非常規氣舉技術在渤海Z油田的研究及應用

黃 雷，王傳軍，郭秩瑛，徐大明，鄭雙益，張鳳紅

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海Z油田含油層系為古近系沙河街組，是一個受構造控制的短軸背斜氣頂油藏，儲層巖性以碎屑巖為主，油品性質為常規輕質原油，屬于中高孔中滲儲層，氣頂指數大于1.5，水體活躍程度不同（5～40倍）。渤海Z油田氣頂油藏利用天然能量開發，大部分生產井氣油比較高，采用自噴或氣舉生產，不適合電潛泵等機采方式。氣舉采油是一種成熟的人工舉升方式[1–3]，通過向井內注入高壓氣體將液體攜帶至地面，施工簡單、管理方便。

1 開發特征及存在問題

渤海Z油田氣頂油藏氣頂和邊水天然能量比較充足，初期產量高，采油速度高，平均采油速度約為2.0%，采用水平井開發模式，一定程度上能夠延緩氣竄。隨著開發的不斷深入，油田地層壓力不斷下降，油氣水流體界面發生運移，地層水陸續侵入采油井，井筒流體密度增大，自噴井陸續停噴。目前，研究區地層壓力約為原始地層壓力的70%，綜合含水60%，油藏采出程度30%，且原用于鉆完井液快速返排的氣舉管柱出現無效注氣、舉升低效等問題[4]，低產井（產液量小于30 m3/d）占比近50%，而更換管柱、連續油管誘噴等作業成本高、施工周期長。

2 非常規氣舉技術

非常規氣舉技術可以不改變原有井身結構，通過不動管柱簡易作業建立注氣通道，替代常規氣舉的氣舉工作閥，將天然氣連續不斷地從油套環空注入油管目標位置，使油層與井底之間形成足夠的生產壓差，簡單、高效地使油井恢復生產。

2.1 增加注氣深度技術

注氣深度主要由井口回壓、套管壓力、井底流壓、生產氣油比等因素決定。套管內的氣柱壓力分布近似于直線，根據井口注氣壓力可求得分布曲線；油管內的壓力分布以注氣點為界，注氣點上、下兩部分壓力是連續的，總氣量為注入氣量和地層產出氣量之和；從井口至注氣點處，求出注氣點上部分的流動壓力分布，再從注氣點至井底（考慮只有地層產出氣量），求出注氣點以下的流動壓力分布，氣舉生產的壓力關系式為：

式中：Pwf為井底流壓，MPa；Po為井口油壓，MPa；Pco為套管注氣壓力；Gfa為注氣點以上的平均壓力梯度，MPa/100 m；Gfb為注氣點以下的平均壓力梯度，MPa/100 m；H為油層中部深度，m；L為注氣點深度，m。

不考慮油藏邊界影響的油井產量公式為：

式中：Q為油井產量，m3/d；k為滲透率，10-3μm2；h為儲層厚度，m；eP為地層壓力，MPa；Pwf為井底流壓，MPa；eR為單井有效控制面積半徑，m；wR為井筒半徑，m；μ為原油粘度，mPa.s；B為原油體積系數，m3/m3；S為表皮系數，無因次。

綜合以上公式可以得出：

通過氣舉節點分析，流入部分即為油層滲流，用流入動態IPR曲線描述，流出部分為油層中部至井口，Orkiszewski方法是涵蓋所有流型的綜合壓降計算方法，故采用該多相管流方法可得到流出動態TPR曲線[5–6]。IPR曲線和TPR曲線的交點所對應的產量和壓力，是給定注氣量QGI和井口壓力下的最大產量QL及相應的井底流壓Pwf，即協調產量和流壓；根據不同的注氣量和對應協調產量繪制氣舉特性曲線LPR，可計算出相應的注入氣液比，進而得到總氣液比（油層氣液比與注入氣液比之和）（圖1）。

圖1 氣舉特性曲線

根據得到的井底流動壓力Pwf和產量QL，以井底為起點用多相管流方法向上計算油管壓力梯度曲線，其與套管注氣壓力曲線的交點即為平衡點E。平衡點沿壓力分布曲線上移ΔP（取0.5～0.7 MPa，克服平衡點氣體壓力與注氣點油管內壓力之差）所得點作為注氣點G（圖2），該位置即為實現氣舉時建立的注氣通道。隨著地層能量下降，氣舉管柱因靜液柱梯度不斷下移，平衡點位置發生改變，出現地層供液曲線與井筒流出曲線不協調的問題。

對于房地產開發企業而言，有關于業務層面的指標設計，需要重點關注于對運營流程能力的考核，因此指標設計應當包括如下四個方面的內容：首先，項目計劃完成情況指標，考核人員要綜合考量各個部門對于項目運營的參與情況、在工作中的動態表現、對運營階段的把握和處理能力等；其次，項目計劃運營創新指標，在完成項目運營任務的過程中，是否能能力立足于現實，靈活運用新理念、新技術、新方法，同時為企業創造出更多經濟收益；再次，項目工程質量指標，需要綜合考量交房率、交房時間、質量投訴次數等；最后，客戶滿意度指標，需要通過調查問卷、走訪等方式來了解內部客戶的滿意度。

圖2 注氣壓力曲線

在不動管柱情況下，保留原工作閥作為唯一一級卸載閥，利用循環滑套作為深部位注氣通道，基于下移注氣點的深度與井筒靜壓降之間的函數關系，以油管液體壓降為目標函數，以井口注氣壓力為約束函數，將套管注氣壓力剖面與油管流壓剖面進行擬合計算，兩個壓力剖面的交點即為該井氣舉的工作協調點。對于無法形成工作協調點的井，加入多個虛擬卸載點，實現多級虛擬卸載計算，最終形成優化的氣舉協調點。通過此類非常規氣舉方式，產能得到進一步釋放，該技術在哈薩克斯坦的讓納若爾油田應用近40口井，取得較好的效果[7]。

2.2 氣體射流泵技術

氣體射流泵是一種適用于高氣液比井的高效舉升新技術，結合水力噴射泵和氣舉采油的優點，通過鋼絲或連續油管作業在滑套處投入氣體射流泵，依靠負壓增產機理舉升液體采油，是一種高效節能的氣舉采油新工藝[8]，可提高低效井產液量及舉升效率。

氣體由射流泵進入油管，噴嘴出口產生高速射流氣體，在喉管入口處形成負壓抽汲井液；噴嘴出來的高速氣體將井液攜帶入喉道并混合，減少井筒流壓梯度，降低井底流壓，增大生產壓差，井液被攜帶出井口，油氣井實現正常生產。利用井筒多相流模擬軟件及氣體射流泵攜液性能實驗，得到氣體射流泵裝置結構參數對排液量、排出壓力和排出效率的影響關系，對噴嘴、喉管等參數進行設計優選[9]。

在滿足注氣量的情況下，應確保過經噴嘴氣體不發生臨界流狀態（此時臨界流直徑小于過流直徑），不同尺寸噴嘴直徑與流量系數呈線性關系（表1）；喉管優選應避免注入氣和吸入地層產出液在喉管入口處發生氣蝕，此時噴喉比最佳，并確保氣體射流泵有較高的提液率（表2）。

表1 噴嘴注入氣量實驗數據

表2 氣體射流泵排液實驗結果

2.3 自噴管柱氣舉技術

自噴管柱氣舉技術基于U形管原理，當地層能量不能將液體舉升到地面或滿足不了產量要求時，利用原井自噴管柱與油套環空建立注氣通道形成簡易氣舉管柱[10]，注入氣體與油層流入的液體在井筒混合從而降低液柱對井底的回壓。該技術需注意兩個關鍵點：①需建立安全有效的注氣循環通道；②解決單點注氣所需的有效啟動壓力。

通過開展自噴井循環滑套打開可行性論證和自噴井井筒打孔可行性論證[11]，形成自噴井打開循環滑套建立氣舉通道的工作流程和復雜井打孔氣舉技術規范，該流程和規范有效解決了自噴井轉氣舉的注氣循環通道問題；針對氣舉氣源供氣壓力是否滿足氣舉所需較高啟動壓力的問題，以注氣點到井口間的油管流體為研究對象，實際注氣壓力為約束條件，建立油管注氣壓力、注氣量與注氣點油管內流體流動壓力之間的數學模型，通過節點分析模擬計算，擬合出每口井匹配的注氣壓力和注氣量，從而實現有效啟動氣舉。

3 現場應用

3.1 適應性分析

渤海Z油田氣頂油藏衰竭開發，地層能量持續下降，部分井邊底水錐進造成井底積液，導致原有自噴或氣舉井在生產過程中出現井筒舉升低效問題。通過對舉升異常井開展論證分析，其管柱結構中封隔器上部的循環滑套可作為氣舉通道從套管注氣，因而具備半閉式連續氣舉條件，且地面工程設計時，所有井均配置了氣舉流程。研究區高壓天然氣資源豐富，前期由高壓氣井作為氣舉氣源，經洗滌器后直接供給油井注氣生產，工藝流程相對簡單，后期當氣井壓力下降不能滿足氣舉需求時，通過啟用關聯平臺配置的伴生氣壓縮機及氣舉壓縮機實施氣舉采油。

3.2 實施效果

3.2.1 自噴管柱氣舉應用案例

渤海Z油田Z17H井于2009年12月自噴，投產不久后見水，2016年含水上升速度加快，2017年2月，含水率升至40%，日產氣量不足1.0×104m3，后期油壓持續下降，直至停噴。通過憋壓放噴、導入閉排系統誘噴等措施均未見效，分析認為，地層能量下降及邊底水錐進導致井底積液加劇，攜液能力不足造成Z17H井停噴。利用自噴管柱循環滑套作為注氣點，開展節點分析得到壓力分布狀況。設計注氣壓力9.0～9.5 MPa，注氣量0.5×104～1.0×104m3/d，2017年3月，通過鋼絲作業打開循環滑套實施非常規氣舉，作業后Z17H井復噴，含水率逐漸降至18%，日產油最高達60 m3，日產氣約4.0×104m3，后期高含水關井控水，實施措施后累計增油約1.4×104m3，累計增氣約0.25×108m3（圖3）。

圖3 Z17H井生產曲線

3.2.2 增加注氣深度應用案例

渤海Z油田Z18H井自噴投產后，油壓持續下降，于2012年6月油壓降至流程回壓附近，含水率增至30%，后期井口無產出，轉氣舉后生產形勢逐漸轉好。2015年含水繼續快速上升，2017年產液量大幅下降，反復調整氣舉制度均未見效，且測試井筒流壓、流溫梯度，各級氣舉閥均正常工作，分析認為隨著地層能量下降及邊底水持續錐進，原工作閥位置已無法滿足氣舉注氣點加深需求導致舉升低效。分析Z18H井氣舉管柱并利用循環滑套加深注氣點并開展節點分析，得到壓力分布狀況。設計注氣壓力9.0～9.5 MPa，注氣量2.0×104～2.5×104m3/d。2018年4月，實施鋼絲投撈作業更換為盲閥，利用連續油管打開循環滑套實施非常規氣舉，作業結束后舉升效果較好，日產液由25 m3增至250 m3，后期關井控水，實施措施后累計增油約0.2×104m3，累計增氣約0.02×108m3。

3.2.3 氣體射流泵應用案例

渤海Z油田Z20H井于2011年11月自噴投產，2015年11月，含水快速上升，產液量、產氣量持續降低，轉氣舉后仍無法正常生產。該井氣舉管柱的工作閥位置較淺，隨著地層壓力下降及含水上升，井筒液面持續下降，導致氣舉過程注入氣對井筒流體舉升產生反作用，且原氣舉管柱的氣舉閥開啟壓力不高，氣舉過程中發生多點注氣現象，導致孔板閥過氣量少，氣舉效果較差。對Z20H井氣舉管柱分析后在循環滑套位置利用鎖定裝置投放射流泵實施非常規氣舉，設計氣體射流泵工作壓力為7.6 MPa，注氣量約3.0×104m3/d，作業后提液效果明顯，但上部工作閥投撈未成功，多點注氣問題仍存在，后期關井控水，其井下射流泵可打撈回收重復利用。

4 結論

渤海Z油田頂氣邊水油藏進入開發中后期，隨著地層壓力下降，油水界面運移不平衡導致生產井出現不同程度水竄，氣舉閥工作異常、舉升效率低等問題井逐漸增多，嚴重影響油藏采收率。非常規氣舉技術簡單可靠，通過分析論證并優化工藝，現場實施后井底流壓下降明顯，產液量上升，舉升效率提高，既增加原油產量，又節約了作業成本，延長了油井生產周期，為類似的舉升低效井提供一種新的解決對策。