苏里格气田柱塞气举技术效果评价方法研究

崔春江，孙栋，高立斌，袁峰，彭丽，吴学强

中国石油长庆油田分公司第三采气厂（内蒙古 鄂尔多斯 017300）

0 引言

柱塞气举作为致密气田一项具有良好应用前景的排水采气工艺技术，在提高气井产能、保持合理生产压差等方面起到了积极作用。目前柱塞气举研究方面，主要是针对开发过程中气藏面临的不同难题开展对应治理措施，具体包括：①柱塞气举工艺和流程优化[1-5]；②柱塞气举控制系统优化[6-7]；③柱塞气举生产制度优化[8-13]；④通过采气技术原理分析，建立新型柱塞启动模型代替经典模型，用该模型进行柱塞适用性评价，以提高选井精度[14]。虽然在柱塞气举各方面有大量的研究，但目前无统一的柱塞气举效果评价方法。因此，本文结合苏里格气田在开发中所面临的问题，从探索柱塞气举在气井增产方面的规律性认识的角度出发，通过分析柱塞气举排水采气技术在苏里格气田的应用效果，总结柱塞气举工艺选井原则及技术优化的方向，形成柱塞气举效果评价方法，为苏里格气田柱塞气举生产提供技术支撑和管理思路。

1 苏里格气田柱塞应用概况

1.1 柱塞气举简介

柱塞气举是苏里格气田目前常用的排水采气工艺技术，其主要特点是以开关井控制柱塞在井筒内往复运动进行排液，通过设定间歇生产时间或压力实现机械助力排液[15]（图1）。

图1 双垫式柱塞气举工艺

1.2 柱塞井历年生产概况

苏里格气田排水采气历年措施累计实施7万口井次，增产气量逐渐增多（图2），累计增产气量100.3×108m3，其中柱塞气举增产气量53.9×108m3，柱塞气举技术应用井数在排水采气措施中占比55%（图3），柱塞气举已成为苏里格气田稳产的主体技术。

图2 苏里格气田历年柱塞增产柱状图

图3 苏里格气田各类排水采气技术应用占比柱状图

1.3 柱塞气举现场运行存在的问题

1.3.1 柱塞气举选井依据不明确

以X 区为例，结合产量在0.3×104m3以上的柱塞选井现场经验，统计出的不同产气量气井数量接近，选井分类结果并未充分体现出差异性（表1）。

表1 柱塞气举井分类统计表

1.3.2 柱塞运行状态不易把握

2012—2014 年间发生了柱塞击碎防喷盒的情况，通过现场判断，原因为柱塞在油管上行中速度未有效控制，柱塞排液过程存在一定的安全隐患。

1.3.3 柱塞制度调整难

关井时间过长，柱塞上行速度过快，频繁超压关井，影响开井时率；关井时间过短，柱塞上行速度太慢，柱塞举液滤失量大，排液量少，导致增产效果不理想（表2）。

表2 柱塞气举开关井过程运行存在问题

通过对苏里格气田柱塞气举井生产情况统计分析，发现柱塞气举增产的关键环节在于柱塞选井原则、制度优化和效果评价3个方面。

2 气井柱塞选井原则

柱塞选井需要对气井的地质动态条件、井身结构等方面进行分析，最主要的是气井的地质动态条件分析[16]。本次通过分析不同剩余可采储量气井的实施效果说明地质动态条件在柱塞选井上的重要性。

2.1 剩余可采储量

柱塞气举较大程度依赖气井自身产能，了解柱塞气井当前生产状态所处气井开发阶段是选井的一个重要依据[15]。本次通过对383 口气井RTA 预测剩余可采储量，并与动储量进行比较。

1）典型井1：S1井。S1井2011年12月投产，无阻流量14.24×104m3/d，可采剩余储量/动储量为64%，2014年8月投放柱塞，应用效果明显（表3，图4）。

表3 S1井柱塞投放前后生产数据对比表

图4 S1井历年生产曲线

2）典型井2：S2 井。S2 井2008 年12 月投产，无阻流量1.92×104m3/d，可采剩余储量/动储量为24%，2014 年8 月投放柱塞，应用效果不理想（表4，图5）。

表4 S2井柱塞投放前后生产数据对比表

图5 S2井历年生产曲线

通过对383口柱塞井可采储量分析的情况来看（表5），若气井在柱塞气举前，剩余可采储量占动储量50%以上，柱塞气举应用效果较为理想；相反，剩余可采储量占动储量30%以下时，应用效果不明显。则在选用柱塞气举前，需对被选井进行产能评价，提高柱塞气举措施的有效率。

表5 柱塞投放前后生产数据对比表

2.2 井身结构

由于柱塞在油管内做机械往复运动，对管柱有一定的要求，主要包括变径管柱组合、井斜度和管径条件[17]。

2.2.1 变径管柱组合影响

以3"+27/8"（1"=25.4 mm）管柱组合为例，柱塞外径约为59 mm，当柱塞由上向下运动容易卡阻在管柱组合变径接箍处，柱塞由下往上排液时，液柱通过变径处滤失量会增加（图6），不同柱塞类型有不同的适用条件（表6）。

表6 各类柱塞规格及适用条件

表7 常用油管摩阻系数对照表

图6 管柱变径示意图

2.2.2 井斜度影响

柱塞可以在油管内通畅运动的前提是有且仅有两个点与油管内壁相切，当大于两个点时就存在卡阻的风险[18]。选用柱塞的条件为柱塞长度不超过0.3 m，最大井斜角度不大于38.1°，不同类型柱塞规格对应不同井斜角度（图7）。

图7 各类柱塞规格及对应井斜角度图版

假设油管纵切面管壁是两条在有限区间内处处连续的平行单调递减曲线，柱塞纵切面是一个长方形，则长方形与曲线的各切点需要满足以下条件。

1）斜率条件：

2）曲率条件：

3）管径条件：

式中：Rt为油管内径，mm；Lp为柱塞的长度，mm；θ为油管曲率，m-1。

通过对气井剩余可采储量、井身结构、井斜度3个方面分析，确定了柱塞工艺的选井原则，下面将对柱塞运行过程中所需要的关键参数梳理，明确柱塞制度的优化方法。

3 柱塞制度优化

3.1 柱塞制度优化所需数据

柱塞投放前设计需要采集参数有液面位置、柱塞下深和载荷系数，柱塞制度优化所需参数为柱塞平均速度、最大最小套压和载荷系数。

本次对383口柱塞井实施前压力恢复及液面测试资料进行统计，判断气井积液状态，并计算载荷系数，分析气井载荷系数的分布规律。

3.2 载荷系数

载荷系数（K）是柱塞是否可以通过当前压差进行往复运动的参数，其对判定柱塞投放时机十分重要[19]。一般的，当K＞50%时认定柱塞无法上行举升排液，当0＜K＜50%时可以上行举液。合理的载荷系数十分重要，长时间过小或过大都不合理，需根据气井生产情况及时调整（图8），载荷系数计算表达式如下。

图8 柱塞井载荷系数示意图

式中：K为载荷系数，%；Pc为套压，MPa；Pt为油压，Pa；Pp为回压，MPa。

3.3 柱塞井载荷系数分布

不同积液程度气井需要不同的举升压差，通过统计383口气井实施柱塞气举初期的载荷系数后发现，其中218 口有效井分布在载荷系数20%范围以内、165 口有效井分布在载荷系数20%～40%（图9）。

图9 苏里格气田X区柱塞井载荷系数分布

当载荷系数相对处于合理的区间范围时，柱塞井就会呈现出阶段清晰的典型排液曲线（图10）。相应的，当柱塞井呈现出典型的排液曲线时，则能够说明载荷系数设计较为理想，下面针对排液曲线进行分析。

图10 柱塞井典型排液曲线

3.4 典型排液曲线

具有典型排液曲线柱塞井的柱塞在井筒中的往复运行大致分为5 个阶段（图11）：关井（柱塞下落）、关井（柱塞坐落）、开井（柱塞上行）、开井（柱塞排液）、开井（柱塞行至井口）。

图11 柱塞工作示意图

以苏里格气田柱塞井为例，结合柱塞排液周期规律，是以现有载荷系数作为开关井依据为主要分析方法对制度进行优化，该方法普适性较好，但仍需要依托借鉴经典的Foss&Gaul 模型对柱塞运行效果进行再评价。

3.5 Foss&Gaul模型

Foss&Gaul 模型是一种预测柱塞平均上行速度、柱塞及液体带到地面的最小套管压力的计算关系式。该模型定义柱塞续流状态时的套压，并通过气流摩阻等参数共同构成Foss&Gaul 模型关系，在苏里格气田对该模型进行拟合应用，Foss&Gaul 模型原始表达式如下[20]：

式中：Pc,min为关井时的套压，MPa/m；Pc,max为柱塞气举开井之前的套压，MPa；Ptb为关井稳定时的管压，MPa；Pg为柱塞质量，kg；PL为液柱质量，kg；L为举升液柱的高度，m；Kt为油管内气流摩阻，MPa/m；D为油管深度，m；Aann为油管横截面面积，m2；At为环空横截面面积，m2。

Foss&Gaul 模型是依托室内实验的经验公式，主要目的是为了能够确定柱塞井的开井时机，而最小套压值就是判识开井条件的重要标准，利用该公式可算出柱塞井开井时所需要的最小套压值。

通过将Foss&Gaul 模型在218 口柱塞井拟合应用情况看，有104 口柱塞井均呈现典型排液曲线特征，并且平均增产气量达到0.11×104m3/d，以下通过分区修正模型来判断柱塞工作制度。

1）高于最大套压排液周期曲线特征。当前周期关井套压小于前次周期，油套压差不断缩小，并且排液周期缩短，说明排液量在减少，需要缩短关井时间，向最小启动套压靠近（图12）。

图12 高于最大套压排液周期曲线

2）满足最大套压排液周期曲线。当前周期关井套压等于前次周期，油套压差变化不大，并且排液周期相同，说明每次排液量均匀，无需调整关井时间，保持当前最小启动套压（图13）。

图13 满足最大套压排液周期曲线

3）低于最大套压排液周期曲线特征。当前周期关井套压高于前次周期，油套压差逐渐增加，且排液周期变长甚至无周期特征，说明每次排液量减少，需加长关井时间，向最小启动套压靠近（图14）。

图14 低于最大套压排液周期曲线

3.6 Foss&Gaul苏里格气田修正模型

经典的Foss&Gaul 模型计算结果与实际生产参数平均误差为23.4%，但在苏里格气田不同区块误差程度却并不一样，为保证计算精度，分区块对模型进行修正，确定新模型的系数。

模型修正主要是通过采集柱塞井井口油压、套压、管压、管径和摩阻系数，代入Foss&Gaul 模型，得出柱塞井开井时刻所需最小套压值，通过与正常运行柱塞井开井时刻的实际套压值进行比对，得出两个套压值的关系，得出一个修正系数，并将修正系数代入Foss&Gaul 模型中，再用修正后的Foss&Gaul模型计算所在区块的柱塞井的最小开井套压。

在使用Foss&Gaul 模型前，柱塞井的开井条件主要是通过载荷系数来判断，当载荷系数小于0.5时具有开井条件，使用Foss&Gaul 模型后，当前套压若是达到了最小开井套压时具有开井条件。为了验证修正系数的准确性，通过正交试验，将两种不同方式得到的套压值进行拟合比对，验证修正后的Foss&Gaul 模型修正系数的准确性。模型修正计算流程如图15。

图15 模型修正计算流程图

以苏里格西区（以下简称苏西）为例，Foss&Gaul修正模型如下：

对模型系数修正后，拟合情况较为接近实际运行参数，苏西区共选择了20口柱塞井的生产曲线进行拟合，误差为2.6%（图16），选井进行正交试验，进一步验证参数准确性（表8）。

表8 L9（34）正交试验表

图16 苏西井载荷系数与Foss&Gaul模型关系

通过正交试验后可以看出，系数对于修正后的苏西Foss&Gaul 模型具有决定性的影响，而该系数模型与实际曲线拟合程度高，对优化制度达到增产是可参考的。

4 柱塞气举措施效果评价

运行制度需要每周或每月分析一次柱塞井的生产情况，进而优化开关井时间或调整柱塞下深。调整依据应为柱塞井本周（当月）的套压是否处于最小、最大套压间，载荷系数是否在合理范围内。

柱塞运行效果主要评价依据是增产气量、油套压差变化情况，以及柱塞设备运行工况，通过对载荷系数，最小、最大套压进行拟合并及时调整柱塞制度[21]。

以苏西区S3 井为例，将S3 井的开井前套压与关井前套压代入苏西Foss&Gaul 模型版图，X轴横坐标与套压交点可以截出一个范围，该范围是用修正后的苏西Foss&Gaul 模型所算出，并通过正交试验拟合出开井时刻最大套压和开井时刻最小套压，进一步计算该柱塞井正常运行时的载荷系数范围应在｛22.1%，31.5%｝，若连续排液可考虑采用定压模式，压力设置范围应为｛6.5 MPa，5.0 MPa｝（图17）。

图17 S3井在苏西模型版图运行范围示意图

S3 井2008 年6 月投产，采用修正模型计算结果生产后，套压由8.6 MPa 降至3.5 MPa，液柱高度由1 555 m 降至1 039 m，产气量由0.108×104m3/d提高至0.49×104m3/d，工作制度由开8 h 关4 h 优化为开2 h 关22 h（图18），修正后的苏西模型作为优化柱塞工作制度的方法，对S3井达到了增产目的。

图18 S3井历年生产曲线

5 结论及建议

5.1 结论

为保证所选柱塞井运行效果，必须将井筒工艺和气井开发动态相结合，有3个方面的认识及结论。

1）Foss&Gaul 模型可作为柱塞应用效果的评价方法，通过模型系数修正，结合载荷系数可以得到较为合适的套压作为开井条件。

2）柱塞选井应考虑气井当前产能，所选取的柱塞井剩余可采储量应占动储量50%以上，才能保证较为理想的措施效果。

3）柱塞制度应以周期效果进行调整优化，根据柱塞井的增产气量和套压的变化，通过增加关井时长，适当缩短开井时长，有效利用柱塞井的能量。

5.2 建议

1）配套柱塞气举动态监测工作，准确认识柱塞井排液情况及措施效果，为柱塞工作制度调整提供可靠依据。

2）建立苏里格气田柱塞气举统一效果评价标准，形成选井-方案设计-制度优化等标准化柱塞运行效果评价方法，提升苏里格气田技术管理水平。

3）坚持苏里格气田降本增效原则，通过工艺优化改进降低柱塞工具及设备的成本或探索复合新工艺。