江鋒 于騰蛟 魏崢 張宗強 費翔

摘 要：埕海油田埕海2-2人工島以海油陸采的方式進(jìn)行開發(fā)，采用井口槽模塊化鉆機開發(fā)，井型以大斜度井和水平井為主，受空間小和交叉作業(yè)等影響停產(chǎn)井不能及時恢復(fù)，對此利用張海15凝析氣藏的高壓氣井開展氣舉實驗研究，充分利用井口槽集中開發(fā)、井距短、高氣油比井多的優(yōu)勢，探索應(yīng)用“高壓氣井舉升工藝”， 2020年對張海26-24、張海27-33和張海29-38L井進(jìn)行氣舉，在“零投入”下，累積增油4100噸、增氣2800余萬方，節(jié)約作業(yè)費用500余萬元。

關(guān)鍵詞：埕海油田;氣舉采油;人工島;高壓氣井;海油陸采

前言

氣舉采油技術(shù)始于1864年，美國賓夕弗尼亞州油田首次應(yīng)用壓縮空氣作為工作介質(zhì)開展氣舉采油試驗。在美國和俄羅斯均大規(guī)模應(yīng)用，產(chǎn)油量占總產(chǎn)量的14%，氣舉井的最高產(chǎn)液量達(dá)1430t/d。20世紀(jì)80年代開始我國先后在遼河、中原、吐哈、塔里木輪南油田相繼開展氣舉技術(shù)的研究及應(yīng)用，取得了良好效果。它的特點是易擴大生產(chǎn)壓差，對井筒和產(chǎn)出物適應(yīng)性強，綜合成本低，日常管理方便。從2015年開始在埕海油田海油陸采的人工島探索應(yīng)用，也取得好很好的效果。

1.存在問題

從近年注水開發(fā)現(xiàn)狀上看，埕海二區(qū)整體水驅(qū)效果較差，注采連通程度、水驅(qū)控制程度僅在60%，分注率較高（47%），但油層動用程度低（55%）。部分井組注采井網(wǎng)不完善、部分井組注采矛盾突出，油井受益見效狀況差，造成停產(chǎn)井多。截止2020年1月底，埕海油田作業(yè)二區(qū)共有停產(chǎn)井36口，占總井?dāng)?shù)的37%，停產(chǎn)前日產(chǎn)油61t/d，造成油井開井率低（68%），目前因低液量停產(chǎn)的共有11口，主要由于地層能量低、注水不見效、結(jié)垢等因素影響。排量電泵試驗效果較差，未找到適合埕海二區(qū)的舉升工藝方式。

因此需要創(chuàng)新不同采油方式，優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，進(jìn)一步恢復(fù)一批停產(chǎn)井，提高油井開井率，提高油田產(chǎn)量。

2.充足的氣源

埕海2-2人工島主要開發(fā)張海5和張海15兩個區(qū)塊，張海5主要開發(fā)沙二段油藏，張海15主要開發(fā)沙三段凝析氣藏。其中張海15區(qū)塊位于張東斷層上升盤，張海5井東部，油藏類型為凝析油氣藏，沙三1小層為純氣藏，2、3小層為帶油環(huán)凝析氣藏。天然氣儲量19.03億方，凝析油儲量68.49萬噸。原油為低密度（0.7922 g/cm3）、低粘度（1.19mpa.s）、低凝固點（﹤3℃）的輕質(zhì)原油;天然氣相對密度0.6857-0.6989g/cm3，甲烷含量81.1-82.4%，乙烷含量8.4-8.9%;油藏埋深3200-3500m，為正常的溫度、壓力系統(tǒng)。目前采氣速度1.2%，采出程度18.8%。

3.氣舉采油實驗研究

3.1初步探索

2015年初期嘗試氣舉恢復(fù)停產(chǎn)井，利用高壓氣井對張海28-34、張海30-35等停產(chǎn)的電泵井進(jìn)行氣舉，增油效果不佳，加之當(dāng)時的舉升流程使用的是高壓軟管和由壬的“軟連接”的方式，導(dǎo)致多次出現(xiàn)管線和連接處刺漏的情況。

通過分析深挖問題根源，大膽嘗試，發(fā)現(xiàn)該方法更適用于油管底部位于油層中部的油井，尤其是自噴管柱井更適合，同時采用高壓鐵管和卡瓦焊接的“硬連接”方式，更是有效消除氣體里輕質(zhì)成分對橡膠管線和密封膠圈的侵蝕，提高了安全系數(shù)。

其中張海26-24已經(jīng)連續(xù)氣舉生產(chǎn)807天，累計氣舉采油2.53萬噸、累產(chǎn)氣2101萬方。張海31-34已經(jīng)連續(xù)氣舉生產(chǎn)700天，累計氣舉采油1.04萬噸、累產(chǎn)氣1945萬方。從總體效果來看，對埕海二區(qū)高溫、低孔滲儲層有一定的適應(yīng)性，具有進(jìn)一步推廣應(yīng)用的潛力。

3.2加大應(yīng)用

2020年，在前期氣舉張海26-24、張海31-34井取得良好效果的基礎(chǔ)上，持續(xù)開展氣舉采油調(diào)研。對目前停產(chǎn)井、低效井進(jìn)行研究分析。

3.2.1 停產(chǎn)井研究分析

對埕海二區(qū)所有停產(chǎn)井進(jìn)行逐口井分析，篩選出11口低含水停產(chǎn)井，根據(jù)油藏潛力大小、泵下深與油層中深距離、氣舉適應(yīng)性研究。

3.2.2 利用一對一氣舉流程恢復(fù)三口停噴井

2020年針對停噴井較多，交叉作業(yè)等原因，及時對此利用張海15凝析氣藏的高壓氣井開展氣舉實驗研究，充分利用井口槽集中開發(fā)、井距短、高氣油比井多的優(yōu)勢，應(yīng)用“高壓氣井舉升工藝”，對張海26-24、張海27-33和張海29-38L井進(jìn)行氣舉。

張海26-24井：前期通過張海25-36氣舉（2017.10-2020.4，氣舉期間累產(chǎn)油2.7萬噸），2020年4月30日油壓下降、不出液停噴后關(guān)井，多次嘗試不出液關(guān)井恢復(fù);通過分析認(rèn)為含水逐步上升+張海25-36能量下降導(dǎo)致停噴。5月1日通過改流程，利用張海29-30井3.5mm油嘴氣舉，張海26-24生產(chǎn)側(cè)6mm油嘴恢復(fù)正常生產(chǎn)。目前油嘴直徑6mm，油壓6.11，套壓13，日產(chǎn)液11.74，日產(chǎn)油6.1，地層含水48%，日產(chǎn)氣16135，已經(jīng)穩(wěn)定生產(chǎn)98天。

張海27-33井：前期10mm自噴生產(chǎn)，2020年4月停噴后多次放噴未果，隨即改用張海29-33氣舉，初期氣舉油嘴4mm，油壓波動較大→調(diào)整氣舉油嘴（4? ? ?6mm）→穩(wěn)定生產(chǎn)，油壓5.5-7.5Mpa，目前已經(jīng)連續(xù)生產(chǎn)180天。

3.2.3初步設(shè)計一對多井口氣舉流程

在此基礎(chǔ)上，為更好的節(jié)省高壓氣井能量，初步設(shè)計了井口一對多的氣舉流程，并將進(jìn)一步優(yōu)化。

4.結(jié)論與下步建議

氣舉采油在埕海油田埕海2-2人工島取得較好效果，2020年實施的三口井年累計增油4100噸、增氣2800萬方，在抗擊疫情和低油價下“穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)”兩場攻堅戰(zhàn)中提質(zhì)增效工作效果良好。下步將繼續(xù)開展埕海2-2島一對多氣舉流程攻關(guān)研究，解放高壓氣源井，逐步恢復(fù)張海25-34、張海28-29等低液量停產(chǎn)井;嘗試在埕海3-1井場應(yīng)用氣舉采油。

同時參考國外利用氣舉和電潛泵技術(shù)進(jìn)行采油的先例，提出利用生產(chǎn)井自產(chǎn)氣直接注入油管進(jìn)行自產(chǎn)氣氣舉電潛泵組合舉升工藝，合理利用氣層的能量和氣體的舉升能力，既能增加生產(chǎn)井產(chǎn)出，又可減少后期人工舉升的投入，降低成本。

（中國石油大港油田分公司第四采油廠（灘海開發(fā)公司）? ?天津? ?300280）