蘇東區氣井排水采氣技術對策及應用效果

常鵬，李大昕，白建收，陳存良，王濤，姚欣欣，孫澤虎

（1.西安交通大學，陜西西安710049；2.中國石油長慶油田分公司，陜西西安710018）

蘇東區氣井排水采氣技術對策及應用效果

常鵬1，2，李大昕2，白建收2，陳存良2，王濤2，姚欣欣2，孫澤虎2

（1.西安交通大學，陜西西安710049；2.中國石油長慶油田分公司，陜西西安710018）

隨著致密儲層氣藏開發年限的延續，呈現出氣井能量逐漸下降、攜液能力減弱、積液量增多的趨勢，嚴重制約著氣田產能發揮。結合氣田南區、中區、北區氣井靜態資料、生產動態特征等，充分分析各種排水采氣措施的實用性及實施效果，總結出適用于蘇里格氣田東區不同區域積液井的排水采氣對策，并建立了南區、中區、北區的排水采氣制度、選井依據、適應條件和標準流程，為致密儲層氣田排水采氣提供了開發對策借鑒作用。

蘇里格氣田；積液氣井；排水采氣；工藝措施

蘇里格氣田東區在氣井開發生產過程中，隨著地層壓力的下降，地層水的侵入、氣井凝析水的出現極大地影響氣井產量和氣藏采收率，產量遞減日趨嚴重，出現氣井的間歇生產甚至停產，嚴重地影響了氣田的開發和生產。因此，氣井積液是蘇里格氣田東區所面臨的一個重大的生產問題［1］。在積液井逐年增多、排水采氣趨于多元化復雜化的背景下，怎樣將泡排、速度管柱、氣舉等成熟的排水工藝更好的應用于不同類型氣井，達到進一步提高排水采氣效率、降低員工勞動強度的成為目前急需解決的問題。

1　不同區域排水對策及實施效果

蘇里格氣田構造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部、天環坳陷、伊盟隆起南部，整體表現為低壓、低滲、低豐度、低產特征［2-3］；蘇里格氣田東區較中區、西區更復雜，具有典型的致密儲層特征。

蘇里格氣田東區的中北部，上古生界主要含氣儲層是盒8段、山1段［4］。蘇里格氣田東區平均單井日產氣量0.79×104m3，液氣比0.47 m3/104m3；其中積液井比例達60%，成為制約氣田產能發揮的主要因素［1］。

隨著氣田開發年限不斷延長，以及對整個蘇里格氣田東區認識的加深。為了更方便開展工作，結合日常排水采氣實施效果分析，為了方便開展工作及日常管理，現將蘇里格氣田東區按照地質特征，結合氣井情況劃分為南區、中區、北區三個區域。

從蘇里格氣田東區整個區域來看，從南到北，氣井平均無阻流量、單井平均日產氣量均呈上升趨勢，日產液量、液氣比整體呈下降趨勢。反應出蘇東區塊地質條件、氣井生產特征南區好于中區，北區最差的趨勢。

1.1南區排水采氣對策及實施效果

針對該區產量高、產液少、積液量少的氣井特征，結合歷年來排水采氣實施效果，確定該區以數字化排水為主，輔助個別井“一井一策”的工藝特征。經過試驗及不斷優化完善，最終形成一套適合于該區的數字化排水技術系列，建立了相對完善的數字化排水采氣示范區（見圖1）。

圖1　蘇里格氣田東區分區生產參數柱狀對比圖

1.1.1實現產水井智能管理根據氣井生產特征，利用其油套壓、氣量、泡排制度等變化特點，分別從積液判識、制度落實、效果分析等方面編寫成計算機程序［3］，搭建排水采氣數字化平臺［5］，具體分為氣井積液智能監測模塊、氣井制度智能提示模塊、排水效果智能分析模塊（見圖2）。

圖2　智能化管理平臺功能框架圖

1.1.1.1氣井積液智能監測當連續生產井或新投產氣井積液后，積液井智能監測模塊根據氣井壓力、氣量變化等特征，判斷出氣井積液并及時進行報警反饋，技術人員及時根據氣井積液特征制定相應的排水采氣制度，組織現場實施并將該井添加到氣井制度智能提示及排水效果智能分析模塊，形成數字化跟蹤管理。

1.1.1.2氣井制度智能提示氣井制度智能提示模塊主要將氣井泡排周期、泡排量、間歇時間等制度預先輸入數字化平臺，計算機對制度周期產生記憶，根據制定的制度推算制度執行日期并進行實時提示（如2 d內執行井標紅，3 d內執行井標黑）。員工落實氣井制度后錄入執行情況，每月智能提示模塊會根據氣井制度和執行情況進行統計匯總，確保制度有效落實。

1.1.1.3排水效果智能分析排水效果智能分析模塊是在氣井排水采氣制度執行后，跟蹤分析氣井壓力、產量等參數，對比制度執行前后參數變化趨勢，進而判斷氣井排水采氣實施效果，對于效果不好的氣井定期匯總并進行提示，技術人員進行分析并優化制度。

1.1.2遠程泡排不斷優化隨著積液井越來越多，泡沫排水采氣工作量不斷增大，遠程泡排成為蘇里格氣田排水采氣的必然趨勢，但由于自動加藥裝置處于試驗及初步推廣階段，所以存在各種問題，2013年以來，通過跟蹤分析日常生產中自動加藥裝置存在問題，并開展相關優化及改進，具體如下：

1.1.2.1自動投棒裝置優化由于自動投棒裝置安裝在氣井井口，且移除復雜，所以影響日常生產中打撈井下節流器、測壓、探液面等井下作業［6］。

措施一：設計出“偏心式”自動投球裝置，該裝置通過偏心通道結合泡排球，可以安裝在井口側邊，實現偏離井口的目的。

另外，在日常操作中，泡排棒卡棒是影響正常排水采氣的重要因素之一，卡棒后必須人員到井口排除故障，增加了日常維護工作量，且影響氣井排水采氣。

措施二：在原裝置加藥筒上方加裝壓棒推桿，實現投棒時助推泡排棒下落的功能。

1.1.2.2自動注劑裝置優化針對泵壓式井口自動注劑裝置結構復雜、耗電量大、成本高、易被盜等缺點，開展了井口重力式泡排劑-甲醇兩用滴定裝置的研發［6］，目前該設備已成功應用到現場，運行平穩。

泵壓式加注裝置缺點：（1）電機耗電量較大，現場僅能工作15 min～30 min；（2）加注柱塞泵維護工作量較大；（3）需增設蓄電池和太陽能板，成本高，易被盜。

重力式加注裝置特點：（1）能實現井口套管注藥劑和地面管線注藥劑兩用功能；（2）設備結構簡單，成本低，重力式加注，安全風險低；（3）容積大，加注頻次降低。

1.1.2.3遠程泡排應用情況及效果分析選取形成成熟泡排制度的井，開展自動加藥裝置安裝，累計安裝投棒裝置125套，注劑裝置50套，井口自動加藥裝置占總積液泡排井數的44%。由于南區氣井產水較少，氣井產量高，結合緩釋型泡排棒進行加注，可實現降低加注頻次、降成本增效益的目的。日均增產氣量較投運前泡排產量增加2.3×104m3，員工勞動強度降低38%，單井關井時間日均降低2.5 h。全年累計增產1 876× 104m3。

1.1.3自動化柱塞氣舉趨于成熟經過4年時間試驗及應用，柱塞氣舉已然成為蘇里格氣田氣井正常生產的一項有效措施［7-9］。在此基礎上，引進新型不關井柱塞，推廣開展新型柱塞氣舉可行性試驗，并實現部分井增產，氣井適應性有待進一步評價細化。該裝置克服了安裝捕捉器需進行井口改造的缺陷，從而避免了安全風險，提高了氣井利用率，與常規柱塞相比，成本降低為原來的五分之一。

選取井筒積液量不大，間歇排液較好的產水井開展遠程柱塞氣舉。累計采用柱塞氣舉生產井11口，5口為新型不關井柱塞，整體排液效果較好，7口井實現不同程度增產，單井日均增產氣量0.22×104m3。全年累計實現增產437×104m3。其余4口效果不明顯，需進一步完善選井依據。

表1　柱塞氣舉排水采氣井實施效果表

1.1.4遠程定壓間歇排水針對產量較低，不能實現連續生產或連續生產不能持續攜液的氣井，利用數字化氣田優勢，實現間歇氣井遠程定壓開關［2］。優選遠傳無故障、電磁閥開關靈活、座封良好的20口井進行遠程定壓間歇生產。

全年累計開展761井次，低產氣井排水效果良好，實現增產氣量118×104m3。

1.2中區排水采氣對策及實施效果

針對該區氣井產能相對較低、液氣比較高、氣井泡排制度不成熟的特點，確定該區以常規人工泡排為主，輔助壓縮機氣舉、氮氣氣舉、速度管柱排水采氣等機械排水方式，最終形成一套適合于該區的“泡排+機械”排水技術系列，建立了針對不同特征氣井相對完善的排水方式。

1.2.1常規人工泡沫排水采氣

1.2.1.1逐步完善了泡排制度泡沫排水采氣技術作為蘇里格氣田排水采氣的最基本、投注最小、最簡單、見效最快、應用范圍最廣的措施［8-10］，通過不斷摸索同類型井產液及泡排規律，深化“泡沫排水采氣五步法”（見圖3），將泡排制度由一口井向一類井轉變，逐漸建立區域性最優化泡排制度。同時推廣低產井自發泡型泡排棒，輔助定期壓縮機激動帶液，最大程度挖潛。

1.2.1.2應用情況及實施效果通過井筒積液量的理論計算及探液面結果，結合前期泡排試驗所取得的效果及各種泡排劑的使用性能，確定出實際生產運行過程中不同類型氣井所適用的泡排棒和泡排劑的加注濃度、加注周期、加注方式等，建立合理的氣井泡排制度，同時針對不同特征氣井，建立了短期關井恢復、油管充壓泡排、打撈節流器泡排等多元化泡排方式。

1.2.1.3壓縮機定期激動排液針對該區域低產低效井多，受壓縮機啟停影響較大，開展中區夏季壓縮機激動排液試驗，降低井口壓力，進而輔助泡沫排水采氣。通過試驗摸索出各站壓縮機最優化啟停制度：如蘇東X站最優化制度為停6 d啟1 d，蘇東Y站為停4 d啟1 d，啟停一周期該區7個站共計增產氣量14.5×104m3，排液及增產效果明顯。

1.2.2氮氣氣舉、壓縮機氣舉氮氣氣舉、壓縮機氣舉均適用于氣井積液壓死或泡排無效果的具有復產潛力氣井［9］。但由于二者所需外界條件不同，需將氣井進行細化，結合歷年來該類型工藝現場應用情況及增產效果，最終確定出兩種排水工藝在蘇里格氣田東區的適應條件：

氮氣氣舉適應條件：（1）產量低于0.2萬m3，或積液壓死具有復產潛力的井；（2）套壓大于10 MPa。

壓縮機氣舉適應條件：（1）產量大于0.2萬m3，或常規泡排無效果具有復產潛力的井；（2）套壓小于10 MPa；（3）同一干管氣量較大，積液井少，干管積液量小（見圖4）。

表2　氣舉井實施效果統計

圖3　泡沫排水采氣“五步法”

應用情況及實施效果：通過前期精細選井、加強方案審核、現場動態跟蹤等方法。實施壓縮機氣舉13口，氮氣氣舉4口，其中10口井效果顯著，平均氣舉時間13.5 h，套壓下降4.70 MPa，日增產氣量4.68×104m3。全年累計增產氣量621×104m3。

圖4　氣舉措施標準技術路線

1.2.3速度管柱排水采氣在速度管柱排水采氣工藝成熟［7，9］、選井依據相對完善的前提下，2013年，重點從降成本、增效益方面提升速度管柱排水采氣實施效果。主要體現在以下兩方面：（1）組織地質技術骨干進行精細選井，確保增產效果明顯，增效益；（2）結合井筒隱患井，利用修井起管柱后下入速度管柱生產，節約成本。

累計下放速度管柱6口井，速度管柱生產前平均套壓8.26 MPa，氣量0.36×104m3，目前平均套壓5.63 MPa，日產氣量1.42×104m3，單井日增產氣量1.06×104m3，累計增產氣量434.36×104m3。

1.3北區排水采氣對策及實施效果

針對該區氣井產能低、產水量大、液氣比高、產量遞減快、壓降快等特點，確定該區以進攻型防水措施為主，在投產前通過合理控制生產壓差、優化節流器下深、下入氣舉閥等措施降低氣井產液量、加大排液力度、提高氣井攜液能力，盡可能降低氣井投產初期積液風險，并針對部分產能較低井，采取不節流間歇生產方式，最大限度發揮氣井產能。最終形成適合于該區的“井下工具+間歇生產”為主的排水技術系列。

1.3.1合理控壓生產降低氣井產液量在成藏過程中氣對水的驅替不徹底，形成了成藏滯留水（束縛水），在生產過程中生產壓差過大就會將束縛水轉變為可動水帶出來，因此氣井在投產時應合理配產、控制生產壓差避免束縛水的產出（見表4）。

表4　蘇東*-57井產氣剖面解釋結果

表3　速度管柱井效果分析表

蘇東*-57井產氣剖面測試時，該井2萬m3配產時平均產液量1.67 m3/d，平均液氣比0.79 m3/104m3；5萬m3配產時平均產液量8.56 m3/d，平均液氣比1.78 m3/104m3，表明生產壓差增大產液量明顯增大。

1.3.2提高氣井攜液能力

1.3.2.1音速霧化器提高氣井攜液能力針對節流器以下存在積液或攜液能力不足氣井，在不改變地層能量、不改變管柱結構的同時達到提高自主攜液能力的目的。設計并研發音速霧化器，并在實驗室和現場開展試驗，試驗證明音速霧化器既能起到節流作用，又能提高氣井攜液能力［11-12］，且成本低廉、投撈方便。

重點選取3口井進行音速節流器實施前后排水效果進行對比，試驗證明，采取音速節流器生產后，2口井日氣量平均增加0.22×104m3，增產效果明顯；另一口井氣量降低，初步推斷為節流導致。

1.3.2.2節流器下深優化隨著井筒深度的增加，氣井臨界流速逐漸減小，為低產氣井的連續生產，將節流器下深從1 800 m調至2 500 m，保證氣流將地層水帶到節流器入口位置，降低了排水采氣難度，達到減緩氣井節流器以下積液目的［13］。

1.3.3加大投產前排液力度

1.3.3.1低產井放噴排液新投產氣井早期的控水采氣是杜絕積液井不斷增多的關鍵環節。利用氣井從試氣到投產的時間間隔，對壓裂排液不徹底的低產氣井采取放噴帶液措施，再次排液后投放節流器生產。根據新投產氣井投產前試氣資料分析及原始地層壓力測試結果，對20口井采取放噴帶液措施，平均單井排液7.8 m3。

1.3.3.2氣舉閥助排根據該區低產低效井多，試氣時返排率相對較低的情況，在該區重點推廣氣舉閥助排，在氣井投產前采用“氣舉閥+氮氣氣舉”復合式排水來提高氣井返排率［14］，同時形成一套嚴格的從選井到氣舉的專業流程，確保氣井投產初期不積液。

截至目前共安裝氣舉閥氣井65口，投產33口，除2口井積液外，其余氣井投產后均未出現積液現象，總體排液效果良好。

1.3.4間歇生產針對無阻流量低、無法實現連續生產的井，主要采用不投放節流器或打撈節流器后間歇生產方式［2］。該區采取間歇生產井20口，間歇生產后，單井平均日產氣量增加0.13×104m3。

2　結論及認識

（1）建立了以南區“數字化排水”、中區“組合泡排+氣舉+優選管柱”、北區“井下工具+特殊生產制度”的分區排水制度。

（2）針對不同類型氣井，建立了各種排水措施的選井依據、適應條件及標準流程，為蘇里格氣田等致密儲層氣田排水采氣提供了理論基礎及技術借鑒。

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Drainage gas recovery technology countermeasure and application effect in eastern of Sulige gasfield

CHANG Peng1，2，LI Daxin2，BAI Jianshou2，CHEN Cunliang2，WANG Tao2，YAO Xinxin2，SUN Zehu2
（1.Xi'an Jiaotong University，Xi'an Shanxi 710049，China；2.PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

There is a declining trend of formation pressure，and the capability of carrying water to the wellhead has weakened，so effusion quantity increases and results in a diminished output.Combining with gas well static data and dynamic characteristics，etc.of southern，central and northern of gasfield，we are analyzing of the practicability of drainage gas recovery measures and implementation effect fully，summarize drainage gas recovery measures of Sulige gasfield in a different areas，and set up drainage gas recovery systems，foundations of selecting well，adaptive conditions and standard procedures，provides drainage gas recovery development countermeasures for tight gas reservoirs.

Sulige gasfield；effusion；drainage gas recovery；technological measures

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.017

TE375

A

1673-5285（2015）06-0059-06

2015－05-10

常鵬（1983-），工程師，2005年畢業于西安石油大學石油工程專業，現從事天然氣開發研究和管理工作，郵箱：cpyanzi@163.com。