摘要：JS33-1HF井属下沙溪庙气藏处于砂体边缘，气藏含水饱和度较高，投产初期产量较高携液能力强，但到了气井生产中后期气井见水后产量下降迅速，气井泡沫排水采气和井间气举工艺无法达到排水采气效果。JS33-1HF井2019年出现油套压差减小至0.2MPa，出站压力也呈现下降趋势的同时产量由0.95↓0.56×10⁴m³/d 。通过优化井间气举的方式，采取关井气举补压+泵注泡排联合形式，利用邻井川江566高压气往JS33-1HF井油套环空内注气，通过选择③号设计方案气举补压8MPa，关井6个小时，在开井时控制瞬时流量，达到本井压力情况下的临界携液量。通过提高临界携液量的方式将水平段积液带至地面，恢复气井正常生产和增加气井产能的目的。

关键词：水平井；井筒积液；气举优化；提高产量

引言：

目前气田开发已进入中后期，部分低压弱喷高产水气井无法进行连续自喷带液生产，给气井的管理、生产带来一定的困难。针对气田低压弱喷产水的气井，利用同井场高压气往积液气井的油套环空连续注入的方式采气， 称为井间互联气举排水采气。

1JS33-1HF井生产现状及存在问题

1.1生产状况

JS33-1HF井于2014-01-27投产，投产至今累计产气4832.70×10⁴m³，产液508.3510 m³。目前该井油压2.6MPa，套压3.1MPa，产气量0.90×10⁴m³/d，日产液0.25 m³。通过对生产期间产出液性分析该井含油率约35%。该井已经进入生产后期，日常生产中表现出低压低产特征。

1.2存在问题

JS33-1HF井每周泵注3次SH-081，单次用药量4kg，药水比例为1：25，泡排介入后日均产气量为0.68×10⁴m³/d，油套压依然保持在0.3MPa，日均产液0.13m³。泵注泡排后效果较差，无法排出井筒积液，产量未能恢复至前期水平。

2问题诊段及分析

2018年6月-2018年12月该井平均油压2.55MPa，套压3.05MPa，出站压力2.5MPa，日均产量1.04×10⁴m³，日均产液量0.18 m³。

2019年该井异常期间油套压差0.2MPa，产气量降至0.58×10⁴m³/d，该井实际完钻井深3460.0m，循环滑套位于2681.49m承开启状态。由于循环滑套位置较深，油套压差仅反应循环滑套上部积液情况。在压差仅为0.2MPa的情况下油管柱内积液较少，积液基本在循环滑套下部位置，油套压差无法真实反应积液情况，综合上述情况因此推断该井出现水平段积液。

井底积液是水平气井进入中后期生产所面临的普遍问题，受水平井井斜角较大的影响，当气流速度较低时，加入表面活性剂无法充分改善流型。由于含气率低、鼓泡气量不足、搅动作用弱，起泡困难，滑脱严重，导致气井无法连续带液生产，造成积液。

3关井气举补压措施优化应用

3.1 关井气举补压构想

该井使用的生产管柱为φ73mm的油管，通过计算φ73mm的油管临界携液量需达到2.0×10⁴m³，才能正常带液。在日常维护期间除气举外瞬时流量均低于1.0×10⁴m³，气举时瞬时流量虽高于2.0×10⁴m³，但气举仅对循环滑套上部积液产生作用，最终导致无法使水平段积液带至井口。

针对综合情况分析优化井间气举工艺，利用邻井高压气井关井气举补压+泵注泡排的联合形式。同一场站的高压气井作为气源，在被举井泵注泡排药剂后关井，将高压气从被积液井油套环空注入井内，将井筒与储层视为存压容器，注入一定量高压气，提高气体的举升能力。利用高压气源搅动泡排剂，使井筒积液变成气、液混合相的泡沫，迅速改变油管内低部位流体的相对密度，从而减小井底回压。在开井后控制瞬时流量，达到本井压力情况下的临界携液量，通过提高临界携液量的方式将水平段积液带至地面。

3.2气源井举深压力及气量论证

CJ566井属须二气藏气井，于2005-04-18投产，投产至今累计产气8110.9284万方，产水495.1880方。目前油压19.5MPa，套压20.4MPa，产气量1.6×10⁴m³/d。由于CJ566井为须家河气井，采用控压生产，当油套压差到达3MPa时，车注缓释泡排剂20Kg后，产量由1.6↑3.5×10⁴m³提产带液，单次出液约3.0m³。出液后产量调回1.6×10⁴m³恢复压力，8小时油套压恢复至19.5/20.4MPa，油套压差由3MPa↓1MPa。CJ 566作为气源井满足对JS33-1HF井的气举条件。

3.3关井气举补压现场试验

3.3.1操作方法

作业现场准备主要检查气举地面工艺流程相关法兰螺栓齐全、完好，附件齐全、完好，受效井工艺流程是否处于

正常生产状态。并尽量倒成单独计量，为了观察出水情况，气举过程中关闭自动疏水阀，采取手动排液方式排液。检查污水罐容积、压力表、劳保装备、灭火器、对讲机等设施、设备是否满足条件。

关井气举补压施工操作，关闭受益井节流阀及生产阀门，打开受益井套管进口阀门，对管线进行验漏工作，合格后才能进行下步操作。打开气源井套管出气阀门，并通过针型阀进行流量和压力的控制，注气开始后每3-5分钟记录一次受益井的油套压，当套管压力补充到8MPa后，即可关闭气源井出气阀门。达到计划关井时间后，缓慢打开受益井生产阀门，通过井口节流针阀控制瞬产。气井出液后恢复正常生产。

3.3.2井间气举方案设计及优选

根据JS33-1HF井生产情况分别设计三种方案，气举前均泵注泡排再关井补压。①号方案关井4小时补压至4MPa，②号方案关井6小时补压到6MPa。优选③号方案关井6小时补压到8MPa，有效的排除井筒积液，提高产气量，恢复原有产气水平。

① 设计关井补压至4MPa，所需气量0.09×10⁴m³，关井时间4小时时，开井瞬产控制在2.5×10⁴m³，在开井30分钟后出液0.2-0.3方，开井40分钟后油套压降至2.60/2.90MPa，瞬产降至1.00×10⁴m³，稳定时间约30小时，补压生产48小时后瞬产降至0.8×10⁴m³仍持续下降。

② 设计关井补压至6MPa，所需气量0.15×10⁴m³，关井时间6小时时，开井瞬产控制在2.90×10⁴m³，开井30分钟后出液0.4方，开井后瞬产基本稳定在0.9×10⁴m³，稳定时间约72小时

③设计关井补压至8MPa所需气量0.23×10⁴m³，关井时间6小时时，开井瞬产控制在3.25×10⁴m³，在开井20分钟后出液0.8方，开井后瞬产基本稳定在0.9×10⁴m³，稳定时间约120小时。关井补压后生产基本平稳，能达到排除积液目的。

4关井气举优化应用效果分析

通过生产曲线可以看出JS33-1HF井关井补压气举效果十分明显。以2-4月份优选第③种方案1次关井补压至8MPa，关井6小时，开井出液0.8 m³后，稳定生产1680余小时。稳定生产期间每周联合3次泵注泡排，油套压差基本稳定0.4-0.5MPa，日均产液0.3 m³日均产气量0.95×10⁴m³/d。生产井通过更改气举模式，有效带出井筒积液、提升气井产量显著，2个月增产量20×10⁴m³，该措施避免气举压力过大把井筒积液推回地层、又能有效带出积液提高产量。

5 结论及建议

（1） 利用高压气井补压气举与泡排联合应用，增强气井的携液能力可以使积液较严重的水平井恢复生产。具有投资小、施工安全简单等优点。

（2）关井气举补压加泡排联合形式排水采气工艺充分利用气田原有站场设施 ，具有效益好、投资小、费用低 、操作简单等特点，具有一定的推广应用价值。

参考文献：

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