智能柱塞氣舉清蠟技術在縫洞型油藏中的應用*

王子敦 陳嘯博 崔燦 趙紫桐 王立冬 王春雷

(中石油塔里木油田公司迪那采油氣管理區)

0 引 言

氣井見水后的處理方式有很多種，柱塞氣舉排水采氣便是其中之一，由于其投資少、施工簡單、自動化程度高等特點被廣泛應用于低壓、低產、見水后攜液能力低的氣井[1-3]。對于油井也有同樣的效果，可以讓進入低壓、低產、攜液能力低的油井重新煥發生機，達到間歇開井，甚至連續開井生產狀態[4-6]。柱塞氣舉采油氣技術主要有以下5種常見應用領域：氣井排液、利用伴生氣采油、應用連續管的氣井、除垢和清蠟、間歇氣舉[2-5]。

隨著油價的波動，各大油田紛紛采取降低成本與優化資源配置的措施[5]。在這種背景下，應用柱塞氣舉技術，用相對較少的投資就可以帶來豐厚的利潤，尤其是邊際井，應用效果更為顯著[1-6]。柱塞氣舉技術的經濟性主要體現在以下3個方面：初期投資少，年維護費用低，能夠合理地利用現有的設備[1]。柱塞氣舉技術能夠降低總成本和單位生產成本[6]。柱塞氣舉技術不僅能夠更加合理地利用操作人員的時間，而且能夠有效地減少向大氣中釋放的碳氫化合物的量(減少天然氣的排空)。因此，柱塞氣舉技術是低產及致密氣藏最經濟有效的排水采氣工藝[7-8]。

通過調研國內外研究發現，目前關于柱塞氣舉采油氣技術的應用主要對4 000 m以內的淺井比較有效，深度4 000 m以上的低壓井柱塞在運行過程中易漏失；現有的技術適應于低壓小液量的單井，且大都在常規砂巖油氣藏中應用，對于裂縫-孔洞型(以下簡稱“縫洞型”)油藏中該技術的適用性還有待進一步研究。

雖然柱塞氣舉采油氣技術得到廣泛應用和報道，但是對于其在深井和縫洞型油藏中的應用卻鮮有報道。為了拓寬柱塞氣舉技術的應用范圍，也為深井和縫洞型油藏提出一種簡單有效的排水采油氣工藝技術，筆者以牙哈寒武系油藏為例，介紹柱塞氣舉工藝技術在縫洞型油藏深井中的應用效果，通過單井優選、柱塞設計、智能系統設計、參數設計等形成一套適合于縫洞型油藏深井的柱塞氣舉、清蠟采油氣工藝技術。

1 牙哈寒武系油藏基本特征與開發現狀

1.1 基本特征

圖1為牙哈寒武系油藏寒武系潛山頂面構造。牙哈寒武系油藏位于塔北隆起輪臺凸起牙哈潛山富油氣構造帶，自西向東分布牙哈5-7和牙哈3這2個開發井區，其油藏構造主要為背斜、斷背斜、斷鼻等[9-11]。目的層寒武系主要以白云巖為主，蓋層為白堊系舒善河組和侏羅系，油藏類型為受地層巖性、斷裂控制的塊狀底水裂縫-孔洞型白云巖潛山揮發性油藏。各斷塊界面差異明顯，斷塊間油水界面高差最大達33 m。

牙哈5-7井區為低孔低滲儲層，牙哈3井區為中孔中滲儲層。縱向上上寒武統儲層較好，中、下寒武統儲層稍差。2個區塊均屬于常溫高壓系統。牙哈寒武系油藏基礎參數統計如表1所示。寒武系潛山共解釋612條斷層，其中正斷層543條，逆斷層67條，走滑斷層5條；牙哈大斷層15條，近東西走向，呈雁列式展布，延伸長度在1.0～17.5 km之間。南部大斷層以北的寒武系潛山構造成排成帶發育，油藏主要受構造控制，每個油藏有不同的油水界面，儲層是決定油氣富集的關鍵，不整合巖溶控制了儲層規模，裂縫提高了儲層的滲濾能力，部分斷層溝通底水，裂縫-溶孔型儲層特征介于縫洞型碳酸鹽巖(串珠型)與砂巖油藏之間，單井產量整體好于灰巖潛山。

表1 牙哈寒武系油藏基礎參數統計Table 1 Basic parameters of the Yaha Cambrian oil reservoir

1.2 目前開發主要問題與開發特征

目前油藏開發的主要問題：見水井數逐年增加，含水率逐年上升，日產油水平會大幅下降；油井見水后井筒內不斷積液，液柱壓力導致井底流動壓力增加，從而減小生產壓差；儲層中流體無法進入井筒而采出，最終導致井口壓力較小而被迫關井停產。

目前，已開發井全部見水，共開發12口井，目前能正常生產的僅有5口井，有2口井已經轉為注水井，1口井轉為采氣井。目前能正常生產的5口井平均含水率達到71.2%，平均產油水平僅為17.96 t/d，相較于初期產油水平58 t/d，已有大幅下降，亟需采取有效措施確保穩產增產。牙哈寒武系油藏單井生產現狀統計如表2所示。從表2可以看出，單井見水特征主要受生產壓差、避水厚度與儲層裂縫發育程度3個因素的共同控制。因為天然裂縫發育，部分單井射孔段附近裂縫溝通底水，導致油井見水快。各斷塊儲層物性差異大，受斷層、儲層物性影響，井間連通性差，單井生產動態特征差異大。構造高部位、儲層發育、避水厚度大，新井實施效果好，水平井生產效果優于直井。對比不同區塊白云巖油藏開發效果得出如下結論：高效開發井的避水高度需大于45 m。基于儲層特征、巖心裂縫、動態規律分析，總結出3種水淹模式：凸形曲線1(投產后快速被水淹)，這類井生產效果差；凸形曲線2(含水上升至一定程度穩定)，這類井生產效果較好；S型曲線(有較長的無水采油期)，這類井生產效果好。由此可以看出，牙哈寒武系油藏總體開發特征表現為儲層物性差，生產壓差大，裂縫溝通底水，見水速度快。

表2 牙哈寒武系油藏單井生產現狀統計Table 2 Production of wells in the Yaha Cambrian oil reservoir

2 柱塞氣舉清蠟技術現場應用設計分析

柱塞氣舉技術是氣舉采油技術系列之一。它是通過利用油井氣層的氣體(或外加氣源氣體)推動柱塞，舉升油層液體的一種間歇舉升方式。柱塞在舉升液體和高壓氣體之間起分隔作用，以減小氣相和液相的滑脫損失，從而提高油井的舉升效率。根據氣源的不同，柱塞氣舉可分為外加氣源柱塞氣舉和本井氣柱塞氣舉[1-6]。

本井氣柱塞氣舉利用關井期間儲存在柱塞下方的天然氣能量，通過開井時在柱塞上部、下部產生的壓差，把柱塞和井內液體舉升到地面。牙哈寒武系油藏氣油比較高，井口產出天然氣可作為推動柱塞運動的氣源，因此本井氣柱塞氣舉技術更適合牙哈寒武系油藏。

2.1 優選試驗井

2.1.1 柱塞氣舉選井原則及局限性

柱塞氣舉選井原則[12]為：①油氣井為自身具有一定的產能，攜液能力較弱的自噴生產井；②產液量宜小于30 m3/d，井深宜小于5 000 m；③油管、井下工具及井口宜保持等通徑，井口通徑不大于井下管柱通徑3 mm；④柱塞安裝位置以上油管密封良好；⑤油套連通時，每1 000 m生產氣液比不小于200(m3/m3)，不連通時，每1 000 m生產氣液比不小于1 100(m3/m3)。

柱塞氣舉是一種有局限性的間歇氣舉，影響的主要因素有舉升深度、生產氣液比、油套連通性、井斜過大及出砂。

根據以上柱塞氣舉選井原則和局限性，初步選定7H井作為試驗井，接下來對該井可行性進行評價。

2.1.2 7H井可行性分析

7H井生產基本情況：

(1)2020-01-05—02-23，產液量16～49 t/d，產油量10～33 t/d，油壓由10 MPa下降為4.3 MPa。

(2)2020-02-23—03-25，2020-02-23油壓低，不出液不出氣，關井；2020-03-14期間開井油壓從27.7 MPa迅速下降為4 MPa。

(3)2020-03-26—04-19，地面計量開井，產液量10～49 t/d，油壓1.5↑6.2↓3.8 MPa波動，2020-04-19關井測壓恢復。

(4)2020-04-19—04-30壓力恢復測試關井，2020-04-30嘗試開井，壓力低，無法進系統而關井。

正常生產期間清蠟周期為3～5 d/次。通過壓力測試資料分析，該井產層中深(斜深5 797.75 m/垂深5 797.75 m)，對應靜壓為57.29 MPa，壓力系數1.01。同時通過對該井生產數據分析發現，現該井含水體積分數上升至70%左右，同時回壓較高(4 MPa左右)，造成積液停噴。7H井靜壓靜溫曲線如圖2所示。

從圖2中靜壓梯度來看，在井深0～800 m，每100 m梯度為0.25 MPa，井筒為氣相，油氣界面為865.55 m；在1 200～4 400 m每100 m梯度為0.61 MPa，井筒為油相；在4 600.00～5 797.75 m，每100 m梯度為0.98 MPa，表明已積水。油水界面在4 406.83 m左右。由此可以看出，液柱高度已經達到4 932.2 m，該井靜水液面也達1 390.92 m，將會增加井底壓力13.63 MPa，因此儲層能量已經不足以將井筒的氣液混合物舉升到井口，且長時間關井后造成水淹，無法正常開井生產，給該井正常生產帶來巨大挑戰。

圖2 7H井靜壓靜溫曲線Fig.2 Static pressure and temperature curves of Well 7H

通過壓力恢復測試資料分析，曲線直觀反映關井早期壓力恢復速率3.446 MPa/h，此后壓力一直持續恢復，在關井結束前一天又恢復了0.284 4 MPa，表明該井導流能力是內強外差，越靠近井底導流能力越強。關井期間壓力恢復至15.14 MPa。關井后的初期壓力恢復較快。7H井關井壓力恢復曲線如圖3所示。

圖3 7H井關井壓力恢復曲線Fig.3 Shut-in pressure buildup curve of Well 7H

通過管柱及生產數據分析，對比選井條件可知：①該井有弱自噴能力；②基本滿足日產液量(小于30 m3/d)；③5 000 m以上管柱及井口通徑基本滿足柱塞投放條件；④平均生產氣液比為219 m3/m3。

雖然該井油套不連通，平均氣液比較低，但關井后的初期壓力恢復較快。該井可以采用智能柱塞氣舉、清蠟工藝技術。因此，本文將以牙哈寒武系油藏中7H井為例，開展柱塞氣舉清蠟技術現場試驗。

2.2 柱塞設計

目前適于清蠟的柱塞工具結構形式主要為柱狀式柱塞類。結構形式有2種：①在柱塞本體上設計有噴射孔，使柱塞自轉，并將湍流氣體噴射至管壁；②柱塞下部設計有螺旋槽，在上、下行程期間旋轉，起清刮蠟作用。

根據7H井通井測試情況，由于通井時用直徑71 mm、長度458 mm柱塞下探會在300～400 m處遇阻，故將柱塞設計加工成直徑69 mm、長度458 mm的微錐形，可快速通過遇阻點。使用新加工的直徑為69 mm、長度458 mm的微錐形柱塞作為該井的實際使用柱塞(質量6 kg)。7H井設計加工的清蠟柱塞如圖4所示。

圖4 7H井設計加工清蠟柱塞Fig.4 Wax removal plunger newly designed and manufactured for Well 7H

2.3 智能系統設計

柱塞氣舉排水采氣控制系統是一套多功能、寬用途的油氣井生產控制系統[13]。經功能擴展或縮減，也適用于其他油氣井的生產管理與監控。在用于柱塞氣舉排水采氣工藝時，包含智能柱塞控制器、柱塞到達傳感器、套壓傳感器、數字油壓壓力計、電磁閥、太陽能電池板、遠程測控箱等配置。內置有多種氣井生產的控制模式，如定時開關井模式、壓力優化模式和時間優化模式等。

柱塞氣舉排水采氣控制系統通過對氣井油、套壓的連續精細采集、記錄和識別，正確判斷產層和井筒的壓力變化趨勢，幫助氣井生產管理人員了解氣井的生產動態；通過對柱塞到達和離開井口的時間，以及氣井開、關井時間的準確采集和記錄，確定柱塞的運行速度，為氣井生產管理人員優化生產制度提供依據；在有計量設施的井場，通過數據監聽方式采集、記錄氣井的瞬時氣量，幫助氣井生產管理人員掌握氣井的產出趨勢。此外，經與遠程測控箱的鏈接，氣井生產管理人員可在任意具備網絡通信的條件下，通過已分級授權的電腦對柱塞井實施遠程監視、調參和其他相關控制等操作。

柱塞清蠟控制系統包括柱塞控制器、柱塞到達傳感器、數字壓力計、數據轉發系統及遠程控制軟件等，主要功能模塊之間的工作原理如圖5所示。

2.4 參數設計

柱塞氣舉設計是以井底為節點，計算流入流出曲線，通過節點分析得到柱塞運行參數[12]，如最小井口套壓、最大井口套壓、平均井口套壓、單循環舉升所需氣量、柱塞循環次數和井底流動壓力等。

考慮柱塞重力、運行過程中各類摩擦阻力和井口回壓等因素，應用柱塞力學分析模型，依據質量守恒及能量守恒定理，建立柱塞啟動最低套壓計算模型及柱塞啟動最低氣液比計算模型，形成柱塞舉升特性計算方法，其核心是確定柱塞舉升特性參數。柱塞舉升特性參數是衡量柱塞舉升能力的參數，是在單循環運行過程中柱塞舉升(單循環)液量所需要的條件[14-15]。柱塞的運行如圖6所示。從圖6可見，每個周期柱塞的基本運行情況是：井口→回落→井下限位器→上升→井口。

圖6 柱塞氣舉中柱塞運行流程示意圖Fig.6 Process of plunger operation duringplunger gas lift

圖6中：H是油藏中部深度，m；HZ是井下限位器深度，m。

開井后，當柱塞上行到達井口時，油管和套管壓力處于平衡狀態，井口套壓達到最小值。此時，根據U形管原理，從井底到油嘴的壓力等于從套管頭到井底的壓力。與油管相比，油套環空體積更大，開井后此環空中的氣體膨脹，此時氣體流速很低，由此產生的摩擦力可以忽略。因為柱塞相對于液體段塞來說非常短，所以柱塞運動引起的摩擦力也可以忽略[16]。因此，最小井口套壓為：

pcmin=[pp+ptmin+pa+(pLH+pLF)×qL]×

(1)

式中：pcmin是最小井口套壓(柱塞到達井口時的套壓)，MPa；pp是舉升柱塞本身所需要的壓力(pp=柱塞質量/柱塞截面積)，MPa；pLH是舉升每立方米液體所需要的壓力，MPa/m3；pLF是舉升每立方米液體所產生的摩擦阻力，MPa/m3；qL是單循環的舉升液量，m3；ptmin是柱塞到達井口時的油壓，MPa；pa是當地大氣壓力，MPa；K是與油管尺寸相關的常數[12]，m。

通常假定流體溫度和流速為恒定，根據文獻[12]可確定不同油管尺寸下的pLH+pLF，如表3所示。表3中C為與油管尺寸相關的常數。

表3 不同油管尺寸下的柱塞氣舉設計參數取值Table 3 Plunger lift parameters for different tubing sizes

根據氣體狀態方程，忽略溫度變化的影響，最小套壓為環空中的氣體在最大套壓時由于開井而體積膨脹所形成，即pcmaxVmin=pcminVmax，依此可以計算最大井口套壓：

pcmax=[(At+Aa)/Aa]×pcmin

(2)

式中：pcmax為最大井口套壓，通常取值為開井時的套壓，MPa；At為油管截面積，m2；Aa為油管與套管的環空截面積，m2；Vmin和Vmax分別為在最大井品套壓時油管與套管中氣體最小總體積、在最小井口套壓時油管與套管內氣體最大總體積，m3，Vmin=AaH，Vmax=(At+Aa)H。

平均井口套壓是最大井口套壓和最小井口套壓的算術平均值，計算式為：

(3)

式中：pcavg是平均井口套壓，MPa。

單循環舉升所需氣量即為在最小套壓達到最大套壓期間柱塞下部油管中所積聚的氣體總體積，計算式為：

qgcyc=CHZpcavg

(4)

式中：qgcyc是單循環舉升所需氣量，m3。

單循環舉升氣液比是單循環舉升所需氣量qgcyc與單循環的舉升液量qL之比，其計算式為：

R=qgcyc/qL

(5)

式中：R是單循環舉升氣液比，m3/m3。

柱塞每天的循環次數是油井日產液量與單循環的舉升液量之比，也是每日柱塞上下運行的總循環次數，與柱塞運行情況相關，則有：

(6)

(7)

(8)

(9)

式中：Cy為柱塞每天的循環次數，次/d；QL1為油井日產液量，m3/d；tdg為柱塞在氣體中的下落時間，min；tdl為柱塞在液體中的下落時間，min；tup為柱塞上行時間，min；tfl為續流時間，柱塞到達井口后繼續開井的生產時間(外加氣源時為0)，min；tcb為套管恢復壓力時間(外加氣源時為0)，min；Hf為關井時液面恢復深度，m；vfg為柱塞在氣體中的下落速度，m/min；vfl為柱塞在液體中的下落速度，m/min；vf為柱塞平均上升速度，m/min。

根據平均套壓可以計算井底流動壓力，即井底流動壓力等于平均套壓與油管液柱壓力之和，則有：

pwf=pcavg(1+f)+ρg(H-HZ)

(10)

式中：pwf為井底流動壓力，MPa；ρ為產出混合液體的密度，kg/m3；g為重力加速度，9.8 m/s2；f為井下限位器深度條件下油氣井產出氣柱壓力系數[12]，無量綱。

根據Vogel方程，不同流壓下的產液量為：

(11)

參數設計程序如圖7所示。根據圖7的計算步驟，結合式(1)～式(11)，以7H井基礎參數(見表4)為基礎，可以得到試驗井的柱塞氣舉參數(見表5)。

表4 試驗井基礎參數Table 4 Basic parameters of the test well

試驗井依據圖7中步驟計算，結果如圖8所示。

圖7 參數設計程序圖Fig.7 Parameter design workflow

圖8 試驗井在不同井下限位器處柱塞氣舉參數Fig.8 Plunger gas lift parameters at different downhole stopper positions in the test well

基于表4計算氣液比值，試驗井柱塞氣舉前計算為419 m3/m3。根據圖7參數設計程序，選取圖8中與419 m3/m3最接近的氣液比值對應的HZ值作為井下限位器位置，此時HZ=1 900 m，井下限位器下入深度為1 900 m。然后將[HZ，qL]=[1 900，0.88]帶入式(1)～式(11)，可得出試驗井柱塞氣舉工藝參數設計結果，如表5所示。

表5 試驗井柱塞氣舉工藝設計結果Table 5 Plunger gas lift design for the test well

3 柱塞氣舉清蠟技術現場應用及評價

試驗井于2020年4月30日因為油壓低而關井停產，停產前日產油量僅為0.82 t；而投產初期日產油42.98 t，只自噴生產了113 d后便因壓力低無法進系統而關井，關井前累計產油2 830.37 t，累計產氣112.2×104m3。

在關井近1 a后，2021年4月2日采用柱塞氣舉措施開井生產，已累計安全運行422 d，采用柱塞氣舉措施后累計產油2 248.13 t，累計產氣205.4×104m3，說明該技術在試驗井應用成功。

表5中的設計參數為理論計算值，將其作為初始參數在智能遠程操作系統中設定，再結合實際試驗井的生產情況進行調節，達到預期柱塞氣舉、清蠟的目標。通過前期近一年的不斷實踐，目前該試驗井的關井時間為：11：00-15：00關井，19：00-23：00關井，03：00-07：00關井。每天開井運行12 h，關井12 h，柱塞上下運行3個周期。實際生產情況如表6所示。該試驗井的成功應用為該區域其他井的復產穩產提供了強有力的技術支撐。

表6 7H井柱塞氣舉措施前后生產數據對比Table 6 Production data of Well 7H before and afterplunger gas lift

從表6可以看出，試驗井采用柱塞氣舉方式生產后，不僅產量增加，井口溫度有回升，而且也讓進站溫度(井流物進入處理站時的溫度)得到提升，可以有效防止冬季單井集輸管線凍堵情況的發生。此外，試驗井也不需要進行清蠟測試作業，既可以節約由于清蠟測試造成的產量損失，又可以節約單井運行成本。取得成效如下：

(1)盤活低壓低產井，試驗井采用柱塞氣舉方式生產后，油壓0.6 MPa左右，運行正常，目前日產天然氣約5 100 m3，日產油6 t，每天利潤可達2.1萬元，全年創效約725.6萬元。

(2)采用柱塞氣舉的方式生產后，試驗井不需要進行清蠟測試，每年可減少清蠟約115次，減少清蠟費用約57.5萬元。

(3)牙哈寒武系油藏單井首次使用柱塞氣舉的方式盤活低壓低產井，此種生產方式的成功應用，能解決低壓低產井不能開井生產的難題。為牙哈寒武系油藏提高單井累計產量提供了技術支撐，下一步將在該區域優選單井進一步推廣應用。

4 結 論

本文以牙哈寒武系油藏為例，介紹柱塞氣舉工藝技術在縫洞型油藏深井中的應用效果，通過單井優選、柱塞設計、智能系統設計、參數設計等形成一套適合于縫洞型油藏深井的柱塞氣舉、清蠟采油氣技術。為此類油藏選擇合理開發方式提供了技術借鑒。研究結論如下：

(1)智能柱塞氣舉清蠟技術首先要在目標油藏中選井，在合適的單井中進行試驗，同時也要結合實際情況進行措施設計，得到柱塞運行參數后開始現場試驗，再根據運行情況進行技術評價。智能柱塞氣舉、清蠟技術在牙哈寒武系油藏中得到有效應用，為此類油藏選擇合理開發方式提供了技術參考。

(2)試驗井在采用柱塞氣舉、清蠟技術后，日產油量提高了7.32倍，解決了由于油壓過低不能正常生產的難題，同時柱塞在運行過程中已將井筒結蠟清理干凈，不僅減少了清蠟次數，而且節約了清蠟作業成本。

(3)智能柱塞氣舉清蠟技術應用的難點在于參數設計和柱塞設計，對于不同的井需要結合實際情況，先應用本文的參數設計方法進行參數設定，得到理論參數后，還需要根據實際運行情況進行實時調整，然后才能發揮該技術的優勢。