王龙玉，杨辉廷

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500；2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏。储层物性差、非均质性强，成岩作用复杂，是典型的“低孔、低渗、低丰度”致密砂岩气藏。由于其储层物性差、气水分布规律复杂的特点气井易产水，产水后压降速率大、产量下降快，持续高效产气时间变短，气井产能无法完全发挥。

气井积液后,井筒积液量主要分布在井筒下部的生产油管、油套环空内。可利用流压测试或临界携液流量计算法来判断积液。因为流压测试成本较高，数据点不够充足，因而对开展压力计探液面的气井液面进行了统计分析并运用垂直管流法计算井底流压评估油套环空积液状态。

1 气井积液状况及分布规律

1.1 研究区已知积液状况

对历年开展压力计探液面[1]的研究区块进行平均液面深度统计，总体的平均液面位置为1 417.89 m，其中D区块的积液气井液面深度位置最高，位于1 431.83 m，B 区块液面深度位置最低，位于1 810.39 m，气井油管积液程度呈现由西向东逐渐变弱的趋势。推测产水状况差异与气层物性和气水分布有关。

1.2 气井油套环空积液判断方法

气井积液的表现形式为：油套压差大、生产极不稳定[2]。下面介绍一种根据实测油管积液情况判断油套环空是否积液的方法：选用陈元千教授的平均温度和平均偏差系数的计算方法[3]（公式（1）），由于气井生产期间油套环空内气体始终处于静止状态，可利用已知井口套压、井口和气层中部温度求得气井油套环空目的位置的油套环空内压力（公式（2））。……