靖边气田属于低压、低渗、低产气田,地层水矿化度高、成垢离子含量高,同时天然气中又含有一定量的CO2和H2S,在气田开采过程中极易造成井底积液和井筒腐蚀、结垢堵塞,导致气井井筒压力损耗和油套压差增加、气井产量降低,严重影响气井的正常生产。由于对引起油套压差增加的原因和井筒堵塞物的性质不明确,导致采取的解堵措施针对性不强、解堵工艺适应差。因此,迫切需要结合靖边气田现场实际情况,开展靖边气田气井井筒堵塞程度识别与分析和井筒解堵方法研究。本文首先以气井单相流和多相流理论为基础,对靖边气田气井井筒堵塞识别方法进行了研究,并对不同气井的井筒压力损失进行了分析计算,确定出了合适的井筒堵塞识别模型和分析方法;其次采用化学容量法及X-衍射等分析方法和手段,详细分析了靖边气田井筒堵塞物的组成性质特征和井筒堵塞物的来源及形成机理;最后以溶蚀率为指标研究了酸性和碱性解堵剂对靖边气田井筒堵塞物的溶蚀效率和影响因素;确定出了适用于靖边气田井筒堵塞的解堵工艺方法。通过以上研究得出:(1)建立并验证了靖边气田气井井筒堵塞识别模型,并对气井井筒压力损失进行了分析,得出由于井筒堵塞引起的附加压力损失可达1～2MPa左右,占油套压差的70%左右,表明引起靖边气田气井油套压差增大的主要原因是井筒堵塞;(2)靖边气田气井井筒堵塞物主要由腐蚀结垢产物、泥砂及有机物聚集而成。腐蚀结垢产物约占堵塞物的60%,腐蚀产物以FexSy和FeCO3为主,结垢产物以CaCO3为主,有机物约堵塞物的占20%,其主要成分来源于气井缓蚀剂中的有机组分;(3)对于靖边气田气井井筒堵塞物而言,酸性解堵剂的解堵效果优于碱性解堵剂,应采用先加酸性解堵剂再加碱性解堵剂进行解堵,中间间隔1小时最佳;(4)解堵加药方案采用循环加注解堵剂工艺,首次加注解堵剂的量为井筒体积的10%,解堵时间控制在10小时左右。