普光高含硫气田产量递减规律及控递减对策

1 普光气田递减现状

普光气田投产、试采至目前，平均油压 10.7MPa ，油压低于 10MPa 的气井共44 口，占开井数的 65.7% 。对比气田2021 年开始递减以来，日产气量由最高下降至目前对比，产量递减 433 万方；平均油压 11.8MPa 降至 10.7MPa ，油压下降 1.1MPa 。但是目前单井及区块产量递减规律不明确；除气井自然递减外，影响产量递减的其他主控因素不清晰；控递减措施对策方向需进一步优选。

2 单井产量递减规律分析

目前常用的产量递减规律理论分析方法有 Arps、Fetkovich、Blasingame 以及 Argwal-Garder 等方法。

2.1Arps 递减分析方法

运用 Arps 递减分析方法，计算单井年递减率。其中，主体不受水侵影响的气井23 口，年递减率 4-36% ；7 口产水气井年递减率 19.56% ；其中 P107-1H 井递减率最高： 56% 。大湾区块单井年递减率 11.5%-33.9% ；其中 ΔD402-1H 井递减率最高 33.9% 。

2.2 生产数据分析法

主要针对已有递减曲线，通过生产数据拟合，运用 Arps 递减模型对气井递减趋势进行拟合，明确产量递减规律。主要的递减模型有指数递减、调和递减、衰竭递减和直线递减等四种。基于四种递减模型，采用气井近两年生产数据，采取生产数据进行递减拟合，对单井递减规律进行分析，确定单井递减规律。

2.3RTA 递减分析法

运用RTA 递减分析法，对普光气田 56 口气井（**、***气井除外）压力、产量参数进行拟合，其中不受水侵影响的 40 口气井拟合效果较好，与生产数据分析法结果一致；7 口受水侵影响的气井见水后拟合效果变差；9 口井实施堵水措施或者长时间关井、井筒堵塞严重的气井整体拟合差。

2.4 单井递减规律确定

通过运用生产数据分析、RTA 递减分析两种方法对比，相互印证，明确了单井递减规律。普光主体不受水侵影响的 23 口气井为指数递减；12 口受水侵影响和井筒存在堵塞的气井递减趋势呈直线递减；大湾区块 10 口气井为产量压力双降型，4 口气井指数递减。

结合单井递减规律，采用 Arps 递减分析拟合区块递减率：主体 2023 年产量递减率 18.7% ；大湾区块递减型 4 口，产量压力双降型 10 口，拟合递减率 12.8% ，与年度递减情况一致。

3 气井递减主控因素分析

3.1 产量影响敏感分析

统计历年来影响产量的因素，水淹停产影响产量 9.22 亿方、硫沉积影响7.69亿方；同时，采取堵水复产和措施挖潜恢复（增加）产量 3.69 亿方和3.78 亿方。2017-2023 年影响时率呈上升趋势，每年影响产量 0.7-0.9 亿方。

3.2 水侵对产量递减的影响

一般情况气田对气井单独使用静态参数或动态参数进行分类，参数单一，不能全面体现气井地质与生产特征，不能科学指导产水气井分类。综合考虑产水气井地质及生产动态 15 项特征参数，采用动静结合分类思路，基于聚类分析与灰色关联，对普光主体产水气井进行科学分类，为针对性措施提供基础。

通过开展气井产量影响因素敏感性分析，明确影响气井递减的主控因素。受水侵影响在产气井 9 口，递减率 24.5% ，单井递减率 19-56% ；不受水侵影响气井 21 口，递减率 17.4% ，单井递减率 4-36% ；水侵影响递减率占比 1.23% 。综合分析水侵对气藏产量递减影响相对较小。

3.3 硫沉积对产量递减的影响

统计硫沉积井数及堵塞程度逐年增加，目前地面硫堵 25 口井，井筒硫堵 19口井。通过“饱和式”治硫措施，最大限度减小硫堵影响，年影响气量 0.76 亿方，影响气藏递减 1.98% 。综合分析硫沉积对产量递减影响已降至最低。

3.4 外输压力对气井产量影响分析

实际生产数据拟合，递减率与外输压力基本呈线性关系。外输商品气压力 ⩽ 6.8MPa 时，递减率 17.1% ，外输为 7MPa 时，递减率 18.6% ，外输大于 7.2MPa 时，递减率 19.6% 。定量确定外输压力上升 0.1MPa 递减率加大 0.6 个百分点。

4 分类别制定控递减措施

按照低压产水气井、井筒堵塞气井、间歇生产气井“分类治理”的原则，建立多参数控递减措施效果评价模型，实时优化形成“一井一策”精细管理对策，形成最优化措施技术序列，最大限度发挥气井产能，控制递减。

4.1 低压产水气井控递减措施

（1）建立放喷模型

气井井筒积液后，逐渐呈现段塞流的特征。以 为例，当井筒不断积液，油压气量持续下降，但地层能量充足，液柱不断上升被推出井口，气井油压气量迅速上升，反复循环这一过程。当 P^**_-^*T 井筒积液过多停喷后，采用放喷的方式，增大生产压差，带出井筒积液，随后气量恢复上升趋于平稳。

对地层能量充足的气井，建立了气井放喷模型：初期气量呈锯齿状下降，气量落零后放喷，气量恢复上升趋于平稳。

（2）优化放空排液时长

通过试凑法，假设油管积液高度，计算井筒积液量；结合积液量和历次放喷气量、液量，优化现场放空排液时长为 1.0-2.0h。以 P^**-^*H 井为例，目前放喷“一井一策”参数优化情况：一级节流温度 <32^∘C 或气量低于 10 万方/天放喷，放空排液最低油压控制在 1.0-2.0MPa ，放空排液时长约 1.5h。

4.2 井筒堵塞气井控递减措施

针对井筒沉积堵塞，开展井筒热洗、井筒注溶硫剂、连续油管冲洗等井筒硫沉积治理措施，降低硫堵对递减的影响。

（1）井筒硫堵初期

井筒热洗是指往井筒注入热水，软化附着的固体硫并通过气流带出，该措施应用于硫堵初期，且产水气井无法采用该措施。

（2）井筒硫堵中后期

井筒注溶硫剂是指往井筒注入化学溶硫剂，并通过焖井浸泡，溶解井筒附着的硫，该方法是硫堵较严重时的常用方法。连续油管冲洗是指通过采用连续油管对井筒内的硫堵物质进行冲洗，来解除井筒堵塞，该方法费用较高，适用于硫堵严重甚至面临硫堵而停产的气井。

4.3 外输压力影响气井控递减措施

为减少外输压力对气井产量的影响，实施增压开采，延长气井生产时间，并开展先导实验。

为进一步明确产水井和不产水井增压开发规律，为整体增压方案优化提供依据，优选了普光**集气站开展增压先导试验，落实增压开采效果及工艺适应性。

统计普光**集气站增压前后气井参数，增压后平均油压降低 0.2-1.2MPa ，日增气7 万方，产量、液气比保持稳定。应用节点分析方法预测 P^**-^*H 井自然条件下 2023 年 5 月停喷，增压后降低井口回压，提升举升能力，预计可延长 1.4年带液生产时间。

5 控递减措施评价

通过开展一系列控递减措施，普光气田总递减率降低了 2.4% 。大大提高了低压产水气井、井筒堵塞气井的采出程度，充分发挥气井生产潜能。

6 结论认识

本文通过深入分析产量递减规律，得出了一下认识：

（1）通过生产数据分析，运用 Arps 递减模型对气井递减趋势进行拟合，明确了普光主体高部位气井递减类型为指数递减，边部产水气井为直线递减，大湾区块4 口井为指数递减，10 口井为产量油压双降型。

（2）明确了目前低压产水井稳产、井筒堵塞、外输压力的影响等因素是气田产量递减的主控因素。

（3）通过气井递减规律分析及影响递减的主控因素，开展一系列控递减措施，普光气田总递减率降低了 2.4% ，充分发挥气井生产潜能，减缓气田产量递减速度，对气田的稳产和后期生产管理都具有重要的现实意义。

参考文献杨发平编著《高含硫气田采气工》ISBN978-7-5114-2372-6

作者简介：王红宾（1969-），男，汉族，河南荥阳人，本科，中国石化采气工技能大师，首席技师，高级工程师，研究方向：天然气开采。