延長西233區長7水平井自噴時間研究

秦仕杰

（西安石油大學，陜西 西安 710065）

西233區塊位于甘肅省慶陽市慶城縣、華池縣境內，構造上屬于鄂爾多斯盆地南部伊陜斜坡西南部，于2011年投入開發。截止目前，投產至今任然保持長期持續自噴的采油井4口（陽平6～9井），日產液量72.18m3，油量56.3t，平均含水10%，累計產油量11.98×104t，單井累計產油2.99×104t。

西233區塊產量遂年遞減，為了改善開發效果，選取管理較好的4口自噴井，針對油井生產中存在問題和關鍵因素進行研究分析，分析評價的結果可以直接指導西233區塊內其他采油井的生產管理和工作參數優化，從而實現油田長期有效開采。

1 針對四口自噴井的管理措施探索

1.1 四口自噴井工作參數

陽平6～9井實際采油過程中，根據地層能量的情況選擇合適的生產范圍，通過調節生產閥門絲扣大小，安排各壓力條件下油井產量單量，通過不同壓力和產量之間的關系，確定合理壓力控制范圍，盡量使自噴井產生更大的壓差，但又不造成額外的地層能量損耗，同時保證了自噴井的最大壓差與地層能量的最低消耗。

陽平6井：陽平6井2018年2月泵卡后停止自噴，采用套管放噴生產。

陽平7井、陽平9井：采用正常狀態下自噴生產，周期性開抽誘噴。

陽平8井：采用生產閘門控制自噴生產。

1.2 油藏部分

1）含水加密,按照每月的月度計劃進行含水錄取，發現含水出現波動，現場核實含水，若發現井筒內有積水，立即采取了有效的放噴措施，使含水降至原來的水平。陽平6～9井自2017年11月至今，含水一直穩定在10%左右。

2）流壓梯度壓力監測,目前，嶺南作業區西233區塊地層壓力為13.9MPa，壓力保持水平87.9%，壓力保持水平較低。

通過動液面測試計算井底流壓，井底流壓可通過公式 （1） 進行計算[2]：

其中， Pwf、Pt、ρ0、ρw、S0、Sw、g、h0、hd分別代表井底流壓、套壓、油密度、水密度、含油飽和度、含水飽和度、重力加速度、油層中深及動液面。

通過近一年的流壓統計，陽平7井井底流壓保持在15～16MPa，壓力保持水平良好。陽平9井流壓保持在14～14.5MPa，保持水平較低。

陽平8井2017年1月通過地層測壓，地層壓力為14.2MPa，壓力保持水平為89.87%。

3）試井資料，陽平6、7、9井已安裝數字化平臺，除每日進行功圖巡檢外，定期進行示功圖實測，保障資料傳輸真實可靠。陽平7近一年的動液面數據監測顯示，動液面保持在900～1300m。

1.3 水平井清防蠟制度研究

一般來說，油管下部不結蠟，因為下部油流溫度高，壓力高，石油對蠟的溶解能力強。從某一位置開始（距井口50～300m），由于溫度、壓力下降，導致油對蠟的溶解能力下降，而越往上結蠟越嚴重，但接近井口時，結蠟減少，這是由于油體流動速度大，一部分蠟被流體帶走所致。陽平6～9生產過程中主要采用投加清蠟劑、蒸汽熱洗、放噴清蠟等方式進行清防蠟工作。同時在日常工作中加強了該水平井資料的錄取，若產量、壓力等資料發生變化，及時分析，及時調整清蠟制度。

蒸汽熱洗：陽平6井、陽平7井除每月按照作業區熱洗計劃安排蒸汽車熱洗清蠟外，根據生產情況額外增加熱洗頻次，熱洗后陽平7功圖明顯變好，產量恢復正常。陽平9井近期結蠟嚴重造成井筒堵塞，但套管壓力過高，達不到熱洗條件。

投加清蠟劑：陽平7井2018年初開始按照加藥計劃投加。清蠟劑型號為CX-1，每月投加3次，按照40kg/次通過加藥車投加，投加后對該井的壓力、日產液、含水等數據進行了密切的跟蹤。陽平6井、陽平9井因套管壓力過高無法實施加藥。

放噴清蠟：陽平6～9采用周期性放噴清蠟，放噴周期為5天，通過開大油井生產閘門、套管閘門，將管柱內的蠟、其它臟物或積水有效排出井筒，放噴30min后恢復正常生產。該方法操作簡便易行，效果良好，井口放噴時，可見明顯蠟塊噴出，放噴后油井產量恢復。

2 停噴壓力分析及下步對策

根據自噴井停噴流壓統計數學計算模型[1]，利用井口生產資料，預測井底流動壓力，當井口油壓1MPa時計算的井底流壓即停噴流壓[3]，以此確定開采方式和轉抽時機：

式中：fw為含水率，小數；r0為地面原油相對密度，小數；PHf為井口油管壓力，MPa；Q為產液量，m3/d；D為油管內徑，m。

該模型利用大量實測自噴井流壓數據和含水率等生產數據和流體物性參數獲得系數A0-A7值，例如，勝利油田通過數據統計出的A0-A7值為：

利用該方法計算得到陽平6～9井的停噴壓力為 22.63MPa，24.80MPa，24.36MPa，23.56MPa，顯然與實際情況不符，西233區塊原始地層壓力為15.8MPa，說明式中的A0-A7值在研究區塊不適用。

停噴流壓計算還有華北石油研究院朱亞東導出的計算方法[1]：

式中：Hb為脫氣點深度，m；fw為含水率，小數；Pb為飽和壓力，MPa；Pa為標準狀況下的壓力，0.101MPa； γ0為地面原油相對密度，小數；γw為地面水相對密度，小數；γa為標準狀況下的空氣密度，0.001293g/cm3；H為油藏中部深度，m；λ為比摩阻，單位深度壓力損失量，MPa/m。

井筒內壓力低于飽和壓力時，原油在井筒中脫氣，脫氣點深度Hb公式為：

式中：Py為井口油管壓力，MPa；α為天然氣在原油中的溶解系數，m3/m3·MPa；γg為天然氣相對密度，小數；

若陽平6～9井后期停止自噴，由于生產歷史較長流壓資料多，則可根據該4口井測試的相關參數反算比摩阻，選取4口井的比摩阻平均值，用來預測西233區塊未來新投自噴井的停噴流壓及停噴時間。

3 結論

1） 西233區塊自噴井在生產過程中仍存在諸多問題。探究這些問題產生的根本原因并針對這些問題提出相應的解決措施對提高自噴井產油效率及質量十分重要。

2）針對不同的油田，由于油氣比、物性參數等不同，自噴井停噴流壓統計數學計算模型可能部分適用，對公式中的參數值（A0～A7）還需進一步的研究和完善。下步將根據西233區已經停噴井的各類參數進行統計和研究，利用公式3）反算比摩阻λ值，對未來該區塊新投自噴井的停噴流壓及停噴時間進行預測。