陜X井區氣井穩產對策研究

李柏鵬，郝冠中，劉麗萍，張建華，姚小琪，陳 斌，邵 文，高 崗

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

隨著靖邊氣田的開發進入中后期，井區氣井平均產能不斷降低，產水量不斷上升，陜X 富水區的水侵范圍不斷擴大，其間歇井、弱噴產水井的數量持續增加，有必要開展以此井區為單位的整體生產對策研究。

陜X井區投產氣井64 口，目前平均油套壓為6.66/9.35 MPa，平均日產氣量 72.3×104m3，日產水 9 m3。該區富水區是靖邊氣田的大型富水區之一，靖邊氣田地層水成因主要是因為歷史上六次的演化階段：沉積、同生成巖水階段；表生巖溶期巖溶水階段；開放體系中承壓水流動階段；有機水-結晶水析出的承壓水流動階段。井區氣井措施實施情況（見表1）。

表1 井區氣井措施情況

1 氣井生產動態分析及穩產能力預測

目前動態分析及預測手段很多，常用的方法主要是傳統的ARPS 遞減、Fetkovich 方法，以及現代的Blasingame、NPI、AG、物質平衡等方法，本文主要采用Blasingame 模型對氣井的生產動態進行研究。本文選取該井區38 口連續生產井開展了RTA 分析評價[1-7]。

1.1 自然連續生產井

陜X井區共有自然連續生產井13 口，以A1井為例對該類型氣井的生產動態，氣井參數，穩產能力進行分析。

1.1.1 生產動態分析 A1井于2016年11月13日投入生產，初期配產3×104m3/d，氣量穩定，油套壓差基本保持在1.5 MPa 左右，2017年4月17日站內檢修及井口測靜壓關井1 個月，目前該井的氣量有一定程度的下降，調整配產為2.2×104m3/d，生產穩定，因測試靜壓期間關井一個月，油套壓差有一定的增大，井筒存在一定的積液，生產曲線（見圖1）。

1.1.2 RTA 擬合 結合該井的試氣、鉆完井、測井等資料，構建該井的RTA 模型，經Blasingame 模型分析，得出該井的系列參數：k=1.82 mD，s=-4.73，動儲量為1.35×108m3。經歷史擬合后，該井的參數確定為：k=1.46 mD，s=-5.67，動儲量為 1.05×108m3，擬合良好。

1.1.3 穩產能力預測 按照2016年氣井合理產能配算，確定該井的合理配產為2.8×104m3/d，最終以氣井系統壓力5.5 MPa 即井口壓力，經Cullender Smith 靜氣柱壓力換算，得到其井底壓力為6.72 MPa，經預測，該井可以以2.8×104m3/d 的氣量自然穩產至2020年9月。

圖1 A1井生產動態曲線

1.1.4 措施時機分析 按照合理配產2.8×104m3/d 的產量生產，按照靖邊氣田修正臨界攜液模型得出其臨界攜液流量為1.571×104m3/d，所以以該井的穩產氣量來看，該井在短期內并不存在井筒攜液問題，生產至2021年6月，該井將面臨產量下降，氣井攜液困難，確定該井的措施時機是2021年6月。

1.1.5 管理思路 陜X井區的共13 口自然連續井提出氣井管理思路“控產定壓生產，注意措施時機，提產放空排液，及時生產動態”。

1.2 措施連續生產井

1.2.1 RTA 擬合 陜X井區共有25 口措施氣井，以A2井為例，RTA 模型擬合表明，該井的流動形態早已到達邊界控制流，經Blasingame 擬合圖版，得出該井的系列參數，得出k=0.37 mD，s=-7.39，動儲量為3.03×108m3。經歷史擬合后，該井的參數確定為：k=0.16 mD，s=-7.8，動儲量為 2.90×108m3，擬合良好。

1.2.2 措施有效期預測 A2井于2016年2月開始，產氣量下降至1.0×104m3/d，小于其最低臨界攜液流量。因此，制定定期泡排，助排效果良好，該井可以穩產至2020年3月4日。該井措施有效至 2021年7月4日，屆時該井將面臨其氣量將小于臨界攜泡流量，出現攜液困難現象，建議進行增壓生產。

1.2.3 管理思路 對于該類措施連續氣井，管理的方式應當結合現場實際，地質結合工藝，提出“盡量延長穩產，及時管控執行，優選措施工藝，按期進行增壓”的管理方式。

1.3 間歇生產井

陜X井區共有間歇生產氣井18 口，以A3井為例對該類氣井的制度優化調整、經濟指標評價進行分析評價：

1.3.1 制度優化調整 A3井目前生產不穩定，油套壓差增大，且無法滿足配產。按照間歇氣井生產制度優化步驟對該井進行優化調整，步驟如下：

（1）核實氣井壓力恢復情況，經生產情況得出該井系列壓力恢復參數：關井最高恢復壓力8.12 MPa，開前油壓5.80 MPa。

（2）確定氣井壓力恢復速率，經由節選最近該井的關井間歇周期，該井由5.63 MPa 恢復到7 MPa 共計用了71 h，即壓力恢復速率為：

式中：vpb-壓力恢復速率；ΔP-油壓差值；Δt-壓力恢復時間。

經計算，該井的壓恢速率為0.019 MPa/h。

（3）確定氣井壓力恢復時間，由該井的壓力恢復速率以及關井最高恢復壓力可以確定該井具體需要多長關井時間達到關井最高壓力：

式中：Ps-關井最高恢復壓力。

經計算，該井恢復到8 MPa 需要4.8 d。

（4）確定間歇制度，綜上所述，確定出該井的間歇制度為“開井2 h，關井5 d”，針閥全開生產，同時根據油套壓變化，適當采取泡排措施。

1.3.2 經濟指標評價 對于間歇氣井的生產，在盡可能延長該井生產周期、提高該井采收率的基礎上，還應當考慮該氣井生產的經濟性。以A3井為例，具體的經濟性評價如下：

（1）生產收入：

式中：Rt-總收入；qg-日產氣量；fp-生產周期；Δt-時間間隔。

（2）生產支出，針對間歇氣井的生產情況，由于其他經濟指標影響較弱，主要評級該井冬季注醇期間，注醇費用與總收益的關系，具體生產支出公式按下式簡化：

式中：Ct-總支出；qm-注醇量；Nm-注醇次數。

（3）具體收益，收益即是收入與支出的差值，對于該井的冬季生產情況，進行冬季收益計算：

式中：St-總收益。

經計算，A3井在冬季的具體收益為17 萬元。

1.3.3 管理思路 針對此類的間歇生產井，提出“及時分析生產情況，優化間歇生產制度，冬季注醇經濟評價”的管理思路。

1.4 井筒積液井

陜X井區有4 口井筒積液氣井，對于積液氣井而言，關鍵是盡早組織排空井筒積液，恢復產能。以A4氣井為例，從氣井生產情況、積液原因、下步措施進行分析。

1.4.1 生產動態分析 A4井投產于2003年11月2日，初期配產為 3×104m3/d，產量波動大，2004年2月調整配產至2×104m3/d，生產穩定；2014年3月調整配產2×104m3/d 后逐漸出現油套壓差明顯增大，但氣量穩定，采取5 次放空帶液措施后油套壓差無明顯改善，2016年1月4日開始出現產氣量下降。

1.4.2 積液原因分析 A4井自投產以來生產穩定，生產至 2016年1月4日突然出現氣量下降，呈斷崖式下跌至氣井無氣，初步判定為儲層水鎖。

2 氣井措施效果分析及生產調整優化

陜X井區措施連續生產氣井占比68.29%，措施連續生產井的總氣量占比58.5%。因此，有必要對該類氣井的措施制度、措施效果及優化調整方案進行專門的研究。

2.1 陜X井區措施效果分析及優化

2.1.1 措施帶液氣井 陜X井區措施帶液氣井6 口。以A4井為例，以提產期間產量、臨界攜液流量、提產后油套壓差縮小值及提產期間產水等4 個指標為量化標準，對2017年進行措施效果分析（見表2）。

由表2 可知，該井共計采取帶液措施4 次，均有一定效果。2017年5月的措施進行后，發現油套壓差變化不大，經分析認為提產幅度太小造成帶液量較小。7月安排措施調整為關井恢復壓力2 h、提產到4×104m3帶液生產，措施效果較5月明顯提高。所以，該井按照配合“關井恢復壓力、產量提至4×104m3帶液生產”措施執行。

2.1.2 泡沫排水氣井 陜X井區共有泡沫排水采氣類氣井18 口，氣井基本無自主攜液能力。以A5井為例，以該井泡排前后油套壓差為量化標準，對該措施氣井2016年、2017年措施效果進行分析對比（見表3）。

分析表明，該井采取油套環空加注起泡劑效果較油管加泡排棒效果好，所以對該井措施進行調整，采取定期套管加注起泡劑。

表2 A4井2017年內措施評價對比表

表3 A5井泡排措施評價對比表

圖2 陜X井區措施氣井管理流程圖

2.1.3 優選管柱氣井 陜X井區共有優選管柱氣井3口。以A6井為例，該井在實施優選管柱工藝前，油套壓差逐漸增大，氣量穩定在0.5×104m3/d，小于最小臨界攜泡流量，泡排效果差。2012年9月實施優選管排水采氣，管柱內徑50 mm，其最低臨界攜液由1.5×104m3/d降至1×104m3/d，臨界攜泡流量由1×104m3/d 降至0.7×104m3/d，攜泡能力大幅度改善，采取泡排后油套壓差逐步減小，至2017年4月該井無需采取泡排措施，即可穩定生產。

2.1.4 柱塞氣舉氣井 陜X井區柱塞氣舉氣井1 口，即A7井，該井于2015年6月2日井口開展柱塞氣舉措施。在實施柱塞氣舉前油套壓差逐步增大，最高油套壓差達到6 MPa，氣井無法正常生產。實施柱塞氣舉后，油套壓5.64/8.66 MPa，壓差明顯減小至3 MPa 左右，氣量基本保持在0.5×104m3/d，生產穩定。

2.2 陜X井區措施調整方案

按照梳理陜X井區措施氣井效果評價過程中的流程，得出陜X井區措施氣井管理的標準流程圖（見圖2）。經措施優化后，陜X井區氣井措施有效率由82.5%提升至92.6%，效果明顯。

3 陜X井區整體增壓模式構建

陜X井區的開發目前已經進入中后期階段，其當前的主要任務是延長氣井生命周期，提高氣井單井產量、最終采收率及儲量動用程度，在嚴格控制氣井出水的前提下保證陜X井區的高效開發。

3.1 陜X井區增壓需求

目前陜X井區的64 口氣井中，有4 口積液氣井，自然連續生產井只占比20.63%，間歇生產井占比28.57%，措施氣井占比連續生產井的68.29%且每周措施次數達到34井次，合計影響氣量達到2.5×104m3/d。另外，新投產氣井產量遞減極快，見水時間早，產水量大，氣量不穩定，且均位屬于該井區的邊部位置。

陜X井區目前常規的開發模式已不能滿足井區平穩、高效生產的需求，綜合井區生產、經營需求和氣田規劃等多方面因素考慮，陜X井區急需增壓開采。

3.2 陜X井區增壓開發方向

根據《靖邊氣田增壓開采與滾動擴邊方案》，陜X井區的B24 以及B26 站屬于方案內設計的增壓集氣站之一，以 B26 站為依托，對 B27、B29、B37、B25 等共計5 座集氣站實施區域性增壓。同時B32、B33 依托B24 站開展區域增壓。B50 站因直接接入干線進入凈化廠，只能單獨增壓。

同時考慮氣井長期穩產目標的前提下，一般氣井增壓模式的建立是在壓縮機定轉速生產的情況下，然而該模式會帶來一些新的生產過程中的問題即是生產中井口壓力的不確定，依然需要排水采氣措施，增加生產運行成本。以A8井為例，分析該井采用不同增壓模式的各種參數。

3.2.1 增壓模式 本文以3 種增壓模式為例，對A8氣井進行生產預測，其3 種增壓模式分別為：（1）常規定轉速增壓模式，該模式是目前靖邊氣田采用的模式，即將集氣站壓縮機的轉速恒定，然后對氣井進行增壓，具體井口壓力的下降無法計算。（2）非常規控壓增壓模式1，該種模式即是待氣井生產至穩產期末后，開展增壓，對該井分別以井口 4.5 MPa、3.5 MPa、2.5 MPa 的壓力進行增壓，生產期間控制壓力恒定進行生產。（3）非常規控壓增壓模式2，該種模式即是立即開展增壓，忽略該井此間段的自然穩產期，分別以井口5 MPa、4 MPa、3 MPa、2 MPa 對該井進行增壓。

3.2.2 累計采氣 以3 種增壓模式分別預測該井生產至2023年1月的累計采氣量，分析其短期開采速度的快慢（見表4）。

由表4 可知，截止同一時間節點，非常規控壓增壓模式2 的累計產氣量最高，達到2.225×108m3，可見以該種模式開采累計采氣最多，開采速度最快。

3.2.3 增壓時機 3 種不同的增壓模式的增壓時機分別（見表5）。

3.2.4 排水采氣措施量 3 種不同的增壓模式生產至2023年10月，按照該井目前每 5 天 1 次，每次 15 L 起泡劑計算，其排水采氣措施量（見表6）。

由表6 可知，截止2023年1月，該井非常規控壓增壓模式2 下的排水采氣措施量最小，開采成本最低。

3.2.5 開采模式的確定 綜上所述，常規增壓與其余兩種增壓模式在累計產氣量的差別不大，但常規增壓后期的設備折舊、排水采氣成本將增加。非常規增壓在增壓初期對氣井攜液有著本質的改善，可以將井筒內的積液緩慢帶出，對于此類自身無攜液能力的氣井。綜合對比兩種非常規增壓方案，非常規增壓模式2 是最優選擇。

陜X井區亟需增壓開采，越早增壓越好，一是可以改善氣井自身攜液能力，降低排水采氣工作量；二是可以穩定氣量，保持井區正常生產；三是部分有生產能力的間歇氣井，因為井筒積液等問題導致關井的可以重新開井，盡最大可能發揮井區的生產能力。

表4 A8井不同增壓模式累計產氣

表5 A8井不同增壓模式增壓時機

表6 A8井不同增壓模式排水采氣措施量

4 結論與認識

結合陜X井區目前的生產情況、總體地質情況以及目前的措施狀況，采用氣藏工程及數據分析對比的手段對該井區的各類氣井分類管理，得出以下幾點結論：

（1）陜X井區的氣井已經進入開發中后期，亟需增壓開采，而采取增壓的時機越早越好。

（2）增壓模式采取控壓開采比定轉速開采更具生產速度、措施壓力等方面的優勢。

（3）對間歇氣井的管理需要考慮排水采氣方面的需求及經濟性的評價。

（4）對于措施氣井的管理應當分類、分工藝形成系統性的措施優化調整方案。