張紫陽，李 鵬，孟格爾，任曉建，侯寧博

（中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018）

隨著蘇里格氣田東區(qū)的開發(fā)進入中后期，低產(chǎn)低效井逐年遞增，穩(wěn)產(chǎn)壓力大。目前蘇東氣田東一區(qū)氣井平均套壓10.3 MPa，平均單井產(chǎn)量0.5×104m3/d，液氣比0.54 m3/104m3。隨著壓力和產(chǎn)量的逐年下降，約70%的氣井無法達到臨界攜液流量，需要采取間歇生產(chǎn)方式[1]。

目前蘇里格氣田東一區(qū)間歇井的生產(chǎn)制度是根據(jù)關井油壓恢復程度制定,這種生產(chǎn)制度存在關井恢復時間長、產(chǎn)量貢獻率低等現(xiàn)象[2，3]。目前措施有效率僅為50%左右，因此迫切需要優(yōu)化現(xiàn)有的間歇井管理制度。

本文在研究間歇井時，首先是對所有研究的氣井給一個相同的制度。根據(jù)這個制度下的效果反饋，判斷間歇措施對間歇井的適應性，進而進行分類試驗。通過試驗，重新優(yōu)化間歇井管理措施，從而達到提高間歇氣井措施有效率的目的。

1 間歇氣井分類

根據(jù)研究目標和研究內容，選出不同壓力和產(chǎn)量的試驗井50 口開展間歇措施[4-7]，初始間歇制度為：關10 d 開10 d。通過對50 口試驗井進行初始制度執(zhí)行，發(fā)現(xiàn)42 口井對初始間歇制度反映出一定的敏感性（套壓或產(chǎn)量有明顯變化），將其定為間歇Ⅰ類；8 口井對初始間歇制度反映無效（套壓和產(chǎn)量均無明顯變化），將其定為間歇Ⅱ類（見表1）。

表1 間歇氣井分類統(tǒng)計表

2 Ⅰ類間歇井制度優(yōu)化

通過對Ⅰ類氣井進一步分析，將套壓和產(chǎn)量反饋較好、效果能持續(xù)超過1 h 以上的間歇井定為A 類（24口，占比57%），將套壓或產(chǎn)量反饋較好、效果持續(xù)時間不足1 h 的定為B 類（18 口，占比43%）。

2.1 ⅠA 類間歇井制度優(yōu)化

ⅠA 類間歇井對間歇開關井有著明顯的套壓和產(chǎn)量的反饋，這類井主要通過優(yōu)化間歇開關井間隔，實現(xiàn)產(chǎn)量最大化。

2.1.1 開關井間隔的確定 目前蘇里格氣田東一區(qū)間歇關井制度是根據(jù)關井后油壓恢復程度確定，達到壓力拐點時，視為關井間隔。開井間隔是根據(jù)開井后產(chǎn)量下降至措施前的均值來確定。

該井關井6 d 后油套壓持平，根據(jù)PKS 曲線每小時錄取一次壓力，關井1～4 d 壓恢速率分別為6.84 MPa/d、2.62 MPa/d、1.57 MPa/d、0.27 MPa/d，該井關井3 d 壓恢情況較好，暫定關井制度調整為關3 d。

開井6 d 時產(chǎn)量下降趨勢停止，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定于0.55×104m3左右，產(chǎn)量趨于穩(wěn)定的時間為開井第6 d，開井制度調整為開6 d。

2.1.2 泡排劑對間歇效果的影響 對于積液氣井，在關井時間間隔相同的情況下，輔助油管注劑能有效提高氣井開井后的攜液能力，提高措施效果[8]。

該井在關井間隔相同的情況下（關井3 h，且油壓恢復均已達到拐點），輔助油管加注80 L 泡排劑（PQ-8），并采用井口氣液兩相計量裝置連續(xù)計量，試驗發(fā)現(xiàn)注劑的情況下日均產(chǎn)液和氣井產(chǎn)氣均有明顯上升。

反之，對于部分間歇氣井，通過加注泡排劑與否后的效果分析，可粗略判斷氣井是否積液[9，10]。

2.1.3 開前壓差對關井間隔的影響 根據(jù)關井后油壓恢復的壓力拐點對氣井間歇確定關井間隔，在大部分情況下是適用的，但也有部分氣井不適用。開前壓差（油壓與地面管線壓力之差）也有一定的影響。

利用間歇的曲線（見圖1），更好的分析間歇效果。該井在生產(chǎn)階段一，油壓恢復已達到拐點，但是開前壓差只有0.3 MPa，從柱塞效果來看，柱塞無法有效達到地面排出積液；在階段二，對該井進行較長時間的關井恢復，開前壓差達到4.6 MPa，柱塞能夠有效到達地面排液；在階段三，對開關井時間間隔重新調整，保持開前壓差在2.5 MPa 左右，效果能夠保持。

圖1 蘇東c 井柱塞曲線

該井在關井間隔相同的情況下（關井3 h，且油壓恢復均已達到拐點）、輔助泡排劑加注量相同（油管加注PQ-8 泡排劑80 L）的情況下，由于壓縮啟停的不同，導致5 月中旬實施的（開前壓差1.2 MPa）措施效果明顯不如6 月初實施的（開前壓差2.6 MPa）。

通過隨機選取7 口井進行開前壓差試驗對比（見表2），發(fā)現(xiàn)通過延長關井時間，增大開井時壓差，能夠有效提高氣井開井時的瞬時流量，提升措施效果。

表2 不同開井壓差情況下間歇效果統(tǒng)計表

通過上面試驗可以看出，間歇氣井油壓恢復的拐點壓力大于臨界壓差與地面管線壓力之和時（將其稱作啟動壓力），通過拐點壓力計算得來的關井間隔是有效的；反之，應采取長關措施或油管充壓措施，使得開前油壓大于啟動壓力，才能提高措施有效率[11]。

2.2 ⅠB 類間歇井制度優(yōu)化

ⅠB 類間歇井對間歇開關井有著明顯的套壓反饋，但是產(chǎn)量一般波動不大，效果持續(xù)時間較短，這類井一般無阻流量較低，地質條件較差。

該井于2008 年投產(chǎn)，生產(chǎn)層位為盒8、山1，無阻流量0.614 8×104m3/d，該井連續(xù)生產(chǎn)時不產(chǎn)氣，采取間歇生產(chǎn)時油套壓反饋較好，但是由于該井地質條件差，開井后產(chǎn)量下降迅速，每次間歇措施貢獻約100 m3天然氣。

經(jīng)查閱相關資料，氣井投產(chǎn)之后，地層壓力下降，從井壁到供給邊緣，壓力逐漸下降，其壓降面為漏斗形的曲面，即為壓降漏斗（見圖2）。ⅠB 類間歇井一般地質條件較差，受儲層物性與含水飽和度的影響，使得儲層壓降漏斗更為陡峭，導致單井控制范圍減小，儲量動用程度降低，這也解釋了為什么關井壓力恢復的還可以，但是開井后壓降較快、產(chǎn)量較低的問題。

圖2 壓降漏斗示意圖

對于該類間歇氣井的管理，適合采取智能間歇措施，減少泡排藥劑輔助，降低作業(yè)頻次。

3 Ⅱ類間歇井制度優(yōu)化

Ⅱ類井在實施間歇制度時，套壓和產(chǎn)量均無明顯變化。對于該類氣井，首先判斷影響該井措施效果的主控因素。

該井2020 年11 月19 日投產(chǎn)，層位為山1，無阻流量21.16×104m3/d，該井投放節(jié)流器生產(chǎn)。生產(chǎn)過程中產(chǎn)量陡降，2 月5 日對該井油管注劑，不憋壓；采取套管反沖后，套壓下降至0.9 MPa，判斷套管封隔器未解封，依然不產(chǎn)氣。后期對該井進行長期關井，油壓不恢復，判斷或許節(jié)流器存在問題。4 月打撈節(jié)流器兩次，均失敗，但開井后該井產(chǎn)量上升至2.5×104m3/d，故判斷該井為節(jié)流器氣嘴生產(chǎn)過程中堵塞，導致產(chǎn)量下降，間歇無效果。

通過對Ⅱ類的8 口井進行分析，發(fā)現(xiàn)節(jié)流器和油管嚴重積液是制約間歇措施有效性的兩個主要因素。通過打撈節(jié)流器和強排液后，再按照以上思路進行間歇措施優(yōu)化，措施有效率得到明顯提升。

4 效果與結論

4.1 確定合理間歇制度的方法

綜合以上室內、現(xiàn)場試驗，結合數(shù)值模擬等手段進行論證，最終形成了一套東一區(qū)確定合理間歇生產(chǎn)制度的方法（見圖3）。

圖3 東一區(qū)間歇氣井措施優(yōu)化方法流程圖

4.2 應用效果分析

結合本次研究結果，從三季度開始對東一區(qū)145口間歇生產(chǎn)井逐步進行制度優(yōu)化，間歇增產(chǎn)氣量和間歇有效率均得到明顯提升（見圖4，圖5）。

圖4 東一區(qū)三季度間歇增產(chǎn)氣量柱狀圖

圖5 東一區(qū)三季度間歇措施有效率柱狀圖

4.3 結論與認識

本文通過對間歇井進行適應性評價和分類、間歇措施的開關井優(yōu)化，提出提高間歇氣井措施有效率的方法，得到以下結論。

（1）本文對間歇氣井重新分類，根據(jù)措施的敏感性，將間歇氣井分類Ⅰ類和Ⅱ類。根據(jù)效果情況，將Ⅰ類分為ⅠA 類和ⅠB 類。

（2）確定出有效間歇井的最佳關井時間和開井時間。

（3）對于積液氣井，在關井時間間隔相同的情況下，輔助油管注劑能有效提高氣井開井后的攜液能力，提高措施效果。反之，通過加注泡排劑與否后的效果分析，可粗略判斷氣井是否積液。

（4）間歇氣井油壓恢復的拐點壓力大于臨界壓差與地面管線壓力之和時（將其稱作啟動壓力），通過拐點壓力計算得來的關井間隔是有效的；反之，應采取長關措施或油管充壓措施，使得開前油壓大于啟動壓力，才能提高措施有效率。

（5）地質條件差的間歇井受儲層物性與含水飽和度的影響，使得儲層壓降漏斗更為陡峭，導致單井控制范圍減小，儲量動用程度降低，這也解釋了為什么關井壓力恢復的還可以，但是開井后壓降較快、產(chǎn)量較低的問題。

（6）Ⅱ類井在實施間歇制度時，套壓和產(chǎn)量均無明顯變化。對于該類氣井，首先判斷影響該井措施效果的主控因素，對癥處理后，再進行間歇措施優(yōu)化，措施有效率得到明顯提升。