蘇東氣田東一區高壓低產井治理效果分析

張紫陽，巨美歆，任曉建，于蘇浩，李昊璽，吳 榛

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

蘇里格氣田東一區是東區的主力產氣區塊，但近5 年由于投產氣井日益增多，部分井由于井筒積液、節流器故障等原因產能無法有效發揮，套壓持續上升形成高壓低產井。通過現場分析與實踐認識，將高壓低產井定義為：開井套壓大于15 MPa，日產氣量低于0.1×104m3的氣井。

區塊投產氣井981 口，平均套壓10.8 MPa，平均單井產量0.57×104m3/d。其中高壓低產井76 口，平均投產年限4.5 年，投產前平均套壓20.8 MPa，目前平均套壓17.4 MPa，高于區塊平均套壓61.1 %；投產初期平均單井產量0.9×104m3/d，目前平均單井產量0.07×104m3/d，低于區塊平均單井產量87.7 %。

如果每一口高壓低產井單井產量提高0.2×104m3/d計算，76 口高壓低產井可增產15.2×104m3/d，達到增產增效的目的。此外，有效發揮高壓低產井的產能對于氣井復產、氣井精細化管理，也有重要指導意義[1，2]。

1 高壓低產井形成原因

氣井生產過程中，遠井地帶的地層能量逐漸傳導至近井地帶，但因井筒積液或者節流器氣嘴堵塞等原因，近井地帶地層能量無法釋放，形成了高壓低產井（見圖1）。通過分析高壓低產井生產動態，結合油管探液面和節流器資料，分析出高壓低產井形成的原因有如下幾種。

圖1 高壓低產井形成示意圖

1.1 氣井嚴重積液

少部分氣井由于地質條件差，氣井依靠自身能量排液困難，投產后快速積液，地層能量不能釋放，形成高壓低產井。

此外，部分氣井隨著生產時間的延續，壓力、產量降低，產液無法有效排出，油管積液越來越高，形成高壓低產井。

1.2 氣井異物堵塞

部分氣井因井筒較臟，隨著生產時間的延長，氣井壓力產量下降，不足以將井筒異物及時帶出，特別是關井以后，井筒內油泥、胍膠混合其他雜質在油管喇叭口附近逐漸黏附沉淀形成垢物，堵塞了油套通道，導致套壓持續升高，形成高壓低產井。

1.3 井筒節流器故障

蘇東氣田氣井普遍采用井下節流工藝，一旦節流器發生故障（氣嘴堵塞、節流器砂埋、節流器上行等），氣井產能無法有效發揮，套壓持續升高，形成高壓低產井。

1.4 復合因素

實際生產中，部分高壓低產井的形成原因可能并非單一的，隨著高壓低產井形成時間的延長，主控因素甚至發生改變。例如一口高壓低產井形成初期可能是因油管積液的影響，氣量無法有效發揮，此時的主控因素是油管積液。而如若措施不當，油管液柱持續升高，節流器打撈變得困難，進一步影響油管積液的排出，節流器變成主控因素。因此，分析高壓低產井的形成原因時，需要綜合考慮，找出不同階段的主要影響因素，逐一破之，才能達到較好效果。

對區塊76 口高壓低產井進行分類統計（見圖2）。

圖2 區塊高壓低產井分類餅狀圖

2 高壓低產井治理措施

結合上面分析，根據區塊工作量情況，從76 口高壓低產井中初步選取20 口井開展實驗（嚴重積液型10 口，油套不通型2 口，井筒故障型5 口，復合因素型3 口），針對其形成原因，制定高壓低產井治理技術路線（見圖3）。

2.1 嚴重積液高壓低產井治理措施

根據上面治理技術路線，通過對嚴重積液型高壓低產井分別采取打撈節流器排液、油套導平衡、壓縮機（氮氣）氣舉、管柱優化以及輔助注劑和間歇等措施，10口中7 口井效果較好，有效率達到70 %。

例如，蘇東c 井2012 年投產，隨著生產時間的延長，氣量下降，套壓上升，形成高壓低產井。探液面顯示該井液面離井口946 m。通過油套平衡和輔助注劑等措施，套壓下降8.15 MPa，產量增加0.15×104m3/d。

2.2 異物堵塞高壓低產井治理措施

通過對異物堵塞高壓低產井采取解水鎖（酸洗）作業，即向油管和油套環空加注解水鎖劑（1

蘇東d 井于2013 年投產，生產層位馬五42+馬五5，無阻流量44.969 7×104m3/d，投產前套壓22 MPa，投產初期按照2×104m3/d 配產，套壓持續下降至7.6 MPa，氣量下降至0.2×104m3/d（階段一：投產至2016 年3 月）。

2016 年3 月以后，氣量持續下降至不產氣，套壓持續上升至15 MPa（階段二：2016 年3 月～2019 年6月）。在該階段內氣井油管少量積液，但采取常規泡排間歇措施無效，油套導平衡措施亦無效，2016 年10 月實施套管氮氣氣舉未能舉通，懷疑油套不通。

圖3 高壓低產井治理技術路線

2019 年5 月26 日開始實施解水鎖作業，2019 年9 月16 日開始氣井產量恢復至3×104m3/d，套壓持續下降至10 MPa，氣井復產。

2.3 節流器故障高壓低產井治理措施

通過對節流器故障高壓低產井分別采取打撈節流器、油套導平衡和措施間歇，5 口井治理后有效率達到60 %，2 口井因節流器打撈失敗無效果。

例如，蘇東e 井2009 年投產，2017 年9 月開始套壓持續上升，產量低于0.1×104m3/d，形成高壓低產井。打撈節流器4 次，成功后先通過油套導平衡和措施間歇進行排液，后于2019 年5 月重新投放開井，產量上升至3×104m3/d。

2.4 復合因素高壓低產井治理措施

復合因素高壓低產井治理首先要分析其形成的原因有哪些，然后針對各個原因找出現階段的主控因素，采取針對措施，才能達到較好效果。

通過對復合因素高壓低產井采取解水鎖、打撈節流器等措施，3 口井中1 口井有效果，有效率33.3 %。

例如，蘇東f 井井下節流生產，于2017 年投產后套壓長期不降，短期關井存在油套壓差，說明節流器以上存在積液。經分析，節流器故障和油管積液都是制約其形成高壓低產井的因素。由于采取常規泡排措施無效，說明節流器是現階段的主控因素；打撈節流器后氣井產量依然無法發揮，油管積液又轉變為主控因素，通過開展解水鎖清洗油套環空、油套平衡以及輔助間歇和注劑等措施，氣井復產。

3 效果與結論

3.1 高壓低產井治理效果分析

通過對20 口高壓低產井治理效果分析，實施后平均套壓下降4.62 MPa，累計產量增加11.01×104m3（見圖4）。

圖4 高壓低產井治理效果柱狀圖

3.2 結論與認識

（1）通過分析高壓低產井形成原因，可以看出氣井嚴重積液占比最高，因此加強氣井積液識別以及積液初期的排水采氣工作，對于避免高壓低產井的形成有重要意義。

（2）隨著氣井生產時間的延長，節流器不應成為井筒的長期不動設備，應定期打撈和調整深度，保證氣井正常生產的必要條件。

（3）復合因素型高壓低產井治理難度較大，找出不同階段的主要影響因素，逐一破之，才能達到較好效果，是下步研究的重點工作。