杨易骏 王锦昌 周瑞立 隋冬梅 杨芾汕 符伟兵

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

大牛地气田属于典型的“低压、低产、低渗、低丰度”致密砂岩气藏，随着开发的不断深入，气井压力、产量逐渐降低，43%的老井进入低压低产阶段，自身携液能力下降、井底普遍存在积液。研究表明毛细管自吸和液相滞留是产生水锁伤害的重要途径，而致密砂岩气藏通常束缚水饱和度和毛细管压力较高，这些特征满足了水锁伤害的先天条件；赵哲军、江健等学者进一步证明，气井生产中后期井底存在积液，为反渗析水锁伤害的形成提供了辅助条件［1-2］。因此，大牛地气田部分老井在生产中后期，由于地层能量不足、导致近井地带液体难以排出，存在潜在的水锁伤害。为了解决这一瓶颈问题，研究了一体化采气技术的工艺原理及选井条件，并通过现场试验证明，该工艺能够使部分老井有效释放产能、达到井底净化的目的。

1 一体化采气技术原理

该技术是利用车载柱塞泵将泡排剂与解水锁剂“段塞式”注入井筒，通过闷井返排一体化解决井底积液、近井地带水锁伤害的问题，并针对单井采取“一井一策”的生产制度优化方法，达到充分释放气井产能，实现提高单井采收率的目的。

2 一体化采气技术设计

2.1 选井原则

通过前期室内实验及现场试验攻关，总结大牛地气田一体化采气技术选井原则如下：①储层基质渗透率为1 mD左右的致密砂岩；②投产时间大于5年的直井或定向井；③投产时无阻流量不低于2×104m2／d；④生产过程中套压或产气量出现突降现象；⑤油套压均较低或套压较高而油套压差大（1 MPa＜油套压差＜4 MPa），关井后压力恢复慢或无变化。

2.2 工艺流程

一体化采气工艺技术过程简单，施工程序少，无需特殊设备，车载柱塞泵即可完成相关作业,此外作业时间较短，返排简便。主要工艺环节为：连接管线→套注泡排剂→油注解水锁剂→闷井返排→维护生产。图1为该工艺技术流程示意图。

3 一体化采气技术试验效果评价

3.1 选井情况

图1 一体化采气工艺技术流程示意图

根据选井要求，选取3口老井A1、A2、A3开展现场试验，所选气井均受井筒内积液的影响，前期产气量或套压出现断崖式下降现象，初步判定其储层产生了一定程度的水锁伤害。3口老井基本情况如表1所示。

表1 3口病态老井基本情况表

3.2 效果评价

对表1中选取的3口产生积液及水锁的老井开展了一体化采气技术先导试验，试验过程中各井压力、产量变化分别如图2至图4所示。

由图2至图4可知：A1井空白试验阶段，采取间开及降压带液维持生产，平均油压3.25 MPa、平均套压7.1 MPa，日产气量1 345 m3、日产液量0.23 m3，存在严重积液水锁现象；该井于2017年5月31日实施一体化采气措施，先后加注泡排剂66.5 L，解水锁剂600 L，闷井3 d后利用自身能量进行返排，作业后23 d见效，通过优化生产制度，间开连续携液，最终油套压差降低0.54 MPa，日产气量增加2 381 m3。2017年试验区实施井数3口，加注泡排剂118.6 L，解水锁剂2 800 L，强排17井次产液7.9 m3。实施有效井3口，试验期间及增产阶段均取得了一定的增产效果（表2）。

4 一体化采气技术经济效益核算

图2 A1井一体化采气技术试验过程中采气曲线图

图3 A2井一体化采气技术试验过程中采气曲线图

图4 A3井一体化采气技术试验过程中采气曲线图

表2 3口老井一体化采气技术试验期间及增产阶段数据表

由一体化采气技术先导试验过程可知，其成本费主要包括人工劳务费、柱塞泵运行费、药剂成本及运输费，通过计算可得：3口井的试验总成本费为43.44万元。3口老井开展一体化采气技术先导试验后均取得一定的增产效果，试验有效期为126～193 d，日增产气量2 720 m3、累计增产气量39.317 9×104m3，天然气价按照1.16元／m3计算，日创效0.32万元、累计创效45.61万元，作业成本为43.44万元，投入产出比为1∶1.05。

5 结论

1）验证了排液及解水锁一体化采气技术在大牛地气田是可行的，在3口老井中进行应用取得了一定的增产效果和经济效益，实现了老井井底净化及经济有效释放产能的目的。

2）3口老井采用排液及解水锁一体化采气技术后，平均单井日产气量提高47.96%，平均单井有效期为154 d，增产稳产效果良好。

3）3口老井试验成本为43.44万元，试验后日增产气量2 720 m3、累计增产气量39.317 9×104m3，累计创效45.61万元，投入产出比为1∶1.05，取得一定经济效益。