青石峁气田气井生产阶段划分及生产管理对策研究.pdf

青石峁气田气井生产阶段划分及生产管理对策研究李坪东，吴新伟，李传龙，杨雯棋，李长忠，任泽，王力，郎凯皓（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）摘要：按照全生命周期管理理念，分类分阶段实行差异化管理是实现致密气高效开发的有效手段。青石峁气田单井产量低、自然递减大，无明显平稳生产阶段，需进一步优化生产方式。综合分析合理配产、合理生产压差、临界携液流量等影响开发效果的关键要素，将气井生产阶段划分为投产前、投产初期、连续携液生产、措施连续生产、间歇生产、积液停产 6 个阶段，以优化合理配产、优选排水采气措施为思路，分别制定了各类气井的管理对策。关键词：生产阶段；生产特征；生产压差；合理配产中图分类号：TE377文献标识码：A文章编号：1673-5285（2023）0苑-0084-05DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.20圆3.0苑.019*收稿日期：圆园23原0远-11作者简介：李坪东（1975），男，硕士研究生，高级工程师，毕业于长江大学地质工程专业，主要从事油气田开发方面的工作。E-mail：lpd_员区域地质及生产简况青石峁气田隶属宁夏回族自治区盐池县、陕西省定边县与甘肃省环县，构造位于鄂尔多斯盆地西缘天环坳陷中段。目前气田处于开发阶段初期，投产气井36 口，单井产量 0.7伊104m3/d，水气比 1.6 m3/104m3，气井带液生产严重影响气井稳产，低产井、高水气比导致气井无法正常连续生产，多数井表现低产间歇特征。根据不同类型气井和不同生产阶段动态特征，分类分阶段实行差异化管理对策，确保气井实现全生命周期生产，从而有效指导青石峁气田高效开发。圆气井生产阶段分类气井正常生产时，气体流速高，井筒内多相流动类型主要为雾状流、环状过渡流，连续相气体会将液体以颗粒的形式携带到地面。由于衰竭式生产，随着生产时间延长，地层能量亏损，气体流速降低、携液能力下降，多相流动类型转变为段塞-环状过渡流、段塞流，流体滞留井底出现积液，气井需满足临界携液流量以上才能保证连续携液生产。青石峁气田为典型的富含水气藏，区块试气产水量较低，但投产后动态显示不同程度出水，单井产量低、产水量低，油套压差大，积液特征明显。根据气井生产特点，综合产气量与临界携液流量的关系及气井多相流动类型，将区域气井进行生产阶段划分：投产前、投产初期、连续携液生产、措施连续生产、间歇生产、积液停产 6 个阶段1。投产前及投产初期阶段，气井多相流动类型主要为雾状流、环状过渡流，气体流速大，满足连续携液生产条件；连续携液生产阶段，气井多相流动类型主要为环状过渡流，产气量（QG）大于临界携液流量（Q悦），产量压降较为平稳，井筒积液程度低；措施连续生产阶段，气井多相流动类型主要为段塞-环雾流，QG抑Q悦，气井携液能力较差，间歇性出液，套压、气量频繁波动，井筒轻度积液，需辅助排水采气措施保证连续生产；间歇生产阶段，气井多相流动类型主要为段塞流，QGQ悦，气井频繁停井恢复，产气量低，井筒中-重度积液，出现规模性液柱，影响气井生产；积液停产阶段，气井多相流动类型主要为泡状流，产气量持续下降直至水淹停产2。石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 7 期2023 年 7 月Vol.42 No.7July.2023层位储层分类试气无阻流量/（104m3 d-1）厚度/m声波时差/（滋s m-1）孔隙度/%渗透率/mD含气饱和度/%C1玉类跃10逸8-逸9逸0.8逸60域类4耀104耀8-7耀90.6耀0.855耀60芋类2耀42耀4-6耀70.4耀0.650耀55郁类约2逸2-逸5逸0.1逸45C2玉类跃10逸5逸235逸10跃1.0跃65域类4耀103耀5230耀2358耀100.5耀1.060耀65芋类2耀42耀3225耀2307耀80.2耀0.555耀60郁类约2逸1逸220逸5逸0.1逸45气井在不同的生产阶段，井筒内多相流动类型存在较大差异，当 QG0.030 MPa/d），无法连续生产，因此建议采取打捞节流器生产，辅助间开+排水采气措施，短期内调大瞬时排液，最大程度提高气井最终采收率，目前区块常用排水采气措施为泡沫排水、氮气气举、柱塞气举等。3.6积液停产阶段该类气井指已达到经济极限产量和所对应的废弃压力，以放空生产为主，在考虑效益情况下，针对有潜力的严重积液井无节流器生产，开展强排水措施，低产低效井实施重复压裂、补孔改层、地质报废。图 4青石峁区与苏中、西区压降速率图版关系表 3不同井口压力、不同生产管柱情况的临界携液流量0.30.20.10050100150200250300累计产气量/（104m3）压降速率下限上限Q280.30.20.10050100150200250300累计产气量/（104m3）正常压降速率下限上限Q28李坪东等青石峁气田气井生产阶段划分及生产管理对策研究第 7 期87法：SY/T 53672010 S.北京：石油工业出版社，2010.8 段宇，戴卫华，张雪松，等.渤海油田采收率标定方法研究及在渤海 A 油田的应用J.石油地质与工程，2017，31（1）：66-71.9 俞启泰.使用水驱特征曲线应重视的几个问题 J.新疆石油地质，2000，21（1）：58-61.10 陈元千.地层原油粘度与水驱曲线法关系的研究 J.新疆石油地质，1998，19（1）：61-67.11 李斌，杨志鹏，李长柱.关于是否根据原油粘度选择水驱特征曲线之我见 J.石油科技论坛，2004，（2）：40-44.12 冉启佑，胡建国，肖玉茹援水驱特征曲线对原油粘度不存在选择性关于正确使用水驱特征曲线的探讨J.油气地质与采收率，2006，13（6）：59-62援13 陈元千援对 石油可采储量计算方法 行业标准的评论与建议 J.石油科技论坛，2002，（3）：25-32援14 陈元千，李璗.现代油藏工程 M.北京：石油工业出版社，2001：148-161.15 俞启泰援关于 石油可采储量计算方法 标准中的水驱特征曲线法兼答陈元千先生质疑J.石油科技论坛，2002，（6）：30-35援16 俞启泰援关于如何正确研究和应用水驱特征曲线兼答 油气藏工程实用方法 一书 J.石油勘探与开发，2000，27（5）：122-126援17 周维四援关于水驱特征曲线的讨论 J.油气采收率技术，1999，6（2）：39-43援1愿 俞启泰.为什么要根据原油粘度选择水驱特征曲线 J.新疆石油地质，1998，19（4）：315-320.19 林志芳，俞启泰，李文兴.水驱特征曲线计算油田可采储量方法 J.石油勘探与开发，1990，17（6）：64-71.20 万吉业.水驱油田的驱替系列及其应用（玉）J.石油勘探与开发，1982，9（6）：65-73.21 万吉业.水驱油田的驱替系列及其应用（域）J.石油勘探与开发，1983，10（1）：44-48.22 陶自强，吕中锋，李红平，等.水驱特征曲线在可采储量标定中的应用探讨 J.新疆地质，2006，24（4）：447-449.23 晏庆辉，刘卫东，萧汉敏，等.水驱特征曲线的适应性研究J.科学技术与工程，2013，13（29）：8600-8604.24 张健.关于合理选择水驱特征曲线的思考 J.内蒙古石油化工，2015，41（18）：36-39.25 李良政，韩进强，陈据.多种水驱特征曲线法预测可采储量的选值方法 J.新疆石油地质，2017，38（6）：719-722.26 窦宏恩，张虎俊，沈思博.对水驱特征曲线的正确理解与使用 J.石油勘探与开发，2019，46（4）：755-762.源结论（员）青石峁气田合理生产压差下限为 0.01耀2.77 MPa，上限为 3.40耀8.00 MPa，控制生产压差可以有效控制气井产水。（圆）青石峁气田玉、域、芋类井合理配产分别为（1.0 耀1.5）伊104m3/d、（0.8 耀1.0）伊104m3/d、（0.5 耀0.8）伊104m3/d，平均合理配产 0.7伊104m3/d。（猿）投产前、投产初期阶段以“合理配产、优化投产方式”为主，控制生产压差；连续携液生产阶段优化生产制度，动态配产调整，控制压降速率；措施连续生产阶段应优选排水采气措施，增强气井携液能力；间歇生产阶段无节流器生产，辅助间开+排水采气措施，最大程度提高最终采收率。参考文献：1 房大志，马伟竣，谷红陶，等.南川区块平桥地区页岩气井生产阶段划分与合理生产方式研究J 援 油气藏评价与开发，2022，12（3）：477-486.2 张德政，王志彬，于志刚，等.高液气比气井临界携液流量计算方法 J 援断块油气田，2022，29（3）：411-416.3 张建，官斌.天然气井合理配产技术研究 J 援辽宁化工，2021，50（12）：1881-1883.（上接第 83 页）石油化工应用2023 年第 42 卷88