张一果，杨 睿，吕明月，成育红，南学龙，刘向前，林孟雄

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

苏里格气田具有独特的成藏地质特征[1]，储层“低渗、低压、低丰度”的三低特征使气井在生产后期表现为压力低、产量小、积液严重。目前本厂产量任务紧张，新建产能难以弥补产量递减，因而急需这些数量庞大的低产井贡献产能。在此背景下应逐渐重视气井间歇生产制度的应用，使之成为低产低效气井后期的一种有效管理方法。

目前间歇制度在苏X区块广泛应用，该区块已连续开发10年，低压低产是该区的最大特征。2017年10月31日，平均单井日产气量已降至0.31×104m3。其中套压小于6 MPa的气井133口，占45.5%，套压介于6 MPa～10 MPa的气井101口，占34.6%，气井已大面积进入低压阶段，气井管理难度加大。2017年5月～10月间歇制度井共计66口，占总井数的21%，通过6个月的摸索实践，间歇井累计增产气量1 576×104m3，占全区增产气量的23.1%，证明间歇制度在区内应用效果较好[2]。

然而目前间歇井管理仍然存在问题：间歇制度往往依据经验制定，缺乏理论依据，究其原因在于对间歇生产方式下的气井压力资料分析仍没有较好的方法，开关井时机较为随意，管理不够精细化。因此有必要解决三个方面的问题：（1）研究间歇生产方式下的压力动态特征，重点在于关井时期的压力恢复特征；（2）给出开关井时机的确定方法，达到精细管理；（3）优化间歇制度，最大程度发挥低产低效井的产能。

1 气井关井压力动态特征

气井执行关井措施后，地层能量逐渐恢复[3]，在井口表现为油压、套压值不同程度的上涨。套压的恢复在一定程度上代表了地层能量的恢复，恢复程度与目的层及外围储层的渗透性有关。受井下节流器和站内压缩机抽吸的影响，区内气井正常开井生产时油压接近系统压力，因此在关井后油压恢复程度较为明显。

1.1 油压恢复动态特征

选取苏X区块2017年5月～10月间歇井（苏X-9-6、苏A等42口井）为研究对象，保证所选井油套压正常取值、流量计计量准确。通过对关井后油压的实时记录，总结出区内油压恢复曲线有两类表现形式（见图1）。

（a）直线平稳上升型。此类井产量相对较高，配产一般大于等于0.4×104m3/d，套压大于6 MPa。在关井后油压迅速上升到一个较高的值，而后呈直线平稳上升。以苏X-9-4SX（0.4）、苏X-9-20X（0.4）、苏X-2-8（0.6）、苏X-36-18（0.4）等为代表。该类井短期关井恢复即可，关井时间2 d之内，可辅助泡排等排水采气措施，不在间歇制度井的研究范围内。

（b）：曲线缓慢上升型。此类井地层压力不足，为典型的低产低效井，配产一般小于0.4×104m3/d，套压一般小于6 MPa，随着关井时间的延长，恢复程度会趋于缓慢。以苏 A（0.2）、苏 X-2-6（0.07）、苏 X-42-6（0.1）等为代表。此类井适合间歇开关制度，也是本次重点研究对象，开关井时间的长短影响气井产能发挥。

1.2 油套压差的特征类型

图1 油压恢复曲线的两种表现形式

对油压曲线缓慢上升型气井，依据短期关井（10 d以内）期间油套压的恢复特征可将间歇井细分为两类：一类井在关井后不存在油套压差，表现为油套压曲线叠合，油压跟随套压一同上涨（见图2-a）；另一类井在关井后存在油套压差，表现为油套压曲线分离，油压恢复不到套压值（见图2-b）。

随着关井时间的延长（10 d以上），井筒内压力系统会逐渐趋于平衡，油套U形管液面高度趋于一致，存在油套压差的井油套压差会逐渐缩小，最终消失，但不同的井油套压差消失的时间不同。

图2 油套压差图示

图3 间歇井管理思路图示

2 不同压力动态特征下的间歇井管理思路

数量庞大的低产低效井均需要制定合理的管理制度，但不能粗略、人为的制定，不同的压力动态特征下应有不同的管理思路（见图3），使得间歇井管理能够达到一井一措施，管理方式向精细化发展。为优化每口井的间歇制度，给出合理选择开井时机与关井时机，应从以下三个方面入手：

（1）拉长关井时间进行试验，确定油压恢复曲线类型，若为曲线缓慢上升型，考虑对该井制定间歇制度；

（2）确定该井关井是否存在油套压差，按存在油套压差井与不存在油套压差井分类管理，以确定合理的开井时机；

（3）以日产气量最大化为原则，确定合理的关井时机。

总之，优化间歇井生产制度就是依据压力动态分析合理选择开井时机与关井时机，以下就开关井时机确定的具体方法做详细分析。

3 间歇井开关井时机确定

3.1 开井时机确定

针对某一口间歇井，如何确定开井时机（关井时间长短），即压力恢复到什么程度开井是间歇井管理中的重要组成部分，是间歇井能否有效发挥产能的重要影响因素。在此，主要解决两个方面的问题：

第一，短期关井不存在油套压差井关井时间的确定。

第二，短期关井存在油套压差井是否要持续到油压恢复到套压时再开井。

3.1.1 不存在油套压差井 对于短期关井不存在油套压差井，油压（套压）会随关井时间的延长同步上升，但其恢复程度会趋于缓慢，即油压恢复曲线的斜率逐渐变小。

3.1.1.1 拐点分析法 从时效性的角度考虑，在最短的时间内压力恢复到较高的值是一种理想的状态，这一点反映在曲线斜率的变化快慢上，理论上应对油压恢复曲线二次求导，寻找拐点位置，即可作为最佳的开井时间。

为验证该设想，将苏A井7月5日到7月14日这一时段的关井油压恢复数据做回归分析，发现其符合对数函数关系，相关系数R2达到0.98以上（见图4），对回归函数二次求导，二次导函数为y"=-1.037 4x-2，其并不存在拐点，y"≠0，该方法不可行。

图4 油压恢复对数相关关系曲线（苏A）

3.1.1.2 相对变化点分析法 日产数据不能满足研究需要，利用PKS系统记录的每小时数据，结果表明一口气井的油压恢复曲线不能用单一的函数表示（见图5），在关井的前4 d符合幂函数的上涨规律，相关系数0.99，之后（约96 h后）符合对数函数上涨规律，相关系数0.98，交点处可称为相对变化点，开井时机应尽可能晚于相对变化点。

图5 一个关井阶段油压恢复曲线

图6 三个关井阶段油压恢复曲线（苏A）

在缓慢上升的曲线上快速找到一个相对变化点，需借助切线求取时的“逼近思想”，切线的原理在于“曲线看直”，这里尝试“直线看曲”。如果将缓慢上升型的油压恢复曲线看做是分两个阶段上升的，前后两个阶段均为直线上升，这样只需找到前后两段最接近的直线，然后延长直线段并相交，得到的交点就是一个相对变化点（见图6）。然而以这种方法求取的交叉点掺杂了人为因素，存在误差，因此需要多次实践求取平均值（A、B、C三点平均为121.6 h），才能有效指导一口井的关井时间确定。

3.1.2 存在油套压差井 若气井关井始终存在油套压差，可初步判识为积液井，短期关井要达到较好的带液效果。对于套压不恢复井，只需关注油压恢复曲线，确定方法同3.1.1；对于油套压均恢复的井，需要同时关注油压与套压恢复曲线，并把握油套压差的变化趋势，依据油套压差趋势确定关井时间（见图7）。

如：苏X-9-4SX井的一个关井阶段可细化为4个阶段：

第①阶段：油套均有不同程度上涨，同时油套压差也最大；

第②阶段：套压略微升高，油压涨幅明显，油套压差逐步缩小；

第③阶段：油套压略微上涨，油套压差略微缩小；

第④阶段：油套压不发生变化，油套压差基本不变。

此类井应至少在B点以后开井，若产量任务不紧张，可延长至C点，即苏X-9-4SX井最短关井时间为6 d，最长为 9 d。

该方法对油压恢复程度较高（恢复压力＞3 MPa）井适用性较高，油压恢复程度较低的井油套压差曲线变化虽较为微弱，但也能快速定位到B、C点的时段，在实际应用中可避免人为因素造成的误判。

3.2 关井时机确定

对于关井时机的确定，应着重考虑产量因素。气井开井生产阶段，首先在开井瞬间存在井储效应[3]，瞬流达到最大值，而后瞬流逐渐达到一个稳定的状态，最后趋于一个平稳的低值。

在此引入间歇周期的概念，间歇井的关井压力恢复阶段与开井生产阶段共同形成了一个间歇周期T，T=G（关井阶段）+K（开井阶段）。若将开井阶段（K）的产气量Q用每日气量q1、q2、……、qK之和表示，那么在一个间歇周期内的平均日产气量q即可表示为：

针对一口特定的气井，G和K取值的不同，影响日产气量，从而影响平均日产气量q，而间歇井管理的最终目标就是通过选取合理的G和K值，实现q的最大化。G的取值即开井时机的确定已在3.1节论述，K的取值可通过计算q值，当q最大时，即为合理的K值。

表1 苏A井三个间歇周期产气量统计表

以苏A井为例（见表1、图8），在开井生产后第1 d日产气量最大，第2 d～5 d日产气量平稳，第6 d～7 d日产气量直线下降，产气量低不能有效携液。

图7 一个关井阶段压力恢复曲线

图8 日产气量曲线图（苏A井，三个间歇周期）

图9 平均日产气量曲线图（苏A井，三个间歇周期）

计算三个间歇周期内的平均日产气量q（式（1）），苏A井在间歇周期一和周期二均在开井生产第5 d时达到最大值，在间歇周期三开井生产第6 d平均单井日产气量达到最大值，平均日产气量曲线图（见图9）出现一个微幅峰值，可判断苏A井最佳关井时机为5 d～6 d。

4 现场应用与效果分析

4.1 单井日产气量显著提高

2017年5月～10月，以上述方法为指导，不断调整间歇井生产制度，取得了较好的成效。单井日产气量显著提高，如苏X-4-25井在没有精细管理前日产气量为0.05×104m3，通过拉长关井时间试验，发现其油压恢复曲线类型为曲线缓慢上升型，考虑制定间歇制度。由于关井不存在油套压差，以间歇井管理思路为指导，制定制度为关7开4的间歇开关制度，执行该制度后，日产气量上升到0.20×104m3，较之前提高了3倍。

4.2 低产低效井产能有效发挥

据所选42口间歇井生产曲线，2017年5月平均套压5.9 MPa，平均单井日产气量0.20×104m3。经过6个月的精细管理，10月平均套压6.2 MPa，平均单井日产气量0.21×104m3。单井产气量没有发生递减，反而增加5%，累计发挥低产低效井产能1 046.46×104m3，可见这种间歇井的管理思路是有效可行的。