青石峁氣田氣井生產階段劃分及生產管理對策研究

李坪東，吳新偉，李傳龍，楊雯棋，李長忠，任 澤，王 力，郎凱皓

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 區域地質及生產簡況

青石峁氣田隸屬寧夏回族自治區鹽池縣、陜西省定邊縣與甘肅省環縣，構造位于鄂爾多斯盆地西緣天環坳陷中段。目前氣田處于開發階段初期，投產氣井36 口，單井產量0.7×104m3/d，水氣比1.6 m3/104m3，氣井帶液生產嚴重影響氣井穩產，低產井、高水氣比導致氣井無法正常連續生產，多數井表現低產間歇特征。根據不同類型氣井和不同生產階段動態特征，分類分階段實行差異化管理對策，確保氣井實現全生命周期生產，從而有效指導青石峁氣田高效開發。

2 氣井生產階段分類

氣井正常生產時，氣體流速高，井筒內多相流動類型主要為霧狀流、環狀過渡流，連續相氣體會將液體以顆粒的形式攜帶到地面。由于衰竭式生產，隨著生產時間延長，地層能量虧損，氣體流速降低、攜液能力下降，多相流動類型轉變為段塞-環狀過渡流、段塞流，流體滯留井底出現積液，氣井需滿足臨界攜液流量以上才能保證連續攜液生產。

青石峁氣田為典型的富含水氣藏，區塊試氣產水量較低，但投產后動態顯示不同程度出水，單井產量低、產水量低，油套壓差大，積液特征明顯。根據氣井生產特點，綜合產氣量與臨界攜液流量的關系及氣井多相流動類型，將區域氣井進行生產階段劃分：投產前、投產初期、連續攜液生產、措施連續生產、間歇生產、積液停產6 個階段[1]。

氣井在不同的生產階段，井筒內多相流動類型存在較大差異，當QG

3 差異化生產管理對策

在青石峁氣田生產情況基礎上，綜合分析區域氣井合理生產壓差、合理配產、臨界攜液流量等影響開發效果的關鍵因素，總結氣井生產特征的認識，按照氣井生命周期管理理念，分類分階段實行差異化管理，提出不同生產階段合理工作制度及生產管理對策。

3.1 氣井投產前階段

青石峁氣田主力層地層壓力系數0.81～0.85，屬低壓氣藏，氣井投產后整體壓力較低，合理配產是實現氣井長期穩產的基礎，若配產較低，氣井無法滿足攜液生產條件，井筒內迅速積液，產氣量急劇下降，延長開采周期；若配產較高，井底生產壓差過大，氣井產能遞減加快，穩產期變短，最終采收率低。同時優化投產方式，優化生產制度，源頭控制氣井產能，延長氣井生命周期。

3.1.1 制定合理配產 綜合分析試氣與生產數據，氣井無阻流量與日均產氣量具有較好相關性，結合儲層砂體發育及含氣性評價成果，分別建立C1、C2 段儲層評價標準（表1）。

表1 青石峁氣田儲層評價標準表

按照儲層評價標準，確定氣井靜態分類，類比蘇里格西區配產經驗，考慮區內氣井普遍產水特點，依據“低配長穩”確定初期產量（表2）。

表2 青石峁氣田新井配產原則（經驗法+統計分析法）

結合產量不穩定分析法，利用RTA 進行模擬預測，得出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井合理配產分別為1.8×104m3/d、0.8×104m3/d、0.3×104m3/d，加權平均得到區域合理配產0.8×104m3/d。

綜合分析礦場經驗法、完試井統計法、產量不穩定分析法，依據“低配長穩”確定初期產量，得出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井合理配產分別為（1.0～1.5）×104m3/d、（0.8～1.0）×104m3/d、（0.5～0.8）×104m3/d，平均得到區域合理配產0.7×104m3/d[3]。

數學的德育因素很多，但它不像政治課那樣外露，多蘊含于數學教材的深處，教師必須深入鉆研教材，掌握其科學體系、把握其結構聯系，從中挖掘出德育因素，并前后照應，理清脈絡。如經過鉆研，圓錐曲線一章德育內容確定如下：

3.1.2 優化投產方式 按照“高產井適當保護、中低產井積液預防、積液井優選排水采氣措施”的管理思路，優化氣井投產方式，Ⅰ類井投放節流器控壓穩產，輔助泡沫排水措施，跟蹤投產井生產動態，及時調整配產；Ⅱ類井優化生產管柱，針對氣井出液情況開展柱塞氣舉、射流泵強排等排水措施，提高連續生產采氣量；Ⅲ類井無節流器生產，兼顧泡沫排水、柱塞氣舉等排水措施，低產井、高產液井輔助間歇生產。

3.2 氣井投產初期階段

該階段壓力變化呈現出明顯兩段式特征，初期產量、壓力下降速度快。政策應以“合理配產、控壓生產”為主，加強生產動態跟蹤，定期調整配產，以保證生產壓差在合理范圍內，控制氣井產水。

3.2.1 合理生產壓差

3.2.1.1 生產壓差下限 致密巖性儲層中流體滲流會遇到較大的毛管阻力，因此需要足夠大的生產壓差克服排驅壓力，故以排驅壓力作為生產壓差下限。統計分析區塊壓汞實驗數據（圖1），儲層樣品的毛細管壓力較高，排驅壓力為0.01～2.77 MPa。

3.2.1.2 生產壓差上限 在一般情況下，生產壓差越大，氣井產氣量越高。但過高的生產壓差會對儲層造成傷害，導致部分束縛水變成可動水，產水量升高。綜合分析區塊C1、C2 段地層壓力測試數據及試氣產水情況（圖2），當生產壓差大于8.00 MPa 時，試氣普遍出水。

圖2 青石峁氣田歷年實施井C1、C2 段地層壓力對比圖

青石峁氣田與蘇里格氣田儲層物性相當，通過建立生產壓差和含水飽和度的關系（圖3），可知青石峁氣田所產地層水主要為一定壓差條件下自由水與可動束縛水。控制生產壓差小于3.40 MPa，地層只產極少量凝析水；生產壓差在3.40～8.00 MPa，地層產極少量凝析水與自由水；生產壓差大于8.00 MPa，地層產出凝析水、自由水及可動水。

圖3 青石峁區與蘇西區轉換壓汞曲線圖

3.2.2 實例分析 因此確定青石峁氣田合理生產壓差下限為0.01～2.77 MPa，上限為3.40～8.00 MPa，通過控制生產壓差可以有效控制氣井產水。

該井投產初期壓降速率較快，優化調整配產1.8×104m3/d，日產水量1.2 m3，生產期間生產壓差大，積液周期2 d。后調整配產1.5×104m3/d，日產水量0.4 m3，積液周期5 d，通過短期內調整瞬時流量排液，緩解井筒積液，氣井整體生產更加平穩。

3.3 連續攜液生產階段

該階段產量、壓降較為平穩，政策應以“高產井適當保護、中低產井積液預防”為主，優化生產制度，動態配產調整，控制氣井壓降速率，延長連續生產周期。

3.3.1 動態配產調整 根據氣井生產動態，結合累產氣量與壓降速率圖版，快速判識生產井合理壓降范圍，依據經驗產能公式進行動態配產調整。

（1）合理壓降速率：借鑒蘇里格生產規律，建立累產氣量與壓降速率圖版（圖4），擬合氣井不同生產階段對應的合理壓降速率，確定青石峁氣田合理壓降速率初期控制在0.030 MPa/d，老井控制在0.006 MPa/d。

圖4 青石峁區與蘇中、西區壓降速率圖版關系

（2）經驗產能公式：無阻流量是評價氣井合理產能的重要指標，本文采用使用較為廣泛、應用效果較好的陳元千無阻流量計算模型，以無阻流量的1/4 作為氣井合理配產，對氣井進行優化調整。

式中：pR-靜壓，MPa；pwf-流壓，MPa。

3.3.2 實例分析 以Q28 井為例，折算氣藏中深4 006.25 m 處時pR=28.4 MPa，pwf=23.8 MPa，計算qAOF=2.98×104m3/d，配產為0.75×104m3/d。該井按照配產0.75×104m3/d 時，累產氣324.9×104m3，壓降速率0.004 MPa/d，單位壓降產量48.4×104m3/MPa，整體生產較為平穩。

3.4 措施連續生產階段

該類井產液量較高、產能較低，“低配長穩”的配產方法無法充分發揮氣井攜液能力，重點應優選排水采氣措施，確保氣井滿足攜液生產條件。

臨界攜液流量：在李閩、王毅忠及改進后的臨界攜液流量模型基礎上，結合區塊生產情況，確定氣井臨界攜液流量。青石峁氣田單井產量0.7×104m3/d，當生產管柱為73.025 mm 時，臨界攜液流量正常生產井在1.0×104m3/d，泡排氣井在0.6×104m3/d 可滿足所有氣井攜液生產（表3）。

表3 不同井口壓力、不同生產管柱情況的臨界攜液流量

3.5 間歇生產階段

該類氣井產能下降快，壓降速率大（＞0.030 MPa/d），無法連續生產，因此建議采取打撈節流器生產，輔助間開+排水采氣措施，短期內調大瞬時排液，最大程度提高氣井最終采收率，目前區塊常用排水采氣措施為泡沫排水、氮氣氣舉、柱塞氣舉等。

3.6 積液停產階段

該類氣井指已達到經濟極限產量和所對應的廢棄壓力，以放空生產為主，在考慮效益情況下，針對有潛力的嚴重積液井無節流器生產，開展強排水措施，低產低效井實施重復壓裂、補孔改層、地質報廢。

4 結論

（1）青石峁氣田合理生產壓差下限為0.01～2.77 MPa，上限為3.40～8.00 MPa，控制生產壓差可以有效控制氣井產水。

（2）青石峁氣田Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井合理配產分別為（1.0～1.5）×104m3/d、（0.8～1.0）×104m3/d、（0.5～0.8）×104m3/d，平均合理配產0.7×104m3/d。

（3）投產前、投產初期階段以“合理配產、優化投產方式”為主，控制生產壓差；連續攜液生產階段優化生產制度，動態配產調整，控制壓降速率；措施連續生產階段應優選排水采氣措施，增強氣井攜液能力；間歇生產階段無節流器生產，輔助間開+排水采氣措施，最大程度提高最終采收率。