分析发现：速度管柱投用时间相同时，气井产能越高，单井产气量越高，速度管柱使用年限越长，增产气量越高，稳产时间越长，应用效果越好。为确保措施连续性和经济性，应选择Q＞0.5× 104m3/d在平稳生产期下入速度管柱（油套压差小于6 MPa）。

2.2.4 工艺评价

速度管柱单井投资约40万元，按日增产气量0.18×104m3、天然气出厂价0.82元/m3（不含税）计算，投入生产9个月即可收回成本，随着生产时间延长，经济效益将进一步增大。速度管柱投用后，气井管理难度大幅降低，可保证3至6年内气井平稳生产。随着工艺技术逐渐成熟，管材国产化、施工效率提升、带压起管技术实践等为工艺的推广应用奠定了基础。

2.3 柱塞气举

柱塞气举工艺以柱塞作为气液分隔界面，有效防止气体上窜和液体滑脱，增加举液效率，具有排液效率高、自动化程度高、安全环保等技术特点。柱塞气举是低产气井排水采气的主体技术，气井增产效果明显，投资回收期短，措施有效期长。

2.3.1 技术现状

调研并集成柱塞工艺优势，结合苏里格气田低产低压特点及数据传输方式，通过研发关键装置、建立控制算法、开发远程平台，实现了柱塞气举系统自主研发[5]，成本较国外技术降低70%。主要包括：①研制了衬垫式、柱状式、连续柱塞和动态跟踪柱塞，形成了柱塞系列；②研制了防液体下滑井下座落器，提高了排液效率；③将控制器与太阳能供电系统、套压传感器设计为一体，形成集成化控制系统；④形成了定时开关井、定压开关井、压力微升和时间优化等4种柱塞运行控制算法；⑤建立了柱塞气举远程控制平台，改变了气井生产管理方式。

2.3.2 实施效果

2009年以来，共计实施柱塞气举111口，生产过程中根据产气量递减变化，按照远程制度调试控制、周期性优化生产制度和阶段性关井恢复压力3种方式进行分类管理。经过探索试验，确定了“低产低压积液少气井采用时间优化模式，压力波动大高产水井采用压力微升优化模式”的制度优化原则。措施后，设备运行完好率达100%，开井时率提高了约48%，产气量递减率为12.3%，压力递减率为0.009 MPa/d，井均日增产气量0.15×104m3，111口井已累积增产气量1.12×108m3，实施效果良好。

2.3.3 适用性分析

通过对柱塞气举气井无阻流量、油套压差降、增产幅度等相关性分析发现：单井产量越高，柱塞气举井油套压差越小，排液效果越好，增产气量越高；产量介于（0.2～0.5）×104m3/d的柱塞气井，油套压差减小和增产气量幅度更大，利于低产气井产能发挥。为确保措施连续性和经济性，应选择产气量大于0.15× 104m3/d的气井，在平稳生产期（油套压差小于3 MPa）投放柱塞工具。

2.3.4 工艺评价

柱塞气举单井投资约15万元/口，按日增产气量0.15×104m3、天然气出厂价0.82元/m3（不含税）计算，设备使用4个月即可收回成本。111口柱塞井已实现经济效益8 231万元，随着生产时间的延长，经济效益将进一步增大。柱塞气举工艺数字化程度高、设备运行稳定、实施效果良好，有效降低了低产井管理难度，提高了气井管理水平，低产量范围内优势更明显，推广应用前景广阔。

2.4 气举复产

针对低产水淹井及长期关井后再次开井不能自喷生产的问题，可开展产水井复产措施，主要包括氮气气举、压缩机气举和井间互联气举。

2.4.1 实施效果

2015年，累计开展气举复产35口/67井次，累计增产气量545×104m3。根据油套管积液程度，优化调整气举方式，常规气举以“正举”方式为主，当油套环空积液过高时可采取“反举”方式。对部分产能好、积液严重的气井可采取“氮气气举复产+井间互联气举稳产”的技术思路，气举过程中辅以泡沫排水，提升气举效果。措施后，平均油套压差降0.74 MPa，井均日增产气量0.64×104m3，平均有效时间5 d。

2.4.2 工艺分析

氮气气举与压缩机气举对产能较好的气井气举效果良好，能够达到恢复气井连续生产的效果；通过多次气举，可以有效排除井筒及地层中的积液，气举效果明显提升；对于产地层水和产能很低的气井气举无明显效果。针对水淹井、积液严重井、常规气举无效果气井采取了井间互联气举工艺，通过气源井和气举井“同开同关、统一管理”，提升气举效果，在丛式井组应用前景较好。

3 管理对策

苏里格气田气井点多面广，低产积液气井逐年增多，排水采气规模持续扩大，措施类型和实施井数快速增长。因此，建立完整的排水采气管理对策和形成完善的排水采气技术系列十分必要。

3.1 建立排水采气工作流程

建立了积液气井“积液摸排-积液量确定-措施优选-效果分析-制度优化-工艺评价”排水采气工作流程（图1）

图1 苏里格气田排水采气管理流程图

3.2 提出气井积液三级判断思路

遵循“简便、实用、高效、经济”的气井积液判断原则，按照“气井摸排——动态分析——积液验证”三级判断思路和方法开展气井积液分析。即首先采用“产量递减法”和“压降速率法”对气井进行整体摸排，其次采用“生产曲线法”和“临界携液流量法”对气井进行动态分析，最后采取“计算产气量对比”、“回声液面探测”、“油套压差判断”和“压力梯度测试”等方法进行积液验证。

3.3 形成排水采气技术系列

以“泡沫排水采气常态化，新工艺措施规模化”为指导，排水采气技术思路实现“三个转变”，形成10项配套工艺技术，排水采气技术系列基本建立。并从生产方式、生产制度、动态分类、日产气量等方面综合考虑，制定措施选井原则，优选适合的排水采气措施（表2）。

表2 苏里格气田各类排水采气工艺措施选井条件表

3.4 创建排水采气管理模式

强化月度任务分解与考核管理，编制了《排水采气增产气量计算方法实施细则》，形成了排水采气“三级联动管理”和“月度考核机制”。即通过技术管理部门、基层实施单位和承包服务方建立排水采气流程，实现三级联动管理，并通过工作量、增产气量和制度落实率进行考核。

4 结论与认识

1）泡沫排水适用于产气量大于0.3×104m3/d的积液气井；对于产气量低于0.3×104m3/d的积液严重的气井需采取“泡排+间歇”的方式维持气井生产。现场2015年开展泡排1 099口/17 722井次，措施有效率达到75.8%，累计增产气量1.42×108m3，实现经济效益约1.17亿元，泡排效果显著。

2）速度管柱配套技术适用于单井日产气量大于0.5×104m3、油套压差小于6 MPa、产水量较少、井筒完好的非节流器生产井，且产能越高，作用时效越长，产能越低，投放时间应越早。

3）柱塞气举工艺适用于单井日产量大于0.15× 104m3、油套压差小于3 MPa、井筒完好的非节流器生产井，且产能越高，作用时效越长，低产量区间优势明显。现场实施柱塞气举排水井111口，实现经济效益8231万元，效果明显。

4）氮气气举、压缩机气举、井间互联气举工艺适用于产能较好的气井，积液严重的气井可通过多次气举排除井筒积液，气举技术思路已经由“水淹井气举”向“高产井气举”、“周期性气举”和“连续气举”方向逐步转变，气举实施效果逐年提升。

5）苏里格气田在建立气井“积液摸排-积液量确定-措施优选-效果分析-制度优化-工艺评价”工作流程，按照“气井摸排——动态分析——积液验证”思路开展动态分析的基础上，以“泡排常态化，新工艺规模化“的指导，通过现场试验探索，形成了10次排水采气配套工艺技术，创建了气井三级联动管理模式，形成了苏里格气田排水采气管理对策和技术系列。

6）苏里格气天形成的以“泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产”为主体的排水采气技术系列，适合于各类排水采气措施的气井，已累计增产气量达到7×108m3，取得显著经济、社会效益。

[1]周通，张春雨，刘刚果，陈增辉，李严军.苏里格气田储层综合评价技术应用—以苏54区块为例[J].天然气勘探与开发，2005，38（1）44-52.

[2]胡世强，刘建仪，车朝山，王新裕，李艳．气井泡沫排水采气的动态实验分析[J]．天然气工业，2008，28（12）：83-85．

[3]田发国，冯朋鑫，徐文龙，赖海涛，曹毅，李在顺，等.泡沫排水采气工艺在苏里格气田的应用[J].天然气勘探与开发, 2014，37（3）：57-60.

[4]钟晓瑜，颜光宗，黄艳，艾天敬，张向阳．连续油管深井排水采气技术[J]．天然气工业，2005.25（1）：111-113．

[5]杨旭东，白晓弘，李耀德，杨亚聪．苏里格气田智能柱塞气举排水采气工艺技术研究[J].钻采工艺，2013，36（5）：55-57．

（修改回稿日期 2016-08-25 编辑 文敏）

张春，1984年生，工程师；从事采气工艺技术研究与管理工作。地址：（710021）西安长庆未央大厦1308室。电话：（029）86580378。E-mail：zc2_cq@petrochina.com.cn