BD 區塊典型低產低效氣井挖潛技術研究

李 嘉，高嘉琦，孔維捷，謝 青

（西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065）

靖邊氣田南部區域低產氣井占比不斷提高，在氣井生產中后期，部分氣井流體滲流通道堵塞，從而導致油壓突降、產量快速遞減[1]。針對研究區塊儲層物性差、充填程度高、閉合壓力大等特點，需要對該類低產低效井進行系統有效的分析研究，從而更好的評價解堵措施的效果。

1 研究區塊概況

靖邊氣田位于鄂爾多斯盆地中東部，陜西省靖邊縣、安塞縣、橫山縣與內蒙古自治區烏審旗區境內，氣田烴源巖為下古生界海相碳酸鹽巖地層以及上古生界煤系地層[2]。儲層為奧陶系下統上馬家溝組五段頂部風化殼型含石膏結核的白云巖，以碳酸鹽巖氣藏為主，其上與上古生界二疊系砂巖氣藏部分疊合連片的大氣田[3-4]。BD 區塊位于靖邊氣田南部高橋地區，構造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡靖邊古潛臺南部，沉積期古地貌相對平坦和寬緩，研究區塊的儲層物性參數見表1。

表1 儲層物性參數表

2 低產因素分析

隨著氣井生產時間的延長，緩蝕劑裂解殘留物、管柱腐蝕結垢產物、氣井產出液和其他入井劑的共同作用，造成氣井井筒堵塞節流嚴重，導致氣井無法正常生產，甚至被迫關井[5]（圖1）。由圖1 可知，井筒積液影響氣井產能較為明顯。

圖1 堵塞物類型示意圖

氣田在開發過程中，生產系統普遍存在腐蝕結垢現象，尤其是在開發后期，氣井產水量增加，使得井筒腐蝕結垢現象更加嚴重，這些腐蝕結垢產物在井筒內聚集沉積容易引發井筒堵塞節流，嚴重影響氣井的生產[5-6]，危害如下：

（1）摩阻系數增大，生產油套壓差較大，井筒易積液；

（2）井下管串內徑變小，通井規不能下入預定井段；

（3）氣井產氣、產液不穩定或下降，產量配不夠，氣井生產調控困難；

（4）如果井下堵塞物帶出地面，地面管線輸差將增大；

（5）緩蝕劑堵塞物有一定的消泡作用，泡排工藝效果變差。

3 解堵機理研究

針對氣井生產中后期，部分氣井流體滲流通道堵塞，造成“套壓異常突降、產量快速遞減”特征，氣井進入生產中后期后，天然氣產量下降導致了攜液能力下降，進而造成了井筒積液、近井筒儲層含水飽和度上升[7]。

氣流中的液滴主要受到向下液滴自身的重力和向上氣流對液滴的曳力兩種作用力[7]。氣體攜液的臨界流速為：

式中：Vg-氣流攜液臨界速度，m/s；ρL-液體密度，kg/m3；ρg-天然氣密度，kg/m3；σ-氣液表面張力，mN/m。

臨界攜液流量為：

式中：Q-臨界攜液流量，m3/d；P-井口壓力，MPa；A-井筒內油管橫截面積，m2；Z-氣體偏差系數；uc-天然氣臨界攜液流速，m/s；T-井口溫度，K。

液柱超過一定高度后，因壓差小而導致氣井無法繼續生產，由于液相滯留而引起水鎖效應的原因主要是毛細管壓力作用，其大小可用拉普拉斯方程表示[8]：

式中：PC-毛細管壓力，mN；σ-界面張力，mN/m；R1、R2-曲率半徑，m。

由式（3）可見，毛細管壓力與多孔介質的曲率半徑成反比，孔隙的曲率半徑越小，毛細管壓力相對較大。當氣井發生井底積液現象，井底滯留水容易聚集起來不易排出，更易產生嚴重的水鎖效應。

氣井的長時間生產會導致生產管柱出現堵塞現象，不僅會增加氣井開采的施工難度，而且對修井作業也會產生一定程度的影響，甚至可能會大幅度地降低氣井的產氣量[9]，一般因井底積液而產生水堵塞的位置見圖2。

圖2 井底積液示意圖

由于部分氣井流體滲流通道堵塞，造成“套壓異常突降、產量快速遞減”特征，以“疏通堵塞、改善導流、擴大泄流面積”為目的，BD 區塊一般是通過儲層深度酸化（下古）、近井解堵（上古）等措施，恢復改善氣井生產[8-9]，儲層解堵作用機制見圖3。

圖3 儲層解堵作用示意圖

4 挖潛措施效果評價

本文對幾口典型井的解堵措施前后產量、油壓、套壓進行研究，從而對措施效果進行評價[10-12]。

4.1 G-X 井

4.1.1 G-X 井基本情況 該井生產層位為馬五1-2、馬五1-3、馬五4-1，1999 年12 月開始投產。2010-2022 年歷年年產氣量見圖4。生產中具有典型的“兩段式”特征，初期產量、壓力下降快（圖5）。從2019 年底開始，油套壓逐漸開始降低，接下來幾年年產氣量降低幅度明顯，年產氣量從2019 年560.300 0×104m3降低到2021 年108.277 0 ×104m3。

圖4 G-X 井年產氣量圖

圖5 G-X 井的油壓、套壓圖

4.1.2 措施效果 2021 年底該井經過井筒解堵作業后，2022 年年產氣量有明顯變化，油壓升高約3%；套壓明顯降低，相比前一年低15%，年產氣量為168.413 5×104m3，相比前一年增產64%，解堵效果很顯著，具體情況見表2。

表2 G-X 井生產情況表

4.2 B-X 井

4.2.1 B-X 井基本情況 該井生產層位為馬五1-2、馬五1-3、馬五2-2，從2006 年12 月開始投產，生產方式為自噴采出，期間有幾年穩產期。但由于長期積淀造成油管堵塞，氣、水產出通道變小，油套壓差升高導致氣井無法進行油管生產。2010-2022 年歷年年產氣量見圖6，初期產量高、壓力下降快。

圖6 B-X 井年產氣量圖

歷年油壓、套壓的變化趨勢見圖7，由于不合理的生產制度，過高的追求配產值而忽略了氣井本身的生產能力大小，破壞了氣井的長期穩產能力，從而導致措施后油壓、套壓都升高。

圖7 B-X 井油壓、套壓圖

4.2.2 措施效果 該井在2021 年停井進行深度解堵作業，措施后2022 年年產氣量為424.049 9×104m3，年產氣量相比前一年提高約1 倍。但由于長期不合理的生產，導致極限生產壓差小，同時伴隨著含水飽和度高，后期產水，具體數據見表3。

表3 B-X 井生產情況表

4.3 BD 區塊解堵措施評價

自2019 年后該區塊進行解堵措施，增產效果明顯（圖8），該區塊實施解堵措施期間，儲層深度酸壓解堵累計實施58 口，井均日增氣量2.20×104m3，1 年后井均日增氣量1.50×104m3。其中2021 年實施30 口，井均日增氣量1.85×104m3（圖9），年累計增產7 360.00×104m3。

圖8 歷年日增氣量圖

圖9 井均日增氣量圖

5 結論

（1）通過對BD 區塊低產低效井主要影響因素分類分析，在區塊整體地質認識進一步完善和對氣井生產動態進一步熟悉基礎之上，充分利用豐富的單井動、靜態資料進行老井措施挖潛研究。得出低產低效井影響因素主要有：①井筒積液時間長，排干積液后產量不上升；②氣井產量、壓力突降明顯；③油管無腐蝕穿孔；④水氣比小于4 m3/104m3。

（2）自2018 年到2022 年底，進行解堵措施：酸壓/洗深度改造（下古），近井帶儲層解堵（上古），共65 口井，累計增產氣量13 417×104m3。選取2 口典型井G-X井、B-X 井，實施解堵作業后2022 年年產氣量相比前一年增產明顯，G-X 井年產氣量為168.413 5×104m3，相比前一年增產64%；B-X 井年產氣量為424.049 9×104m3，年產氣量比前一年提高約1 倍。

（3）針對靖邊上古儲層“多層系發育、隔層砂泥巖互疊，次產層動用程度低”等特點，開展的儲層解堵效果明顯，產量提高變化明顯。但老井井筒完井管串復雜、井筒內積液嚴重等井下特征和施工難度較大，周期長等問題依然突出。要綜合研究重新評價儲層，明確剩余儲量分布及規模，完善關停井儲層儲量及復產潛力評價標準，落實挖潛潛力，進一步提高老井采收率。