排水采气新技术在苏里格气田的应用

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1、学兔兔www.xuetutu.com石油天然气工程2013年10月排水采气新技术在苏里格气田的应用杨志伦，赵喜民，陈启文张春，李曙亮，闰朝勋(中石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安’。0。。)[摘要]苏里格气田气井投产后产量、压力下降快，部分气井由于储层地质条件本身较差，气井携液能力不足，井简积液现象明显，随着生产时间的延长，井底积液愈发严重，造成积液气井逐年增多，维持正常采气与有效解决井筒积液矛盾日益突出。为此，在苏里格地区广泛开展了各种排水采气工艺现场试验，总结了泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、压缩机气举、氮气气举、井间互联气举等排水

2、采气工艺的应用情况，分析了不同排水采气工艺适应性和应用效果，基本形成了适合苏里格气田气井生产特点的排水采气工艺技术系列，为低产、低效气井探索出了一种与之相适应的排水采气工艺方法，对苏里格气田乃至整个长庆气区产水气井的开发管理具有重要指导意义。[关键词]苏里格气田；积液气井；排水采气；氮气气举；柱塞气举[中图分类号]TE355[文献标志码]A[文章编号]1000—9752(2013)10—0316—05苏里格气田气水关系复杂，气藏无统一的气水界面，产出水主要为凝析水和成藏滞留水，区域上气藏含水差异明显。再者，气藏规模小，单井控制储量有限，储

3、层非均质性强，气井投产后产量、压力下降快口]，因产量下降、携液能力不足造成井筒积液，气井逐年增多，给气井正常生产带来严峻挑战。气田进入递减期后，绝大多数气井将处于低压．、低产生产阶段，仅仅依靠气井自身能量排除井底积液将非常困难，全面实施排水采气是苏里格气田生产中后期气井管理必由之路。因此，提前开展排水采气新工艺试验与新技术应用，以延长气井生产寿命，提高单井最终累计产气量和气田采收率，进而提高气田开发效果，形成并完善排水采气技术系列显得十分必要。1区块开发现状随着气田开发程度的不断深入和生产时间的延长，高产富集区建产面积逐年缩小，开发方向逐

4、步转入低品位储量区及局部高含水区域，导致高含水气井不断增加，低产气井比例逐年攀升，目前区块生产气井平均套压8．2MPa，平均产量0．85×10m。／d，其中产量低于0．5×10m。／d的气井占总生产井数的52．2。面对苏里格气田气井生产现状，建立气井积液跟踪分析制度，提前采取有效的排水采气措施，保证低产低效气井长期稳定生产，全面开展排水采气势在必行。2气井生产现状2．1气井积液分析造成气井积液的原因较多，但主要原因与气井产量有关，即气井产气量与产液量。对苏里格气田积液气井而言，就其积液机理及产生的根本原因大致可分为以下5种：①快速投产导致

5、气井改造后排液不彻底，部分压裂液残留地层中，气井投产后压裂残留液随气流流入井底，部分低产气井无法将其带出形成井筒初期积液；②绝大多数气井采用井下节流工艺生产，气井产量无法调整，随着生产时间的延长，[收稿日期]2013—07—15[作者简介]杨志伦(1964一)，男，2003年西安石油大学毕业，高级工程lJ币，现主要从事天然气开发地质与油气藏工程研究工作。学兔兔www.xuetutu.com第35卷第1O期杨志伦等：排水采气新技术在苏里格气田的应用产量随地层压力的降低而下降，当气井产量降至I临界携液流量后，地层产出液无法带出地面形成井筒积液

6、；③气井储层条件差，岩性致密，改造后产能低，初期产量就很难达到临界携液流量要求，以至于投产初期井筒就开始积液；④部分气井进入生产中后期，气井低产低压，携液能力不足导致井筒积液；⑤气井本身产水量大而带来井筒积液，其中多数气井积液严重造成水淹。2．2气井积液判断针对苏里格气田节流器生产井和非节流器生产井的井筒结构及诊断条件，遵循“简便、实用、高效、经济”的气井积液判断原则，有针对性地建立了气井积液判断及摸排方法，按照“气井摸排一动态分析一积液验证”的三级判断思路开展气井积液情况分析。常用的气井积液判断方法有5种。①临界携液流量法：不同井口油压

7、、不同油管规格临界携液流量不同，一般当气井产量小于理论携液流量的l／2时即可判断为井筒积液；②采气曲线动态分析法：当气井生产过程中出现：套压上升，产气量下降，套压、产气量曲线呈锯齿状周期性波动可判断为井筒积液；③回声液面探测法：针对节流器生产井采取回声探液面以确定井筒积液情况，该方法操作方便，经济实用，现场应用广泛；④油套压差判断法：油套压差判断法是非节流器生产井判断积液情况最常用的一种判断方法，通过油套压差大小可直观判断井筒积液情况，并能初步估算气井积液量；⑤井筒压力梯度测试法：根据压力梯度曲线可直观判断井筒流体状态，能够准确判断气井积

8、液深度和积液量。3排水采气技术应用情况苏里格气田应用的排水采气措施主要有泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、压缩机气举、氮气气举、井间互联气举等工艺技术手段L2]。通过不断开展排水采气工艺现场试验，