陕X井区气井稳产对策研究

李柏鹏，郝冠中，刘丽萍，张建华，姚小琪，陈 斌，邵 文，高 岗

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500）

随着靖边气田的开发进入中后期，井区气井平均产能不断降低，产水量不断上升，陕X 富水区的水侵范围不断扩大，其间歇井、弱喷产水井的数量持续增加，有必要开展以此井区为单位的整体生产对策研究。

陕X井区投产气井64 口，目前平均油套压为6.66/9.35 MPa，平均日产气量 72.3×104m3，日产水 9 m3。该区富水区是靖边气田的大型富水区之一，靖边气田地层水成因主要是因为历史上六次的演化阶段：沉积、同生成岩水阶段；表生岩溶期岩溶水阶段；开放体系中承压水流动阶段；有机水-结晶水析出的承压水流动阶段。井区气井措施实施情况（见表1）。

表1 井区气井措施情况

1 气井生产动态分析及稳产能力预测

目前动态分析及预测手段很多，常用的方法主要是传统的ARPS 递减、Fetkovich 方法，以及现代的Blasingame、NPI、AG、物质平衡等方法，本文主要采用Blasingame 模型对气井的生产动态进行研究。本文选取该井区38 口连续生产井开展了RTA 分析评价[1-7]。

1.1 自然连续生产井

陕X井区共有自然连续生产井13 口，以A1井为例对该类型气井的生产动态，气井参数，稳产能力进行分析。

1.1.1 生产动态分析 A1井于2016年11月13日投入生产，初期配产3×104m3/d，气量稳定，油套压差基本保持在1.5 MPa 左右，2017年4月17日站内检修及井口测静压关井1 个月，目前该井的气量有一定程度的下降，调整配产为2.2×104m3/d，生产稳定，因测试静压期间关井一个月，油套压差有一定的增大，井筒存在一定的积液，生产曲线（见图1）。

1.1.2 RTA 拟合 结合该井的试气、钻完井、测井等资料，构建该井的RTA 模型，经Blasingame 模型分析，得出该井的系列参数：k=1.82 mD，s=-4.73，动储量为1.35×108m3。经历史拟合后，该井的参数确定为：k=1.46 mD，s=-5.67，动储量为 1.05×108m3，拟合良好。

1.1.3 稳产能力预测 按照2016年气井合理产能配算，确定该井的合理配产为2.8×104m3/d，最终以气井系统压力5.5 MPa 即井口压力，经Cullender Smith 静气柱压力换算，得到其井底压力为6.72 MPa，经预测，该井可以以2.8×104m3/d 的气量自然稳产至2020年9月。

图1 A1井生产动态曲线

1.1.4 措施时机分析 按照合理配产2.8×104m3/d 的产量生产，按照靖边气田修正临界携液模型得出其临界携液流量为1.571×104m3/d，所以以该井的稳产气量来看，该井在短期内并不存在井筒携液问题，生产至2021年6月，该井将面临产量下降，气井携液困难，确定该井的措施时机是2021年6月。

1.1.5 管理思路 陕X井区的共13 口自然连续井提出气井管理思路“控产定压生产，注意措施时机，提产放空排液，及时生产动态”。

1.2 措施连续生产井

1.2.1 RTA 拟合 陕X井区共有25 口措施气井，以A2井为例，RTA 模型拟合表明，该井的流动形态早已到达边界控制流，经Blasingame 拟合图版，得出该井的系列参数，得出k=0.37 mD，s=-7.39，动储量为3.03×108m3。经历史拟合后，该井的参数确定为：k=0.16 mD，s=-7.8，动储量为 2.90×108m3，拟合良好。

1.2.2 措施有效期预测 A2井于2016年2月开始，产气量下降至1.0×104m3/d，小于其最低临界携液流量。因此，制定定期泡排，助排效果良好，该井可以稳产至2020年3月4日。该井措施有效至 2021年7月4日，届时该井将面临其气量将小于临界携泡流量，出现携液困难现象，建议进行增压生产。

1.2.3 管理思路 对于该类措施连续气井，管理的方式应当结合现场实际，地质结合工艺，提出“尽量延长稳产，及时管控执行，优选措施工艺，按期进行增压”的管理方式。

1.3 间歇生产井

陕X井区共有间歇生产气井18 口，以A3井为例对该类气井的制度优化调整、经济指标评价进行分析评价：

1.3.1 制度优化调整 A3井目前生产不稳定，油套压差增大，且无法满足配产。按照间歇气井生产制度优化步骤对该井进行优化调整，步骤如下：

（1）核实气井压力恢复情况，经生产情况得出该井系列压力恢复参数：关井最高恢复压力8.12 MPa，开前油压5.80 MPa。

（2）确定气井压力恢复速率，经由节选最近该井的关井间歇周期，该井由5.63 MPa 恢复到7 MPa 共计用了71 h，即压力恢复速率为：

式中：vpb-压力恢复速率；ΔP-油压差值；Δt-压力恢复时间。

经计算，该井的压恢速率为0.019 MPa/h。

（3）确定气井压力恢复时间，由该井的压力恢复速率以及关井最高恢复压力可以确定该井具体需要多长关井时间达到关井最高压力：

式中：Ps-关井最高恢复压力。

经计算，该井恢复到8 MPa 需要4.8 d。

（4）确定间歇制度，综上所述，确定出该井的间歇制度为“开井2 h，关井5 d”，针阀全开生产，同时根据油套压变化，适当采取泡排措施。

1.3.2 经济指标评价 对于间歇气井的生产，在尽可能延长该井生产周期、提高该井采收率的基础上，还应当考虑该气井生产的经济性。以A3井为例，具体的经济性评价如下：

（1）生产收入：

式中：Rt-总收入；qg-日产气量；fp-生产周期；Δt-时间间隔。

（2）生产支出，针对间歇气井的生产情况，由于其他经济指标影响较弱，主要评级该井冬季注醇期间，注醇费用与总收益的关系，具体生产支出公式按下式简化：

式中：Ct-总支出；qm-注醇量；Nm-注醇次数。

（3）具体收益，收益即是收入与支出的差值，对于该井的冬季生产情况，进行冬季收益计算：

式中：St-总收益。

经计算，A3井在冬季的具体收益为17 万元。

1.3.3 管理思路 针对此类的间歇生产井，提出“及时分析生产情况，优化间歇生产制度，冬季注醇经济评价”的管理思路。

1.4 井筒积液井

陕X井区有4 口井筒积液气井，对于积液气井而言，关键是尽早组织排空井筒积液，恢复产能。以A4气井为例，从气井生产情况、积液原因、下步措施进行分析。

1.4.1 生产动态分析 A4井投产于2003年11月2日，初期配产为 3×104m3/d，产量波动大，2004年2月调整配产至2×104m3/d，生产稳定；2014年3月调整配产2×104m3/d 后逐渐出现油套压差明显增大，但气量稳定，采取5 次放空带液措施后油套压差无明显改善，2016年1月4日开始出现产气量下降。

1.4.2 积液原因分析 A4井自投产以来生产稳定，生产至 2016年1月4日突然出现气量下降，呈断崖式下跌至气井无气，初步判定为储层水锁。

2 气井措施效果分析及生产调整优化

陕X井区措施连续生产气井占比68.29%，措施连续生产井的总气量占比58.5%。因此，有必要对该类气井的措施制度、措施效果及优化调整方案进行专门的研究。

2.1 陕X井区措施效果分析及优化

2.1.1 措施带液气井 陕X井区措施带液气井6 口。以A4井为例，以提产期间产量、临界携液流量、提产后油套压差缩小值及提产期间产水等4 个指标为量化标准，对2017年进行措施效果分析（见表2）。

由表2 可知，该井共计采取带液措施4 次，均有一定效果。2017年5月的措施进行后，发现油套压差变化不大，经分析认为提产幅度太小造成带液量较小。7月安排措施调整为关井恢复压力2 h、提产到4×104m3带液生产，措施效果较5月明显提高。所以，该井按照配合“关井恢复压力、产量提至4×104m3带液生产”措施执行。

2.1.2 泡沫排水气井 陕X井区共有泡沫排水采气类气井18 口，气井基本无自主携液能力。以A5井为例，以该井泡排前后油套压差为量化标准，对该措施气井2016年、2017年措施效果进行分析对比（见表3）。

分析表明，该井采取油套环空加注起泡剂效果较油管加泡排棒效果好，所以对该井措施进行调整，采取定期套管加注起泡剂。

表2 A4井2017年内措施评价对比表

表3 A5井泡排措施评价对比表

图2 陕X井区措施气井管理流程图

2.1.3 优选管柱气井 陕X井区共有优选管柱气井3口。以A6井为例，该井在实施优选管柱工艺前，油套压差逐渐增大，气量稳定在0.5×104m3/d，小于最小临界携泡流量，泡排效果差。2012年9月实施优选管排水采气，管柱内径50 mm，其最低临界携液由1.5×104m3/d降至1×104m3/d，临界携泡流量由1×104m3/d 降至0.7×104m3/d，携泡能力大幅度改善，采取泡排后油套压差逐步减小，至2017年4月该井无需采取泡排措施，即可稳定生产。

2.1.4 柱塞气举气井 陕X井区柱塞气举气井1 口，即A7井，该井于2015年6月2日井口开展柱塞气举措施。在实施柱塞气举前油套压差逐步增大，最高油套压差达到6 MPa，气井无法正常生产。实施柱塞气举后，油套压5.64/8.66 MPa，压差明显减小至3 MPa 左右，气量基本保持在0.5×104m3/d，生产稳定。

2.2 陕X井区措施调整方案

按照梳理陕X井区措施气井效果评价过程中的流程，得出陕X井区措施气井管理的标准流程图（见图2）。经措施优化后，陕X井区气井措施有效率由82.5%提升至92.6%，效果明显。

3 陕X井区整体增压模式构建

陕X井区的开发目前已经进入中后期阶段，其当前的主要任务是延长气井生命周期，提高气井单井产量、最终采收率及储量动用程度，在严格控制气井出水的前提下保证陕X井区的高效开发。

3.1 陕X井区增压需求

目前陕X井区的64 口气井中，有4 口积液气井，自然连续生产井只占比20.63%，间歇生产井占比28.57%，措施气井占比连续生产井的68.29%且每周措施次数达到34井次，合计影响气量达到2.5×104m3/d。另外，新投产气井产量递减极快，见水时间早，产水量大，气量不稳定，且均位属于该井区的边部位置。

陕X井区目前常规的开发模式已不能满足井区平稳、高效生产的需求，综合井区生产、经营需求和气田规划等多方面因素考虑，陕X井区急需增压开采。

3.2 陕X井区增压开发方向

根据《靖边气田增压开采与滚动扩边方案》，陕X井区的B24 以及B26 站属于方案内设计的增压集气站之一，以 B26 站为依托，对 B27、B29、B37、B25 等共计5 座集气站实施区域性增压。同时B32、B33 依托B24 站开展区域增压。B50 站因直接接入干线进入净化厂，只能单独增压。

同时考虑气井长期稳产目标的前提下，一般气井增压模式的建立是在压缩机定转速生产的情况下，然而该模式会带来一些新的生产过程中的问题即是生产中井口压力的不确定，依然需要排水采气措施，增加生产运行成本。以A8井为例，分析该井采用不同增压模式的各种参数。

3.2.1 增压模式 本文以3 种增压模式为例，对A8气井进行生产预测，其3 种增压模式分别为：（1）常规定转速增压模式，该模式是目前靖边气田采用的模式，即将集气站压缩机的转速恒定，然后对气井进行增压，具体井口压力的下降无法计算。（2）非常规控压增压模式1，该种模式即是待气井生产至稳产期末后，开展增压，对该井分别以井口 4.5 MPa、3.5 MPa、2.5 MPa 的压力进行增压，生产期间控制压力恒定进行生产。（3）非常规控压增压模式2，该种模式即是立即开展增压，忽略该井此间段的自然稳产期，分别以井口5 MPa、4 MPa、3 MPa、2 MPa 对该井进行增压。

3.2.2 累计采气 以3 种增压模式分别预测该井生产至2023年1月的累计采气量，分析其短期开采速度的快慢（见表4）。

由表4 可知，截止同一时间节点，非常规控压增压模式2 的累计产气量最高，达到2.225×108m3，可见以该种模式开采累计采气最多，开采速度最快。

3.2.3 增压时机 3 种不同的增压模式的增压时机分别（见表5）。

3.2.4 排水采气措施量 3 种不同的增压模式生产至2023年10月，按照该井目前每 5 天 1 次，每次 15 L 起泡剂计算，其排水采气措施量（见表6）。

由表6 可知，截止2023年1月，该井非常规控压增压模式2 下的排水采气措施量最小，开采成本最低。

3.2.5 开采模式的确定 综上所述，常规增压与其余两种增压模式在累计产气量的差别不大，但常规增压后期的设备折旧、排水采气成本将增加。非常规增压在增压初期对气井携液有着本质的改善，可以将井筒内的积液缓慢带出，对于此类自身无携液能力的气井。综合对比两种非常规增压方案，非常规增压模式2 是最优选择。

陕X井区亟需增压开采，越早增压越好，一是可以改善气井自身携液能力，降低排水采气工作量；二是可以稳定气量，保持井区正常生产；三是部分有生产能力的间歇气井，因为井筒积液等问题导致关井的可以重新开井，尽最大可能发挥井区的生产能力。

表4 A8井不同增压模式累计产气

表5 A8井不同增压模式增压时机

表6 A8井不同增压模式排水采气措施量

4 结论与认识

结合陕X井区目前的生产情况、总体地质情况以及目前的措施状况，采用气藏工程及数据分析对比的手段对该井区的各类气井分类管理，得出以下几点结论：

（1）陕X井区的气井已经进入开发中后期，亟需增压开采，而采取增压的时机越早越好。

（2）增压模式采取控压开采比定转速开采更具生产速度、措施压力等方面的优势。

（3）对间歇气井的管理需要考虑排水采气方面的需求及经济性的评价。

（4）对于措施气井的管理应当分类、分工艺形成系统性的措施优化调整方案。