常鹏，李大昕，白建收，陈存良，王涛，姚欣欣，孙泽虎

（1.西安交通大学，陕西西安710049；2.中国石油长庆油田分公司，陕西西安710018）

苏东区气井排水采气技术对策及应用效果

常鹏1，2，李大昕2，白建收2，陈存良2，王涛2，姚欣欣2，孙泽虎2

（1.西安交通大学，陕西西安710049；2.中国石油长庆油田分公司，陕西西安710018）

随着致密储层气藏开发年限的延续，呈现出气井能量逐渐下降、携液能力减弱、积液量增多的趋势，严重制约着气田产能发挥。结合气田南区、中区、北区气井静态资料、生产动态特征等，充分分析各种排水采气措施的实用性及实施效果，总结出适用于苏里格气田东区不同区域积液井的排水采气对策，并建立了南区、中区、北区的排水采气制度、选井依据、适应条件和标准流程，为致密储层气田排水采气提供了开发对策借鉴作用。

苏里格气田；积液气井；排水采气；工艺措施

苏里格气田东区在气井开发生产过程中，随着地层压力的下降，地层水的侵入、气井凝析水的出现极大地影响气井产量和气藏采收率，产量递减日趋严重，出现气井的间歇生产甚至停产，严重地影响了气田的开发和生产。因此，气井积液是苏里格气田东区所面临的一个重大的生产问题［1］。在积液井逐年增多、排水采气趋于多元化复杂化的背景下，怎样将泡排、速度管柱、气举等成熟的排水工艺更好的应用于不同类型气井，达到进一步提高排水采气效率、降低员工劳动强度的成为目前急需解决的问题。

1　不同区域排水对策及实施效果

苏里格气田构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部、天环坳陷、伊盟隆起南部，整体表现为低压、低渗、低丰度、低产特征［2-3］；苏里格气田东区较中区、西区更复杂，具有典型的致密储层特征。

苏里格气田东区的中北部，上古生界主要含气储层是盒8段、山1段［4］。苏里格气田东区平均单井日产气量0.79×104m3，液气比0.47 m3/104m3；其中积液井比例达60%，成为制约气田产能发挥的主要因素［1］。

随着气田开发年限不断延长，以及对整个苏里格气田东区认识的加深。为了更方便开展工作，结合日常排水采气实施效果分析，为了方便开展工作及日常管理，现将苏里格气田东区按照地质特征，结合气井情况划分为南区、中区、北区三个区域。

从苏里格气田东区整个区域来看，从南到北，气井平均无阻流量、单井平均日产气量均呈上升趋势，日产液量、液气比整体呈下降趋势。反应出苏东区块地质条件、气井生产特征南区好于中区，北区最差的趋势。

1.1南区排水采气对策及实施效果

针对该区产量高、产液少、积液量少的气井特征，结合历年来排水采气实施效果，确定该区以数字化排水为主，辅助个别井“一井一策”的工艺特征。经过试验及不断优化完善，最终形成一套适合于该区的数字化排水技术系列，建立了相对完善的数字化排水采气示范区（见图1）。

图1　苏里格气田东区分区生产参数柱状对比图

1.1.1实现产水井智能管理根据气井生产特征，利用其油套压、气量、泡排制度等变化特点，分别从积液判识、制度落实、效果分析等方面编写成计算机程序［3］，搭建排水采气数字化平台［5］，具体分为气井积液智能监测模块、气井制度智能提示模块、排水效果智能分析模块（见图2）。

图2　智能化管理平台功能框架图

1.1.1.1气井积液智能监测当连续生产井或新投产气井积液后，积液井智能监测模块根据气井压力、气量变化等特征，判断出气井积液并及时进行报警反馈，技术人员及时根据气井积液特征制定相应的排水采气制度，组织现场实施并将该井添加到气井制度智能提示及排水效果智能分析模块，形成数字化跟踪管理。

1.1.1.2气井制度智能提示气井制度智能提示模块主要将气井泡排周期、泡排量、间歇时间等制度预先输入数字化平台，计算机对制度周期产生记忆，根据制定的制度推算制度执行日期并进行实时提示（如2 d内执行井标红，3 d内执行井标黑）。员工落实气井制度后录入执行情况，每月智能提示模块会根据气井制度和执行情况进行统计汇总，确保制度有效落实。

1.1.1.3排水效果智能分析排水效果智能分析模块是在气井排水采气制度执行后，跟踪分析气井压力、产量等参数，对比制度执行前后参数变化趋势，进而判断气井排水采气实施效果，对于效果不好的气井定期汇总并进行提示，技术人员进行分析并优化制度。

1.1.2远程泡排不断优化随着积液井越来越多，泡沫排水采气工作量不断增大，远程泡排成为苏里格气田排水采气的必然趋势，但由于自动加药装置处于试验及初步推广阶段，所以存在各种问题，2013年以来，通过跟踪分析日常生产中自动加药装置存在问题，并开展相关优化及改进，具体如下：

1.1.2.1自动投棒装置优化由于自动投棒装置安装在气井井口，且移除复杂，所以影响日常生产中打捞井下节流器、测压、探液面等井下作业［6］。

措施一：设计出“偏心式”自动投球装置，该装置通过偏心通道结合泡排球，可以安装在井口侧边，实现偏离井口的目的。

另外，在日常操作中，泡排棒卡棒是影响正常排水采气的重要因素之一，卡棒后必须人员到井口排除故障，增加了日常维护工作量，且影响气井排水采气。

措施二：在原装置加药筒上方加装压棒推杆，实现投棒时助推泡排棒下落的功能。

1.1.2.2自动注剂装置优化针对泵压式井口自动注剂装置结构复杂、耗电量大、成本高、易被盗等缺点，开展了井口重力式泡排剂-甲醇两用滴定装置的研发［6］，目前该设备已成功应用到现场，运行平稳。

泵压式加注装置缺点：（1）电机耗电量较大，现场仅能工作15 min～30 min；（2）加注柱塞泵维护工作量较大；（3）需增设蓄电池和太阳能板，成本高，易被盗。

重力式加注装置特点：（1）能实现井口套管注药剂和地面管线注药剂两用功能；（2）设备结构简单，成本低，重力式加注，安全风险低；（3）容积大，加注频次降低。

1.1.2.3远程泡排应用情况及效果分析选取形成成熟泡排制度的井，开展自动加药装置安装，累计安装投棒装置125套，注剂装置50套，井口自动加药装置占总积液泡排井数的44%。由于南区气井产水较少，气井产量高，结合缓释型泡排棒进行加注，可实现降低加注频次、降成本增效益的目的。日均增产气量较投运前泡排产量增加2.3×104m3，员工劳动强度降低38%，单井关井时间日均降低2.5 h。全年累计增产1 876× 104m3。

1.1.3自动化柱塞气举趋于成熟经过4年时间试验及应用，柱塞气举已然成为苏里格气田气井正常生产的一项有效措施［7-9］。在此基础上，引进新型不关井柱塞，推广开展新型柱塞气举可行性试验，并实现部分井增产，气井适应性有待进一步评价细化。该装置克服了安装捕捉器需进行井口改造的缺陷，从而避免了安全风险，提高了气井利用率，与常规柱塞相比，成本降低为原来的五分之一。

选取井筒积液量不大，间歇排液较好的产水井开展远程柱塞气举。累计采用柱塞气举生产井11口，5口为新型不关井柱塞，整体排液效果较好，7口井实现不同程度增产，单井日均增产气量0.22×104m3。全年累计实现增产437×104m3。其余4口效果不明显，需进一步完善选井依据。

表1　柱塞气举排水采气井实施效果表

1.1.4远程定压间歇排水针对产量较低，不能实现连续生产或连续生产不能持续携液的气井，利用数字化气田优势，实现间歇气井远程定压开关［2］。优选远传无故障、电磁阀开关灵活、座封良好的20口井进行远程定压间歇生产。

全年累计开展761井次，低产气井排水效果良好，实现增产气量118×104m3。

1.2中区排水采气对策及实施效果

针对该区气井产能相对较低、液气比较高、气井泡排制度不成熟的特点，确定该区以常规人工泡排为主，辅助压缩机气举、氮气气举、速度管柱排水采气等机械排水方式，最终形成一套适合于该区的“泡排+机械”排水技术系列，建立了针对不同特征气井相对完善的排水方式。

1.2.1常规人工泡沫排水采气

1.2.1.1逐步完善了泡排制度泡沫排水采气技术作为苏里格气田排水采气的最基本、投注最小、最简单、见效最快、应用范围最广的措施［8-10］，通过不断摸索同类型井产液及泡排规律，深化“泡沫排水采气五步法”（见图3），将泡排制度由一口井向一类井转变，逐渐建立区域性最优化泡排制度。同时推广低产井自发泡型泡排棒，辅助定期压缩机激动带液，最大程度挖潜。

1.2.1.2应用情况及实施效果通过井筒积液量的理论计算及探液面结果，结合前期泡排试验所取得的效果及各种泡排剂的使用性能，确定出实际生产运行过程中不同类型气井所适用的泡排棒和泡排剂的加注浓度、加注周期、加注方式等，建立合理的气井泡排制度，同时针对不同特征气井，建立了短期关井恢复、油管充压泡排、打捞节流器泡排等多元化泡排方式。

1.2.1.3压缩机定期激动排液针对该区域低产低效井多，受压缩机启停影响较大，开展中区夏季压缩机激动排液试验，降低井口压力，进而辅助泡沫排水采气。通过试验摸索出各站压缩机最优化启停制度：如苏东X站最优化制度为停6 d启1 d，苏东Y站为停4 d启1 d，启停一周期该区7个站共计增产气量14.5×104m3，排液及增产效果明显。

1.2.2氮气气举、压缩机气举氮气气举、压缩机气举均适用于气井积液压死或泡排无效果的具有复产潜力气井［9］。但由于二者所需外界条件不同，需将气井进行细化，结合历年来该类型工艺现场应用情况及增产效果，最终确定出两种排水工艺在苏里格气田东区的适应条件：

氮气气举适应条件：（1）产量低于0.2万m3，或积液压死具有复产潜力的井；（2）套压大于10 MPa。

压缩机气举适应条件：（1）产量大于0.2万m3，或常规泡排无效果具有复产潜力的井；（2）套压小于10 MPa；（3）同一干管气量较大，积液井少，干管积液量小（见图4）。

表2　气举井实施效果统计

图3　泡沫排水采气“五步法”

应用情况及实施效果：通过前期精细选井、加强方案审核、现场动态跟踪等方法。实施压缩机气举13口，氮气气举4口，其中10口井效果显著，平均气举时间13.5 h，套压下降4.70 MPa，日增产气量4.68×104m3。全年累计增产气量621×104m3。

图4　气举措施标准技术路线

1.2.3速度管柱排水采气在速度管柱排水采气工艺成熟［7，9］、选井依据相对完善的前提下，2013年，重点从降成本、增效益方面提升速度管柱排水采气实施效果。主要体现在以下两方面：（1）组织地质技术骨干进行精细选井，确保增产效果明显，增效益；（2）结合井筒隐患井，利用修井起管柱后下入速度管柱生产，节约成本。

累计下放速度管柱6口井，速度管柱生产前平均套压8.26 MPa，气量0.36×104m3，目前平均套压5.63 MPa，日产气量1.42×104m3，单井日增产气量1.06×104m3，累计增产气量434.36×104m3。

1.3北区排水采气对策及实施效果

针对该区气井产能低、产水量大、液气比高、产量递减快、压降快等特点，确定该区以进攻型防水措施为主，在投产前通过合理控制生产压差、优化节流器下深、下入气举阀等措施降低气井产液量、加大排液力度、提高气井携液能力，尽可能降低气井投产初期积液风险，并针对部分产能较低井，采取不节流间歇生产方式，最大限度发挥气井产能。最终形成适合于该区的“井下工具+间歇生产”为主的排水技术系列。

1.3.1合理控压生产降低气井产液量在成藏过程中气对水的驱替不彻底，形成了成藏滞留水（束缚水），在生产过程中生产压差过大就会将束缚水转变为可动水带出来，因此气井在投产时应合理配产、控制生产压差避免束缚水的产出（见表4）。

表4　苏东*-57井产气剖面解释结果

表3　速度管柱井效果分析表

苏东*-57井产气剖面测试时，该井2万m3配产时平均产液量1.67 m3/d，平均液气比0.79 m3/104m3；5万m3配产时平均产液量8.56 m3/d，平均液气比1.78 m3/104m3，表明生产压差增大产液量明显增大。

1.3.2提高气井携液能力

1.3.2.1音速雾化器提高气井携液能力针对节流器以下存在积液或携液能力不足气井，在不改变地层能量、不改变管柱结构的同时达到提高自主携液能力的目的。设计并研发音速雾化器，并在实验室和现场开展试验，试验证明音速雾化器既能起到节流作用，又能提高气井携液能力［11-12］，且成本低廉、投捞方便。

重点选取3口井进行音速节流器实施前后排水效果进行对比，试验证明，采取音速节流器生产后，2口井日气量平均增加0.22×104m3，增产效果明显；另一口井气量降低，初步推断为节流导致。

1.3.2.2节流器下深优化随着井筒深度的增加，气井临界流速逐渐减小，为低产气井的连续生产，将节流器下深从1 800 m调至2 500 m，保证气流将地层水带到节流器入口位置，降低了排水采气难度，达到减缓气井节流器以下积液目的［13］。

1.3.3加大投产前排液力度

1.3.3.1低产井放喷排液新投产气井早期的控水采气是杜绝积液井不断增多的关键环节。利用气井从试气到投产的时间间隔，对压裂排液不彻底的低产气井采取放喷带液措施，再次排液后投放节流器生产。根据新投产气井投产前试气资料分析及原始地层压力测试结果，对20口井采取放喷带液措施，平均单井排液7.8 m3。

1.3.3.2气举阀助排根据该区低产低效井多，试气时返排率相对较低的情况，在该区重点推广气举阀助排，在气井投产前采用“气举阀+氮气气举”复合式排水来提高气井返排率［14］，同时形成一套严格的从选井到气举的专业流程，确保气井投产初期不积液。

截至目前共安装气举阀气井65口，投产33口，除2口井积液外，其余气井投产后均未出现积液现象，总体排液效果良好。

1.3.4间歇生产针对无阻流量低、无法实现连续生产的井，主要采用不投放节流器或打捞节流器后间歇生产方式［2］。该区采取间歇生产井20口，间歇生产后，单井平均日产气量增加0.13×104m3。

2　结论及认识

（1）建立了以南区“数字化排水”、中区“组合泡排+气举+优选管柱”、北区“井下工具+特殊生产制度”的分区排水制度。

（2）针对不同类型气井，建立了各种排水措施的选井依据、适应条件及标准流程，为苏里格气田等致密储层气田排水采气提供了理论基础及技术借鉴。

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Drainage gas recovery technology countermeasure and application effect in eastern of Sulige gasfield

CHANG Peng1，2，LI Daxin2，BAI Jianshou2，CHEN Cunliang2，WANG Tao2，YAO Xinxin2，SUN Zehu2
（1.Xi'an Jiaotong University，Xi'an Shanxi 710049，China；2.PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

There is a declining trend of formation pressure，and the capability of carrying water to the wellhead has weakened，so effusion quantity increases and results in a diminished output.Combining with gas well static data and dynamic characteristics，etc.of southern，central and northern of gasfield，we are analyzing of the practicability of drainage gas recovery measures and implementation effect fully，summarize drainage gas recovery measures of Sulige gasfield in a different areas，and set up drainage gas recovery systems，foundations of selecting well，adaptive conditions and standard procedures，provides drainage gas recovery development countermeasures for tight gas reservoirs.

Sulige gasfield；effusion；drainage gas recovery；technological measures

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.017

TE375

A

1673-5285（2015）06-0059-06

2015－05-10

常鹏（1983-），工程师，2005年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事天然气开发研究和管理工作，邮箱：cpyanzi@163.com。