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西南油气田的老区气井,由于井筒长期处于酸性气液的腐蚀环境,导致气井油管损坏严重、难以维持生产。油管更换作业需要进行常规压井,部分老井地层压力低、渗透性好导致压井液易发生漏失,造成井底储层污染,甚至难以完成压井。改用暂堵剂压井工艺后,压井困难的问题已经得到解决。但是,压井作业后暂堵剂破胶产生的液体聚集在井底储层中造成封堵,开井复产时,地层天然气依靠地层能量无法突破井底的污染带,受井身结构、封堵特点、复产效率的限制,导致常规复产工艺难以适用。针对低压气井复产困难,提出了注气吞吐式复产工艺。该复产工艺是通过地面注气的方式驱替井底附近地层中的液体,直至注入天然气突破液相的封堵,与地层天然气连通并具有足够的连通性时,立刻停止注气并开井。开井后,高压气相带气体膨胀能和地层压力得到释放,推动气液两相进入流入井筒,实现气井的排液复产。该工艺通过注气解除了液体封堵,恢复了封堵区域的气相渗透率,并为地层天然气流入井筒提供了流动途径。该工艺投入使用后有效但效率不高。分析该复产工艺原理已知,当连通性满足气井排液复产时即可开井复产,此时的连通性即为气井能否复产的临界条件。若注气时间不足,气相连通性不够好,达不到气井复产的临界条件,在停止注气后有可能气相通道闭合,重新被液相占据形成二次堵塞,从而导致气井复产失败;若注气时间过长,虽然增加了气相连通性,但浪费资源、提高了复产成本。因此,注气时间是控制气相连通性的重要因素。结合工艺流程分析,注气压力、注气量可以控制注气时间,同时注气时间还与流体在井筒、地层中受力的情况有关,说明井筒、地层中的部分因素对注气时间会造成影响。通过比较,要提升低压气井的复产效率,最直接有效的方法就是优化注气吞吐复产工艺的工艺参数,即注气压力、注气量。为此,开展注气吞吐复产工艺参数优化研究,对低压气井高效复产、老井的挖潜工作都具有非常重要的意义。本次研究结合注气吞吐复产工艺的工艺流程和工艺原理,确定工艺参数,建立了物理模型、数学模型及优化模型;结合实际气井资料,进行了实例应用。本次研究开展的主要工作及成果如下:(1)结合复产工艺流程及原理,分析各类参数对气井复产效率的影响;使用层次分析法分析影响因素权重,确定注气压力、注气量、流体粘度、孔隙半径、孔隙度、储层厚度、地层压力、管壁粗糙度为主要影响因素。(2)通过分析,确定以流体饱和度为表征注入天然气与地层天然气连通性的参数。结合工艺流程和确定的主要影响因素,建立该复产工艺的物理模型。根据物理模型建立主要影响因素与注气距离相关的数学模型。(3)通过Fluent仿真模拟复产过程,得到气井复产的必要条件——注入天然气与地层天然气主通道连通性达80%。对模拟数据进行线性回归,得到在气井复产必要条件下,注气时间、复产时间与驱散半径等参数间的数学关系式。与井筒单相流模型、气液两相地层渗流模型联立,得到注气吞吐复产工艺的优化模型。(4)运用优化模型对待施工井S1井进行工艺参数的优化,优化得注气压力15MPa,注气量2.1×104m3/d;实际注气压力13.5MPa,注气量2.6×104m3/d,最终气井复产成功,实际复产时间与预测时间之间的误差为10.7%。