BD 区块典型低产低效气井挖潜技术研究

李 嘉，高嘉琦，孔维捷，谢 青

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

靖边气田南部区域低产气井占比不断提高，在气井生产中后期，部分气井流体渗流通道堵塞，从而导致油压突降、产量快速递减[1]。针对研究区块储层物性差、充填程度高、闭合压力大等特点，需要对该类低产低效井进行系统有效的分析研究，从而更好的评价解堵措施的效果。

1 研究区块概况

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中东部，陕西省靖边县、安塞县、横山县与内蒙古自治区乌审旗区境内，气田烃源岩为下古生界海相碳酸盐岩地层以及上古生界煤系地层[2]。储层为奥陶系下统上马家沟组五段顶部风化壳型含石膏结核的白云岩，以碳酸盐岩气藏为主，其上与上古生界二叠系砂岩气藏部分叠合连片的大气田[3-4]。BD 区块位于靖边气田南部高桥地区，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡靖边古潜台南部，沉积期古地貌相对平坦和宽缓，研究区块的储层物性参数见表1。

表1 储层物性参数表

2 低产因素分析

随着气井生产时间的延长，缓蚀剂裂解残留物、管柱腐蚀结垢产物、气井产出液和其他入井剂的共同作用，造成气井井筒堵塞节流严重，导致气井无法正常生产，甚至被迫关井[5]（图1）。由图1 可知，井筒积液影响气井产能较为明显。

图1 堵塞物类型示意图

气田在开发过程中，生产系统普遍存在腐蚀结垢现象，尤其是在开发后期，气井产水量增加，使得井筒腐蚀结垢现象更加严重，这些腐蚀结垢产物在井筒内聚集沉积容易引发井筒堵塞节流，严重影响气井的生产[5-6]，危害如下：

（1）摩阻系数增大，生产油套压差较大，井筒易积液；

（2）井下管串内径变小，通井规不能下入预定井段；

（3）气井产气、产液不稳定或下降，产量配不够，气井生产调控困难；

（4）如果井下堵塞物带出地面，地面管线输差将增大；

（5）缓蚀剂堵塞物有一定的消泡作用，泡排工艺效果变差。

3 解堵机理研究

针对气井生产中后期，部分气井流体渗流通道堵塞，造成“套压异常突降、产量快速递减”特征，气井进入生产中后期后，天然气产量下降导致了携液能力下降，进而造成了井筒积液、近井筒储层含水饱和度上升[7]。

气流中的液滴主要受到向下液滴自身的重力和向上气流对液滴的曳力两种作用力[7]。气体携液的临界流速为：

式中：Vg-气流携液临界速度，m/s；ρL-液体密度，kg/m3；ρg-天然气密度，kg/m3；σ-气液表面张力，mN/m。

临界携液流量为：

式中：Q-临界携液流量，m3/d；P-井口压力，MPa；A-井筒内油管横截面积，m2；Z-气体偏差系数；uc-天然气临界携液流速，m/s；T-井口温度，K。

液柱超过一定高度后，因压差小而导致气井无法继续生产，由于液相滞留而引起水锁效应的原因主要是毛细管压力作用，其大小可用拉普拉斯方程表示[8]：

式中：PC-毛细管压力，mN；σ-界面张力，mN/m；R1、R2-曲率半径，m。

由式（3）可见，毛细管压力与多孔介质的曲率半径成反比，孔隙的曲率半径越小，毛细管压力相对较大。当气井发生井底积液现象，井底滞留水容易聚集起来不易排出，更易产生严重的水锁效应。

气井的长时间生产会导致生产管柱出现堵塞现象，不仅会增加气井开采的施工难度，而且对修井作业也会产生一定程度的影响，甚至可能会大幅度地降低气井的产气量[9]，一般因井底积液而产生水堵塞的位置见图2。

图2 井底积液示意图

由于部分气井流体渗流通道堵塞，造成“套压异常突降、产量快速递减”特征，以“疏通堵塞、改善导流、扩大泄流面积”为目的，BD 区块一般是通过储层深度酸化（下古）、近井解堵（上古）等措施，恢复改善气井生产[8-9]，储层解堵作用机制见图3。

图3 储层解堵作用示意图

4 挖潜措施效果评价

本文对几口典型井的解堵措施前后产量、油压、套压进行研究，从而对措施效果进行评价[10-12]。

4.1 G-X 井

4.1.1 G-X 井基本情况 该井生产层位为马五1-2、马五1-3、马五4-1，1999 年12 月开始投产。2010-2022 年历年年产气量见图4。生产中具有典型的“两段式”特征，初期产量、压力下降快（图5）。从2019 年底开始，油套压逐渐开始降低，接下来几年年产气量降低幅度明显，年产气量从2019 年560.300 0×104m3降低到2021 年108.277 0 ×104m3。

图4 G-X 井年产气量图

图5 G-X 井的油压、套压图

4.1.2 措施效果 2021 年底该井经过井筒解堵作业后，2022 年年产气量有明显变化，油压升高约3%；套压明显降低，相比前一年低15%，年产气量为168.413 5×104m3，相比前一年增产64%，解堵效果很显著，具体情况见表2。

表2 G-X 井生产情况表

4.2 B-X 井

4.2.1 B-X 井基本情况 该井生产层位为马五1-2、马五1-3、马五2-2，从2006 年12 月开始投产，生产方式为自喷采出，期间有几年稳产期。但由于长期积淀造成油管堵塞，气、水产出通道变小，油套压差升高导致气井无法进行油管生产。2010-2022 年历年年产气量见图6，初期产量高、压力下降快。

图6 B-X 井年产气量图

历年油压、套压的变化趋势见图7，由于不合理的生产制度，过高的追求配产值而忽略了气井本身的生产能力大小，破坏了气井的长期稳产能力，从而导致措施后油压、套压都升高。

图7 B-X 井油压、套压图

4.2.2 措施效果 该井在2021 年停井进行深度解堵作业，措施后2022 年年产气量为424.049 9×104m3，年产气量相比前一年提高约1 倍。但由于长期不合理的生产，导致极限生产压差小，同时伴随着含水饱和度高，后期产水，具体数据见表3。

表3 B-X 井生产情况表

4.3 BD 区块解堵措施评价

自2019 年后该区块进行解堵措施，增产效果明显（图8），该区块实施解堵措施期间，储层深度酸压解堵累计实施58 口，井均日增气量2.20×104m3，1 年后井均日增气量1.50×104m3。其中2021 年实施30 口，井均日增气量1.85×104m3（图9），年累计增产7 360.00×104m3。

图8 历年日增气量图

图9 井均日增气量图

5 结论

（1）通过对BD 区块低产低效井主要影响因素分类分析，在区块整体地质认识进一步完善和对气井生产动态进一步熟悉基础之上，充分利用丰富的单井动、静态资料进行老井措施挖潜研究。得出低产低效井影响因素主要有：①井筒积液时间长，排干积液后产量不上升；②气井产量、压力突降明显；③油管无腐蚀穿孔；④水气比小于4 m3/104m3。

（2）自2018 年到2022 年底，进行解堵措施：酸压/洗深度改造（下古），近井带储层解堵（上古），共65 口井，累计增产气量13 417×104m3。选取2 口典型井G-X井、B-X 井，实施解堵作业后2022 年年产气量相比前一年增产明显，G-X 井年产气量为168.413 5×104m3，相比前一年增产64%；B-X 井年产气量为424.049 9×104m3，年产气量比前一年提高约1 倍。

（3）针对靖边上古储层“多层系发育、隔层砂泥岩互叠，次产层动用程度低”等特点，开展的储层解堵效果明显，产量提高变化明显。但老井井筒完井管串复杂、井筒内积液严重等井下特征和施工难度较大，周期长等问题依然突出。要综合研究重新评价储层，明确剩余储量分布及规模，完善关停井储层储量及复产潜力评价标准，落实挖潜潜力，进一步提高老井采收率。