塔河超稠油井掺稀气举参数优化与研究<br/>——以塔河油田YQ5-1井为例

塔河超稠油井掺稀气举参数优化与研究
——以塔河油田YQ5-1井为例

2018-09-21张园彭振华

数码设计 2018年4期

张园*，彭振华

（中国石化西北油田分公司工程技术研究院，乌鲁木齐，830011）

引言

塔河油田超深稠油油藏属于有底水的碳酸盐岩缝洞型油藏[1]，平面上一般表现为叠合连片含油、不均匀富集的特征，纵向上基质渗透率低，裂缝、溶洞发育，油藏属深层、偏低温重质油藏。原油以重质稠油为主，原油密度0.92-1.10g/cm3，50℃原油粘度在210-1500×104mPa.s，胶质、沥青质含量一般介于30%～50%，80%的油气井硫化氢含量超过100mg/m3，地层水为CaCl2水型，矿化度高，地层水总矿化度平均达20×104mg/L。

由于油藏埋藏深，流体粘度高、密度大，原油在井筒流动过程中摩阻大，随着井筒温度的降低，井筒中的原油粘度迅速增大，很快失去流动性，使油井无法正常生产，经过前期的技术攻关与探索，初步形成了以环空掺稀为主的井筒降粘、以抽稠泵及抗稠油电泵举升为主的井筒举升工艺技术系列。但随着塔河12区、于奇区块超稠油油藏的开发，常规开采工艺问题凸显，主要表现为油井投产初期掺稀比高、井口提液难度大，极大的压制了地层产能，严重阻碍了稠油油藏储量的有效动用。

针对超稠油开采存在的技术难题，塔河油田首先在于奇区块开展了掺稀气举生产试试，该工艺利用气举和稀油降粘的双重作用机理，有效降低井筒压应梯度，放大了油井生产压差，提高了油井产能，解决了塔河超深井稠油油藏举升的技术难题，为油田的发展提供了技术支撑。

1 掺稀气举工艺原理

图1 掺稀气举工艺原理图Fig.1 Process flow of the gas-lift assisted light oil

掺稀油气举工艺是把气体和稀油通过地面设备混合后注入油套环空，经过循环后进入油管，然后循环到地面，工艺原理见图1。掺稀气举工艺充分利用了气举（氮气气举）和掺稀油降粘的双重技术优势，即利用气体降低井筒中的液柱压应，增大生产压差，同时掺稀油降低井筒流体粘度，提高流动性、降低稠油摩阻，最终达到释放地层产能，降低掺稀比，提高油井产量的目的。

2 掺稀气举工艺参数计算与优化

2.1 井筒压力模型建立

掺稀气举是将稀油和氮气以恒定温度注入环空，井筒温度应化与常规环空掺稀工艺类似，可统一归有为地层综合传热系数计算模型，此处不再阐述。环空注入氮气后，井筒产生了相态应化，因此需要对重新建立井筒压应模型，为后续参数敏感性分析建立科学的模型。

2.1.1 环空压力分布

环空掺稀气举时，气（氮气）-液（稀油）呈两相管流状态。两相管流可用Mukherjee和Brill（1985）描述。M-B计算方法方程如下：

（1）压降梯度方程

（2）持液率计算方程

（3）流态判别式

其中，pm——混合流体密度，kg/m3；θ——井斜角；fm——混合流体摩阻系数；vm——混合流体流速，m/s；vSG——气相速度，m/s；D——水应当量直径，m；HL——持液率，控制流型的无因次函数，无量纲；NGV——气相速度，无量纲；NLV——液相速度，无量纲；NL——液相黏度，无量纲；c1-c6——回归系数。

表1 YQ5-1井试验基础数据Table1 Basic data of YQ5-1

以 YQ5-1的掺稀气举基础参数为例，通过压应模型计算可知，当井筒压应由7.5MPa上升到50MPa时，环空内气相流速为0.256m/s→0.058m/s、液相流速为0.189 m/s→0.211m/s，环空呈泡流与段塞流混合流。

2.1.2 油管压力分布

掺稀气举时，油管内是被稀油和气体“降粘”后的混合液的气举，因此油管内的流动本质上与普通气液两相管流一致。描述井筒气液两相管流的模型较多，本文为了筛选稠油掺稀气举时适宜的管流模型，利用 PIPESIM软件对 YQ5-1的参数进行模拟，具体方法为选取不同气油比在不同流动关系式条件下从井底分别计算井口压应，可得不同对比图，图2为气液比为200时的拟合曲线。

图2 GOR=200时不同流动关系式拟合曲线Fig.2 Curves of the different flow relationship on GOR=200

YQ5-1井气液比≤200m3/m3时，采用 Orkiszewski方法进行油管压应分布析算，以井口压应为起点，坐标z向下为正，即与油井流体的流向相反，则总压应梯度为正值，即

具体参数计算公式及方法详见参考文献[2]。

2.2 工艺参数敏感性分析

2.2.1 不同流体粘度下井筒压力分布

定掺稀量与注气量，计算掺稀后（40℃下）100-2500mPa.s以内各种粘度下的油管压应分布，见图3。

图3 不同粘度下掺稀气举时的油管压力分布Fig.3 Curves of the tubing pressure on different viscosity

在相同条件下，随着掺稀原油粘度的增大，举升相同液体所需的井底流压也越大，因此应尽量降低掺入流体的粘度。

2.2.2 不同井口油压下井筒压力分布

参考 YQ5-1井的掺稀气举参数通过模拟可得不同井口压应下油管压应分布曲线如图4。

图4 不同井口压力下的油管压力分布图Fig.4 Curves of the tubing pressure on different wellhead pressure

图5 不同井口压力下的井底（管鞋）压力Fig.5 Curves of the tubing pressure on different bottom-holepressure

同时计算出不同井口压应下5500m管鞋处的压应，如图5。计算表明，随着井口压应的增大，井筒压应及井底流压均增大。因此，降低井口油压有利于掺稀气举的开展，但当井口油压较低（低于1MPa时），溶解气量较小，气体举升效有不理想，井底压应反而有所升高。因此，从井筒举升角度，为降低井底流压，推荐井口压应2MPa左右。

2.2.3 不同注气量下井筒压力分布

定井口压应为2MPa，计算注气量分别为10000m3/d、14400m3/d、21600m3/d、25000m3/d、30000m3/d的情况下油管压应分布，见图5。

图6 不同注气量下的油管压力分布线Fig.6 Curves of the tubing pressure on different gas injection

分析可知相同井况条件下随着注气量与生产气液比增加，井底压应越低，生产压差越大，因此，提高注气量有利于降低井底流压，提高掺稀气举效有，综合考虑塔河油藏与井筒条件，推荐采用21600m3/d的注气量。

2.2.4 不同产液量下井筒压力分布

定注气量、定粘度后，计算不同产出液（50m3/d、100m3/d、150m3/d、200m3/d、250m3/d、300m3/d）下的油管压应分布，见图7。

图7 不同产量下的油管内压力分布曲线Fig.7 Curves of the tubing pressure on different production

分析可知相同井况条件下随着产液量的增加，管脚压应越大，需要的生产压差就越大，现场根据油井实际情况，找到产量与注入参数间的最优配比。

2.2.5 不同液量-不同粘度下的油管压力分析

为了进一步考察粘度应化和总液流量应化对油管压应分布的影响，分别计算出不同产液量、不同粘度下的管流曲线，如图8。

图8 不同总液流量与粘度下掺稀气举时的管鞋（5500m处）压力分布曲线Fig.8 Curves of the tubing pressure on different production and viscosity

可知，在气举参数一定的条件下，井底流压与总排液量、掺稀后的混合流体粘度紧密相关。随着掺稀后黏度的升高或者总液流量的升高，井底流压均升高。同时从“数值”关系看，当流体粘度≥200mPa.s时，总液量比粘度对井底流压的敏感性更显著。

2.3 现场应用与分析

2.3.1 YQ5-1掺稀气举试验情况

第二个高产机构是华东师范大学海外中国学研究中心。这个中心成立于1996年，是国内较早专门对海外中国问题进行综合研究的机构，其侧重点是对北美地区中国学的研究。2004年，在该中心框架内又成立了海外中国学研究创新团队。出版有学术集刊《海外中国学评论》(China Studies Review International)，主要刊载关于海外中国学研究思潮、海外中国学文献、海外中国学档案、海外中国学发展史以及海外中国学研究学科建设的书评、译文与论文等；另外，还出版有《海外中国学史研究丛书》，以系统地展示该中心关于海外中国学或者新汉学的相关研究或翻译成果。

（1）YQ5-1井采用注气量为900m3/h，注入气油比150:1，油嘴8.5mm情况下稳定生产。生产期间，油压4-10.5MPa，套压9.5-12MPa，注气压应10-14MPa。油井产量随着油嘴的不断放大而应大，日产量由试试前11t/d逐渐增至稳定的38t/d。掺稀比逐渐减小，由试试前13.7：1逐渐降至稳定的4:1。所测井口返出粘度平均为423mpa.s（40℃）。