非常规气举技术在渤海Z油田的研究及应用

黄 雷，王传军，郭秩瑛，徐大明，郑双益，张凤红

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海Z油田含油层系为古近系沙河街组，是一个受构造控制的短轴背斜气顶油藏，储层岩性以碎屑岩为主，油品性质为常规轻质原油，属于中高孔中渗储层，气顶指数大于1.5，水体活跃程度不同（5～40倍）。渤海Z油田气顶油藏利用天然能量开发，大部分生产井气油比较高，采用自喷或气举生产，不适合电潜泵等机采方式。气举采油是一种成熟的人工举升方式[1–3]，通过向井内注入高压气体将液体携带至地面，施工简单、管理方便。

1 开发特征及存在问题

渤海Z油田气顶油藏气顶和边水天然能量比较充足，初期产量高，采油速度高，平均采油速度约为2.0%，采用水平井开发模式，一定程度上能够延缓气窜。随着开发的不断深入，油田地层压力不断下降，油气水流体界面发生运移，地层水陆续侵入采油井，井筒流体密度增大，自喷井陆续停喷。目前，研究区地层压力约为原始地层压力的70%，综合含水60%，油藏采出程度30%，且原用于钻完井液快速返排的气举管柱出现无效注气、举升低效等问题[4]，低产井（产液量小于30 m3/d）占比近50%，而更换管柱、连续油管诱喷等作业成本高、施工周期长。

2 非常规气举技术

非常规气举技术可以不改变原有井身结构，通过不动管柱简易作业建立注气通道，替代常规气举的气举工作阀，将天然气连续不断地从油套环空注入油管目标位置，使油层与井底之间形成足够的生产压差，简单、高效地使油井恢复生产。

2.1 增加注气深度技术

注气深度主要由井口回压、套管压力、井底流压、生产气油比等因素决定。套管内的气柱压力分布近似于直线，根据井口注气压力可求得分布曲线；油管内的压力分布以注气点为界，注气点上、下两部分压力是连续的，总气量为注入气量和地层产出气量之和；从井口至注气点处，求出注气点上部分的流动压力分布，再从注气点至井底（考虑只有地层产出气量），求出注气点以下的流动压力分布，气举生产的压力关系式为：

式中：Pwf为井底流压，MPa；Po为井口油压，MPa；Pco为套管注气压力；Gfa为注气点以上的平均压力梯度，MPa/100 m；Gfb为注气点以下的平均压力梯度，MPa/100 m；H为油层中部深度，m；L为注气点深度，m。

不考虑油藏边界影响的油井产量公式为：

式中：Q为油井产量，m3/d；k为渗透率，10-3μm2；h为储层厚度，m；eP为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；eR为单井有效控制面积半径，m；wR为井筒半径，m；μ为原油粘度，mPa.s；B为原油体积系数，m3/m3；S为表皮系数，无因次。

综合以上公式可以得出：

通过气举节点分析，流入部分即为油层渗流，用流入动态IPR曲线描述，流出部分为油层中部至井口，Orkiszewski方法是涵盖所有流型的综合压降计算方法，故采用该多相管流方法可得到流出动态TPR曲线[5–6]。IPR曲线和TPR曲线的交点所对应的产量和压力，是给定注气量QGI和井口压力下的最大产量QL及相应的井底流压Pwf，即协调产量和流压；根据不同的注气量和对应协调产量绘制气举特性曲线LPR，可计算出相应的注入气液比，进而得到总气液比（油层气液比与注入气液比之和）（图1）。

图1 气举特性曲线

根据得到的井底流动压力Pwf和产量QL，以井底为起点用多相管流方法向上计算油管压力梯度曲线，其与套管注气压力曲线的交点即为平衡点E。平衡点沿压力分布曲线上移ΔP（取0.5～0.7 MPa，克服平衡点气体压力与注气点油管内压力之差）所得点作为注气点G（图2），该位置即为实现气举时建立的注气通道。随着地层能量下降，气举管柱因静液柱梯度不断下移，平衡点位置发生改变，出现地层供液曲线与井筒流出曲线不协调的问题。

对于房地产开发企业而言，有关于业务层面的指标设计，需要重点关注于对运营流程能力的考核，因此指标设计应当包括如下四个方面的内容：首先，项目计划完成情况指标，考核人员要综合考量各个部门对于项目运营的参与情况、在工作中的动态表现、对运营阶段的把握和处理能力等；其次，项目计划运营创新指标，在完成项目运营任务的过程中，是否能能力立足于现实，灵活运用新理念、新技术、新方法，同时为企业创造出更多经济收益；再次，项目工程质量指标，需要综合考量交房率、交房时间、质量投诉次数等；最后，客户满意度指标，需要通过调查问卷、走访等方式来了解内部客户的满意度。

图2 注气压力曲线

在不动管柱情况下，保留原工作阀作为唯一一级卸载阀，利用循环滑套作为深部位注气通道，基于下移注气点的深度与井筒静压降之间的函数关系，以油管液体压降为目标函数，以井口注气压力为约束函数，将套管注气压力剖面与油管流压剖面进行拟合计算，两个压力剖面的交点即为该井气举的工作协调点。对于无法形成工作协调点的井，加入多个虚拟卸载点，实现多级虚拟卸载计算，最终形成优化的气举协调点。通过此类非常规气举方式，产能得到进一步释放，该技术在哈萨克斯坦的让纳若尔油田应用近40口井，取得较好的效果[7]。

2.2 气体射流泵技术

气体射流泵是一种适用于高气液比井的高效举升新技术，结合水力喷射泵和气举采油的优点，通过钢丝或连续油管作业在滑套处投入气体射流泵，依靠负压增产机理举升液体采油，是一种高效节能的气举采油新工艺[8]，可提高低效井产液量及举升效率。

气体由射流泵进入油管，喷嘴出口产生高速射流气体，在喉管入口处形成负压抽汲井液；喷嘴出来的高速气体将井液携带入喉道并混合，减少井筒流压梯度，降低井底流压，增大生产压差，井液被携带出井口，油气井实现正常生产。利用井筒多相流模拟软件及气体射流泵携液性能实验，得到气体射流泵装置结构参数对排液量、排出压力和排出效率的影响关系，对喷嘴、喉管等参数进行设计优选[9]。

在满足注气量的情况下，应确保过经喷嘴气体不发生临界流状态（此时临界流直径小于过流直径），不同尺寸喷嘴直径与流量系数呈线性关系（表1）；喉管优选应避免注入气和吸入地层产出液在喉管入口处发生气蚀，此时喷喉比最佳，并确保气体射流泵有较高的提液率（表2）。

表1 喷嘴注入气量实验数据

表2 气体射流泵排液实验结果

2.3 自喷管柱气举技术

自喷管柱气举技术基于U形管原理，当地层能量不能将液体举升到地面或满足不了产量要求时，利用原井自喷管柱与油套环空建立注气通道形成简易气举管柱[10]，注入气体与油层流入的液体在井筒混合从而降低液柱对井底的回压。该技术需注意两个关键点：①需建立安全有效的注气循环通道；②解决单点注气所需的有效启动压力。

通过开展自喷井循环滑套打开可行性论证和自喷井井筒打孔可行性论证[11]，形成自喷井打开循环滑套建立气举通道的工作流程和复杂井打孔气举技术规范，该流程和规范有效解决了自喷井转气举的注气循环通道问题；针对气举气源供气压力是否满足气举所需较高启动压力的问题，以注气点到井口间的油管流体为研究对象，实际注气压力为约束条件，建立油管注气压力、注气量与注气点油管内流体流动压力之间的数学模型，通过节点分析模拟计算，拟合出每口井匹配的注气压力和注气量，从而实现有效启动气举。

3 现场应用

3.1 适应性分析

渤海Z油田气顶油藏衰竭开发，地层能量持续下降，部分井边底水锥进造成井底积液，导致原有自喷或气举井在生产过程中出现井筒举升低效问题。通过对举升异常井开展论证分析，其管柱结构中封隔器上部的循环滑套可作为气举通道从套管注气，因而具备半闭式连续气举条件，且地面工程设计时，所有井均配置了气举流程。研究区高压天然气资源丰富，前期由高压气井作为气举气源，经洗涤器后直接供给油井注气生产，工艺流程相对简单，后期当气井压力下降不能满足气举需求时，通过启用关联平台配置的伴生气压缩机及气举压缩机实施气举采油。

3.2 实施效果

3.2.1 自喷管柱气举应用案例

渤海Z油田Z17H井于2009年12月自喷，投产不久后见水，2016年含水上升速度加快，2017年2月，含水率升至40%，日产气量不足1.0×104m3，后期油压持续下降，直至停喷。通过憋压放喷、导入闭排系统诱喷等措施均未见效，分析认为，地层能量下降及边底水锥进导致井底积液加剧，携液能力不足造成Z17H井停喷。利用自喷管柱循环滑套作为注气点，开展节点分析得到压力分布状况。设计注气压力9.0～9.5 MPa，注气量0.5×104～1.0×104m3/d，2017年3月，通过钢丝作业打开循环滑套实施非常规气举，作业后Z17H井复喷，含水率逐渐降至18%，日产油最高达60 m3，日产气约4.0×104m3，后期高含水关井控水，实施措施后累计增油约1.4×104m3，累计增气约0.25×108m3（图3）。

图3 Z17H井生产曲线

3.2.2 增加注气深度应用案例

渤海Z油田Z18H井自喷投产后，油压持续下降，于2012年6月油压降至流程回压附近，含水率增至30%，后期井口无产出，转气举后生产形势逐渐转好。2015年含水继续快速上升，2017年产液量大幅下降，反复调整气举制度均未见效，且测试井筒流压、流温梯度，各级气举阀均正常工作，分析认为随着地层能量下降及边底水持续锥进，原工作阀位置已无法满足气举注气点加深需求导致举升低效。分析Z18H井气举管柱并利用循环滑套加深注气点并开展节点分析，得到压力分布状况。设计注气压力9.0～9.5 MPa，注气量2.0×104～2.5×104m3/d。2018年4月，实施钢丝投捞作业更换为盲阀，利用连续油管打开循环滑套实施非常规气举，作业结束后举升效果较好，日产液由25 m3增至250 m3，后期关井控水，实施措施后累计增油约0.2×104m3，累计增气约0.02×108m3。

3.2.3 气体射流泵应用案例

渤海Z油田Z20H井于2011年11月自喷投产，2015年11月，含水快速上升，产液量、产气量持续降低，转气举后仍无法正常生产。该井气举管柱的工作阀位置较浅，随着地层压力下降及含水上升，井筒液面持续下降，导致气举过程注入气对井筒流体举升产生反作用，且原气举管柱的气举阀开启压力不高，气举过程中发生多点注气现象，导致孔板阀过气量少，气举效果较差。对Z20H井气举管柱分析后在循环滑套位置利用锁定装置投放射流泵实施非常规气举，设计气体射流泵工作压力为7.6 MPa，注气量约3.0×104m3/d，作业后提液效果明显，但上部工作阀投捞未成功，多点注气问题仍存在，后期关井控水，其井下射流泵可打捞回收重复利用。

4 结论

渤海Z油田顶气边水油藏进入开发中后期，随着地层压力下降，油水界面运移不平衡导致生产井出现不同程度水窜，气举阀工作异常、举升效率低等问题井逐渐增多，严重影响油藏采收率。非常规气举技术简单可靠，通过分析论证并优化工艺，现场实施后井底流压下降明显，产液量上升，举升效率提高，既增加原油产量，又节约了作业成本，延长了油井生产周期，为类似的举升低效井提供一种新的解决对策。