致密油藏开发合理转抽时机

汤传意　辛骅志　赵明　刘鑫　马俊

摘  要：本文基于对玛湖油田的基础研究，采用井筒脱气时的停喷流压公式对其停喷压力进行计算，同时利用RTA软件预测井底流压，通过趋势线拟合确定了玛131井区生产井转抽时机平均在340-350天左右，玛18井区生产井转抽时机在360-370天之间。其研究过程及结果有利于玛湖油田的高产稳产，并对此类砾岩油气藏开发具有重要指导意义。

关键词：井筒脱气;停喷压力;RTA;转抽时机

Abstract：Based on the basic research of the Mahu Oilfield，the stoppage pressure is calculated by the formula of the stop-flow pressure when the wellbore is degassed. At the same time，the bottom-hole flow pressure is predicted by RTA software，and the well 131 is determined by trend line fitting. The average production time of the production wells in the district is about 340-350 days，and the production wells in the May 18 well area are between 360-370 days. The research process and results are conducive to the high and stable yield of the Mahu oilfield，and have important guiding significance for the development of such conglomerate reservoirs. Key words：wellbore degassing;stoppage pressure;RTA;pumping timing

1.地質特征

1.1构造特征

玛湖油田位于准噶尔盆地玛湖凹陷中心区，是世界上最大的砾岩油气藏。其中玛北油田玛131井区块，区域构造位于盆地中央坳陷玛湖凹陷北斜坡区。玛131井区三叠系百口泉组主要发育近源快速堆积的扇三角洲相沉积体系，基本表现为东南倾的平缓单斜，局部发育低幅度平台、背斜或鼻状构造，逆断裂较发育。该区发育北东向和北西向两组不同方向断裂。百口泉组地层分布较稳定，厚度为112～175m，平均厚度130m，油层孔隙度主要为7.50%～14.30%，平均为9.58%，渗透率主要为0.03 mD～17.20mD，平均为0.96mD。三叠系百口泉组储层为特低孔、特低渗储层。

1.2油藏特征

研究区三叠系百口泉组油藏主要受构造控制、局部受岩性、物性影响、无边底水的岩性-构造油藏。百三段（T1b3）划分为3个油藏，百二段一砂组（T1b21）划分为3个油藏。百三段（T1b3）油藏中部埋深2718m～3278m，中部温度68.07℃～79.61℃，中部地层压力23.95MPa～40.22MPa;地面原油密度0.7607g/cm3～0.8640g/cm3，凝固点2.24℃;百二段一砂组（T1b21）油藏中部埋深2838m～3298m，中部温度69.10℃～80.03℃，中部地层压力24.32MPa～35.97MPa;地面原油密度0.7936g/cm3～0.8814g/cm3，凝固点8.98℃。

1.3生产特征

（1）玛18井区具有初期产量高，产量递减较慢，井区综合含水较低的开发特征，但生产气油比相对较高，井区脱气较为严重;

（2）玛131井区具有初期产量低，产量递减慢，井区综合含水相对较高的开发特征，生产气油比高，原油脱气严重，溶解气驱开发效果差;

（3）艾湖2井区具有初产产量相对较高，生产气油比低的特点，但井区产量递减块，综合含水高，开发效果差。

2.转抽时机

玛湖油田玛131井区属于低渗透油藏，在进行自喷开采的过程中会造成地层能量缓慢下降，若进行能量补充，则地层能量视为保持稳定。当油井无法维持要求配产下的稳定自喷时可转入人工举升。为了使油井进行正常生产，需要根据要求的配产量，对不同含水率下的井底流压进行计算，在含水率增大到最大值之前转入人工举升方式进行开采。

2.1停喷流压计算

关于停喷流压的计算，孙国明等人提出了一种按照产能方程计算某气井井底流压条件下的停喷压力，该方法在气井中能够得到应用，而黄炳光教授等人则找到了能够在应用于直井的停喷流压计算方法，但是水平井生产过程中无法完全利用该计算方法。只能在测得直井的井底流压后，利用梯度法计算深部流压。计算得出的井底流压是自喷井停喷的上限压力，即自喷井低于这个压力就不能正常生产。实际中采用以下公式进行计算：

式中：Pwf停喷流压，MPa;H油藏中深，m;Hb脱气中深，m;Pb饱和压力，MPa;fw含水率，1;γw水的相对密度（地面），1;γo原油相对密度（地面），1;Bo原油体积因数，1;λ比摩阻，MPa/m;0.00980665为重力系数，KN/Kg。

在井筒内压力低于饱和压力时，原油在井筒中脱气，脱气深度Hb公式为：

式中：Py井口压力，MPa;α溶解气系数，m3/（m3·MPa）;γg天然气相对密度，1。

由于比摩阻难以计算且对计算结果影响不大，所以不考虑比摩阻系数。选取玛131井区四口典型井计算停喷流压。

2.2流压预测

为了准确确定玛湖油田的转抽时机，还需要对井底流压进行合理预测，才能实现玛湖油田的长期稳定生产。首先在软件中输入相关基础数据，其次对油藏参数（井信息、初始压力、初始温度、孔隙度、饱和度等）和油井的井身参数（油套管的内外径、井口流动温度等）进行设定，最后选择一种合理的压力损失关系，方可得到一段时间内井底流压随时间的变化曲线。

以玛131井区中典型井MaHW1152的RTA的运行结果为例，可得出井底流压随着开采时间的增加呈现指数递减趋势，在2018年底逐渐趋于稳定，说明油井的自喷能力在逐渐减弱。

2.3转抽天数

在计算出停喷流压和流压预测的基础上，利用RTA计算出的井底流压数据和生产天数绘制成图，拟合出井底流压的变化趋势线，该趋势线与停喷流压水平线的交点即为油井的转抽天数。在确定转抽时机时还应该符合最大限度地增加油井的弹性产量;合理调整自喷井油嘴，最大限度地延长自喷周期;及时采取有效措施，缩短停喷前的低产期;不影响生产计划指标等原则。以玛131井区中NAHW6114井的转抽天数预测为例（如图2-2），对已计算出的井底流压数据进行拟合后得到的指数曲线，发现该井的转抽天数为215天，即在自喷生产215天后开始上设备进行开采。

使用相同的方法对玛131井区和玛18井区中的其他典型井的转抽天数进行预测后，发现玛131井区生产井转抽时机平均在340-350天左右，玛18井区生产井转抽时机在360-370天之间。

3.结论

（1）停喷压力预测方法在玛湖油田的砾岩油藏中应用较好，在考虑了含水率、原油相对密度、原油体积系数等参数的基础上对玛湖油田中典型井的停喷压力进行了计算，发现自喷井的停喷压力普遍分布在40MPa左右，为转抽天数的确定提供了依据。

（2）通过对玛湖油田中的部分井进行了井底流压预测和转抽时间的确定，最终结果显示玛131井区生产井转抽时机平均在340-350天左右，玛18井区生产井转抽时机在360-370天之间。确定油井的转抽时机能够有效提高生产效率，延长采收年限。

参考文献

[1]  周娜. 压裂后快速返排转抽技术研究[D].中国石油大学（华东），2014.

[2]  冯立珍.低渗透油田注水井转抽油井出油机理研究[J].中国城市经济，2011（02）：142.

[3]  高广启.自喷转抽管柱堵塞技术研究与应用[J].石油机械，2009，37（05）：57-58+102.

作者简介：汤传意（1982-），男，河南新县人，毕业于中国地质大学（武漢），目前就职于中石油新疆油田公司。