低效井合理撈油周期確定方法研究

王瑞 蔡文斌

（1.西安石油大學石油工程學院；2.中國石油長慶油田分公司第十采油廠）

位于鄂爾多斯盆地的華慶油田屬于典型的“三低”油氣藏，具有低壓、低滲、低豐度特點[1]。隨著開發的不斷深入部分區塊已進入中后期開發階段。低產低效井、偏遠長停井數量逐年增加，這些井地層壓力低、生產壓差小、動液面恢復慢，按照常規的有桿采油方式生產成本較高[2]。針對此類低產低效井，為了最大限度提高油井利用率，普遍采用提撈采油方式，同時針對撈油周期的確定也需進行研究。郭永貴[3]依托礦場數據統計，提出了一個經驗公式，給出了有試井資料的提撈井撈油周期。于士泉、王永卓等[4]提出了一種計算油井提撈采油經濟極限產能的計算模型，該模型為大慶外圍油田提撈采油工作提供了有效、可行的評價基礎依據。伊嵐[5]結合壓力恢復理論、技術經濟分析，提出一種確定合理撈油周期的方法。李楊[6]在對興茂采油作業區現場提撈作業調研后提出降低井筒儲集，增強提撈效率的撈油周期確定方法。基于油井流入動態理論研究，結合井筒壓力計算方程，建立一套撈油周期數學模型，優先對14 口撈油井進行試驗，并且根據不同動液面上升速度、計算最佳撈油周期，同時結合現場動力情況對提撈井進行分類，形成了“以目標產量為導向、油量增速拐點為依據、高產短周期單撈，低產長周期合撈提效率”的撈油周期的確定方法，為后期規模推廣應用提供參考依據。

1 研究思路與方法

撈油采油工藝是用鋼絲繩將撈油泵從套管內下入井下套管或油管內，在下井過程中水力密封裝置接觸液面后沿中心管向上滑動，中心管底部側孔道露出，井筒流體經側孔道從密封裝置上部溢出，當下行到預定深度后，上提中心管，由于液壓作用，密封裝備下行至中心管底部，封閉中心管底部側孔，即可將上部液體舉升到地面[7]。而對于提撈采油生產，合理撈油周期的確定尤為關鍵。周期較長造成儲層潛力無法發揮，周期較短造成單次撈油量過低而浪費成本。該區撈油井所處油藏驅動方式為溶解氣驅，由于井底流壓普遍小于油藏飽和壓力，所以井底流入動態符合油氣兩相滲流時的流入動態。計算模型思路見圖1。

圖1 計算模型思路Fig.1 Thinking of calculation model

Vogel 方程適用于溶解氣驅油藏的無因次IPR 曲線描述，所以使用Vogel 方程計算理想完善井以及Standing 方法計算實際生產中不完善井的IPR 曲線，可直觀得到不同流壓下油井日產量。由于每次撈油抽深已知，則通過井筒壓力方程計算出初始井底流壓，并通過井底流壓計算出該撈油井當日產量，再折算為動液面上升高度，計算出下一日起始井底流壓；依次迭代計算每日產量、累積產量，再根據生產壓差、累計液量、動液面恢復與時間的關系確定最佳周期。

1.1 IPR 曲線計算方法

已知油藏平均壓力pr，以及對應的某一個測試產量qtest的流壓pwf(test)，應用Vogel 方程計算IPR曲線步驟[8]，首先計算出q0max：

式中：qomax為流壓為零時的最大產量，m3/d；q(test)為相應測試流壓下的油井產量，m3/d；qoz、qox分別為直井和斜的油井產量，m3/d；pwf(test)為測試流壓，MPa；pwf為井底流壓，MPa；pr為平均地層壓力，MPa。

計算不同流壓下井底日產量，公式（2）適用于直井計算，值得注意的是Vogel 方程適用于直井油氣兩相流入動態計算。對于斜井IPR 曲線計算，需要使用Vogel 回歸經驗方程公式（3）計算，其中A、B、C為井斜角系數（表1）[9]，最后根據公式（2）、（3）計算結果繪制井底流入動態IPR 曲線。

表1 Vogel 回歸方程斜角系數Tab.1 Oblique angle coefficient of Vogel regression equation

采用Vogel 方程在計算無因次流入動態曲線時，認為油井是理想完善井，但實際情況油井并非理想的完善井。文中使用Stanging 方法計算非完善井的IPR 曲線，實際油井的完善性可以用流動效率ηPF來表示，如公式（4）、公式（5）所示，其中表皮系數S由壓力恢復曲線測得。流動效率ηPE=1 為理想完善井，流動效率ηPE＞1 為措施后超完善井，流動效率ηPE＜1 為不完善井。當ηPE≠1 時也可利用Vogel 方程計算，但需要將其中流動壓力用理想完善井的流壓p′wf代替原Vogel 方程中的pwf[10]。計算方法為：①根據已知的-pr及pwf，計算在ηPE=1 時的產量，得到qomax(PE=1)，如公式（6）、公式（7）所示；②根據該井ηPE計算不同pwf對應的p′wf；③根據公式（8）求得相應產量。

式中：p′wf為理想完善井的流壓，MPa； Δpsk為非完善井表皮附加壓降，MPa；μo為地層原油黏度，mPa·s；Bo為原油體積系數；k0為油層有效滲透率， μm2；h為油層有效厚度，m；S為表皮系數。

1.2 產量預測方法

撈油井初次抽深已知，即可以依據井筒壓力方程公式（9）近似計算出當日井底流壓，再依據公式（3）、（8）計算得出當日產量。將當日產量根據公式（10）折算為動液面上升高度，得到第二天動液面深度，進而根據公式（9）求出第二天平均生成流壓，再根據公式（3）、（8） 計算出第二天產量，根據此方法依次迭代計算得出生產壓差、累積產量、動液面恢復與生產時間的關系。

式中：p套為套壓，MPa；ρ油為原油密度，g/cm3；ρ水為地層水密度，g/cm3；fw為含水率，%；g為重力系數，9.8 N/Kg；r為井筒半徑，m；h1為油層中深，m；h2為動液面高度，m；q為油井日產量，m3。

2 實際生產擬合對比

2.1 白61 井液量恢復計算

選擇白61 井進行撈油周期理論實驗計算（表2），并且根據現場實際撈油情況擬合計算準確性。已知白61 井油層中深2 376.2 m，抽深2 100 m。該井未進行試井測試，所以測試流壓、測試產量選用正常機采時且動液面穩定條件下流壓與日產量，符合溶解氣驅油藏曲線特征。再根據上述產量預測方法，計算出qomax值為1.32 m3/d，并可計算出生產壓差、累積產量、動液面恢復與生產時間的關系。

表2 白61 井產能恢復數據Tab.2 Productivity recovery data of Bai 61 well

2.2 白61 井實際撈油量與計算模型擬合

實際撈油與模型計算對比見表3，計算產量與實撈液量擬合曲線見圖2。相同儲備天數內，數學模型計算與實際撈油量平均誤差為-0.12 t（小于1 t），表明該數學模型基本可以為現場作業提供參考。

表3 實際撈油與模型計算對比Tab.3 Comparison between actual bailing oil and model calculation

圖2 計算液量與實撈液量擬合曲線Fig.2 Fitting curve of calculated liquid volume model and actual liquid volume

2.3 白61 井各參數關系分析

繪制白61 井理論計算累積產量、生產壓差、動液面恢復高度與生產時間T關系曲線（圖3），切線斜率代表其變化速度。可清楚地發現白61 井在初次撈油后，動液面恢復的前期由于生產壓差的放大，動液面、液量恢復速度較快且恢復速度持續處于較高水平。而隨著動液面的不斷恢復，生產壓差的不斷減小，日產量不斷的降低。動液面恢復高度、累積恢復液量與生產時間的關系的切線斜率均明顯出現拐點，均在第11 天，即日產液量、動液面恢復速度在第11 天開始明顯放緩。通過生產壓差與生產時間的關系曲線可看出拐點也出現在第11天，生產壓差變化幅度持續變小，切線斜率急速變小，生產壓差趨于穩定，表明井底進入持續穩定的低產期。對于撈油井生產來說即需要盡快撈油，恢復較高生產壓差而進入下一個生產周期，此變化節點即為撈油周期。

圖3 白61 井理論計算累積產量、動液面恢復高度、生產壓差與生產時間關系曲線Fig.3 Relationship between cumulative production，liquid level recovery height，production pressure difference and production time based on the theory calculation of Bai 61 well

3 推廣應用

3.1 液量、油量恢復計算

白61 井模型計算結果與現場實撈情況擬合對比誤差較小，故將此方法推廣至另外13 口撈油井，計算出液量恢復與生產時間的關系，再折算油量恢復與生產時間的關系。撈油井底累積液量計算見圖4。

圖4 撈油井底累積液量計算Fig.4 Accumulated liquid volume at the bottom of bailing well

通過14 口撈油井液量恢復曲線，不難發現各井井底產量增速差異較大，且隨著井底流壓的增高，產量增速拐點也存在差異。物性較好、原始地層壓力保持較高的井產量增速快且增速拐點周期長，如里494 井第11 天產量增速減慢；原始地層壓力保持一般的井如白61 井、里495 井產量增速拐點在第8 天減慢；原始地層壓力保持較低的井，物性較差，如元482 井、元西24-31 井產量增速拐點在第5 天減慢。總體結果顯示累積油量增速拐點大部分集中分部在第5 天、第8 天、第10 天。

3.2 撈油周期確定

理論上講為獲得最大撈油量，撈油作業時間點應該選擇在每口井液量增速拐點時期進行撈油作業，使井底始終保持較低流壓生產。但綜合考慮井位、撈油作業綜合成本，以“綜合收益為導向、油量增速拐點為依據、高產井短周期單獨撈油，低產井長周期合并撈油”思路確定撈油周期更加貼合實際生產。故以1 個月為作業周期，將撈油井劃分為三類：Ⅰ類井油量恢復較快以10 d 為一個撈油周期；Ⅱ類井以15 d 為一個周期；三類井由于含水率較高、地層壓力保持水平較低等因素，15 d 恢復油量在5 m3以下，取1 個月為1 個周期，進行多井合撈作業。根據此標準對14 口撈油井進行分類計算，Ⅰ類井5 口、Ⅱ類井5 口、Ⅲ類井4 口，實際每月作業26 次，平均單次作業撈油量5.2 t，預計撈油136.7 t（表4）。

表4 撈油井撈油周期劃分Tab.4 Division of bailing oil period for bailing wells

3.3 應用效果分析

HQ 作業區分月撈油情況統計見圖5。2022 年8月、9 月開展籠統撈油，10 月、11 月逐步優化數學模型并按照計算周期安排作業，平均單次撈油量穩步上升。2023 年3—5 月，根據模型預測結果全面開展撈油作業，共計作業75次，撈獲油量406.9 t，平均月撈油量135.6 t，單次作業5.4 t，與模型計算作業26 次，油量136.7 t，單次作業5.2 t 相當，分月對比月撈油量大幅提升，單次作業撈油量穩步增長（3.0 t 上升至5.4 t），取得顯著效果。

圖5 HQ 作業區分月撈油情況統計Fig.5 Statistics of bailing oil per month in HQ operating area

4 經濟效益評價

通過模型計算并結合現場作業綜合成本，對撈油井周期進行具體分類合理安排撈油作業，2023 年3—5 月（全面應用該方法后）相對2022 年8—11 月（籠統作業），效率得到大幅提升。以每月計劃作業25 次計算，籠統撈油平均單次作業3.4 t，平均月撈油量84.5 t，月綜合收益24.71 萬元。全面應用模型后平均單次作業5.4 t，月撈油量135.8 t，月綜合收益40.8 萬元。月撈油量上升51.3 t，月綜合收益上升16.09 萬元。

5 結論

1）靠礦場統計推斷撈油周期，計算周期長且不準，易造成產量或者動力成本浪費。通過計算撈油井IPR 曲線，迭代計算井底流壓，預測撈油井液量恢復情況，該方法誤差在1 t 以內，各類參數簡單易獲取，可直接用于實際計算生產中。

2）該模型中累積液量與生產時間曲線變化率拐點為最佳撈油周期，但實際生產執行中要綜合考單次作業綜合成本，以“目標產量為導向、油量增速拐點為依據、高產短周期單撈，低產長周期合撈提效率”思路定周期，更有利于實現經濟效益最大化。