苏东气田东一区气井间歇措施制度优化研究

2021-12-27张紫阳孟格尔任晓建侯宁博

石油化工应用 2021年11期

张紫阳，李鹏，孟格尔，任晓建，侯宁博

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

随着苏里格气田东区的开发进入中后期，低产低效井逐年递增，稳产压力大。目前苏东气田东一区气井平均套压10.3 MPa，平均单井产量0.5×104m3/d，液气比0.54 m3/104m3。随着压力和产量的逐年下降，约70%的气井无法达到临界携液流量，需要采取间歇生产方式[1]。

目前苏里格气田东一区间歇井的生产制度是根据关井油压恢复程度制定,这种生产制度存在关井恢复时间长、产量贡献率低等现象[2，3]。目前措施有效率仅为50%左右，因此迫切需要优化现有的间歇井管理制度。

本文在研究间歇井时，首先是对所有研究的气井给一个相同的制度。根据这个制度下的效果反馈，判断间歇措施对间歇井的适应性，进而进行分类试验。通过试验，重新优化间歇井管理措施，从而达到提高间歇气井措施有效率的目的。

1 间歇气井分类

根据研究目标和研究内容，选出不同压力和产量的试验井50 口开展间歇措施[4-7]，初始间歇制度为：关10 d 开10 d。通过对50 口试验井进行初始制度执行，发现42 口井对初始间歇制度反映出一定的敏感性（套压或产量有明显变化），将其定为间歇Ⅰ类；8 口井对初始间歇制度反映无效（套压和产量均无明显变化），将其定为间歇Ⅱ类（见表1）。

表1 间歇气井分类统计表

2 Ⅰ类间歇井制度优化

通过对Ⅰ类气井进一步分析，将套压和产量反馈较好、效果能持续超过1 h 以上的间歇井定为A 类（24口，占比57%），将套压或产量反馈较好、效果持续时间不足1 h 的定为B 类（18 口，占比43%）。

2.1 ⅠA 类间歇井制度优化

ⅠA 类间歇井对间歇开关井有着明显的套压和产量的反馈，这类井主要通过优化间歇开关井间隔，实现产量最大化。

2.1.1 开关井间隔的确定目前苏里格气田东一区间歇关井制度是根据关井后油压恢复程度确定，达到压力拐点时，视为关井间隔。开井间隔是根据开井后产量下降至措施前的均值来确定。

该井关井6 d 后油套压持平，根据PKS 曲线每小时录取一次压力，关井1～4 d 压恢速率分别为6.84 MPa/d、2.62 MPa/d、1.57 MPa/d、0.27 MPa/d，该井关井3 d 压恢情况较好，暂定关井制度调整为关3 d。

开井6 d 时产量下降趋势停止，日产气量稳定于0.55×104m3左右，产量趋于稳定的时间为开井第6 d，开井制度调整为开6 d。

2.1.2 泡排剂对间歇效果的影响对于积液气井，在关井时间间隔相同的情况下，辅助油管注剂能有效提高气井开井后的携液能力，提高措施效果[8]。

该井在关井间隔相同的情况下（关井3 h，且油压恢复均已达到拐点），辅助油管加注80 L 泡排剂（PQ-8），并采用井口气液两相计量装置连续计量，试验发现注剂的情况下日均产液和气井产气均有明显上升。

反之，对于部分间歇气井，通过加注泡排剂与否后的效果分析，可粗略判断气井是否积液[9，10]。

2.1.3 开前压差对关井间隔的影响根据关井后油压恢复的压力拐点对气井间歇确定关井间隔，在大部分情况下是适用的，但也有部分气井不适用。开前压差（油压与地面管线压力之差）也有一定的影响。

利用间歇的曲线（见图1），更好的分析间歇效果。该井在生产阶段一，油压恢复已达到拐点，但是开前压差只有0.3 MPa，从柱塞效果来看，柱塞无法有效达到地面排出积液；在阶段二，对该井进行较长时间的关井恢复，开前压差达到4.6 MPa，柱塞能够有效到达地面排液；在阶段三，对开关井时间间隔重新调整，保持开前压差在2.5 MPa 左右，效果能够保持。

图1 苏东c 井柱塞曲线

该井在关井间隔相同的情况下（关井3 h，且油压恢复均已达到拐点）、辅助泡排剂加注量相同（油管加注PQ-8 泡排剂80 L）的情况下，由于压缩启停的不同，导致5 月中旬实施的（开前压差1.2 MPa）措施效果明显不如6 月初实施的（开前压差2.6 MPa）。

通过随机选取7 口井进行开前压差试验对比（见表2），发现通过延长关井时间，增大开井时压差，能够有效提高气井开井时的瞬时流量，提升措施效果。

表2 不同开井压差情况下间歇效果统计表

通过上面试验可以看出，间歇气井油压恢复的拐点压力大于临界压差与地面管线压力之和时（将其称作启动压力），通过拐点压力计算得来的关井间隔是有效的；反之，应采取长关措施或油管充压措施，使得开前油压大于启动压力，才能提高措施有效率[11]。

2.2 ⅠB 类间歇井制度优化

ⅠB 类间歇井对间歇开关井有着明显的套压反馈，但是产量一般波动不大，效果持续时间较短，这类井一般无阻流量较低，地质条件较差。

该井于2008 年投产，生产层位为盒8、山1，无阻流量0.614 8×104m3/d，该井连续生产时不产气，采取间歇生产时油套压反馈较好，但是由于该井地质条件差，开井后产量下降迅速，每次间歇措施贡献约100 m3天然气。

经查阅相关资料，气井投产之后，地层压力下降，从井壁到供给边缘，压力逐渐下降，其压降面为漏斗形的曲面，即为压降漏斗（见图2）。ⅠB 类间歇井一般地质条件较差，受储层物性与含水饱和度的影响，使得储层压降漏斗更为陡峭，导致单井控制范围减小，储量动用程度降低，这也解释了为什么关井压力恢复的还可以，但是开井后压降较快、产量较低的问题。

图2 压降漏斗示意图

对于该类间歇气井的管理，适合采取智能间歇措施，减少泡排药剂辅助，降低作业频次。

3 Ⅱ类间歇井制度优化

Ⅱ类井在实施间歇制度时，套压和产量均无明显变化。对于该类气井，首先判断影响该井措施效果的主控因素。

该井2020 年11 月19 日投产，层位为山1，无阻流量21.16×104m3/d，该井投放节流器生产。生产过程中产量陡降，2 月5 日对该井油管注剂，不憋压；采取套管反冲后，套压下降至0.9 MPa，判断套管封隔器未解封，依然不产气。后期对该井进行长期关井，油压不恢复，判断或许节流器存在问题。4 月打捞节流器两次，均失败，但开井后该井产量上升至2.5×104m3/d，故判断该井为节流器气嘴生产过程中堵塞，导致产量下降，间歇无效果。

通过对Ⅱ类的8 口井进行分析，发现节流器和油管严重积液是制约间歇措施有效性的两个主要因素。通过打捞节流器和强排液后，再按照以上思路进行间歇措施优化，措施有效率得到明显提升。