非常规气举技术在渤海Z油田的研究及应用

石油地质与工程
2022年1月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第36卷第1期文章编号：1673–8217（2022）01–0109–05
非常规气举技术在渤海Z油田的研究及应用
黄雷，王传军，郭秩瑛，徐大明，郑双益，张凤红
（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459）
摘要：气举采油是目前使用最为广泛的人工举升方式之一，常规气举一般由配套的气举生产管柱及注气装置构成，需要在油管上设计布置多支气举阀，通过上部各级气举阀逐级卸载，将高压气体经最下级工作阀持续不断地注入到生产管柱，实际应用中常常出现卸载失败、多点注气等问题。

非常规气举能够不改变原有生产管柱，利用井下工具代替气举阀作为注气点，是一种简易、灵活的人工举升办法。

基于现场试验,提出了几种非常规气举技术并在现场应用，试验效果较好。

关键词：气举阀；非常规气举；井底积液；压力分布;自喷管柱;人工举升
中图分类号：TE355.3 文献标识码：A
Research and application of unconventional gas lift technology in Bohai Z oilfield HUANG Lei, WANG Chuanjun, GUO Zhiying, XU Daming, ZHENG Shuangyi, ZHANG Fenghong
(Tianjin Company, CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300459, China)
Abstract: It is known that gas lift is one of the most widely used artificial lifting methods at present, and the conventional gas lift is generally composed of the supporting gas lift production string and the gas injection device. As the multiple gas lift valves need to be designed and arranged on the oil pipe, the high-pressure gas is continuously injected into the production string through the lowest working valve by the upper gas lift valves.
While in practical application, there are often problems such as unloading failure and multi-point gas injection.
The unconventional gas lift can use downhole tools instead of the gas lift valve as gas injection point without changing the original production string. The application results indicate it is a simple and flexible artificial lift method. Based on the field test, the field application of several unconventional gas lift technologies is proposed, and the test effect is good.
Key words: gas lift valve; unconventional gas lift; liquid loading; pressure distribution; flow string; artificial lifting
渤海Z油田含油层系为古近系沙河街组，是一
个受构造控制的短轴背斜气顶油藏，储层岩性以碎屑岩为主，油品性质为常规轻质原油，属于中高孔中渗储层，气顶指数大于1.5，水体活跃程度不同（5~40倍）。

渤海Z油田气顶油藏利用天然能量开发，大部分生产井气油比较高，采用自喷或气举生产，不适合电潜泵等机采方式。

气举采油是一种成熟的人工举升方式[1–3]，通过向井内注入高压气体将液体携带至地面，施工简单、管理方便。

1 开发特征及存在问题
渤海Z油田气顶油藏气顶和边水天然能量比较充足，初期产量高，采油速度高，平均采油速度约为2.0%，采用水平井开发模式，一定程度上能够延缓气窜。

随着开发的不断深入，油田地层压力不断下降，油气水流体界面发生运移，地层水陆续侵入采油井，井筒流体密度增大，自喷井陆续停喷。

目前，
收稿日期：2021–06–03；修订日期：2021–07–17。

作者简介：黄雷（1978—），男，工程师，现从事油藏动态管理工作。

E–mail：*******************.cn。

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·110· 石 油 地 质 与 工 程 2022年 第1期
研究区地层压力约为原始地层压力的70%，综合含水60%，油藏采出程度30%，且原用于钻完井液快速返排的气举管柱出现无效注气、举升低效等问题
[4]
，低产井（产液量小于30 m 3
/d ）占比近50%，而更
换管柱、连续油管诱喷等作业成本高、施工周期长。

2 非常规气举技术
非常规气举技术可以不改变原有井身结构，通过不动管柱简易作业建立注气通道，替代常规气举的气举工作阀，将天然气连续不断地从油套环空注入油管目标位置，使油层与井底之间形成足够的生产压差，简单、高效地使油井恢复生产。

2.1 增加注气深度技术
注气深度主要由井口回压、套管压力、井底流压、生产气油比等因素决定。

套管内的气柱压力分布近似于直线，根据井口注气压力可求得分布曲线；油管内的压力分布以注气点为界，注气点上、下两部分压力是连续的，总气量为注入气量和地层产出气量之和；从井口至注气点处，求出注气点上部分
的流动压力分布，再从注气点至井底（考虑只有地
层产出气量），求出注气点以下的流动压力分布，气
举生产的压力关系式为：
()wf o fa fb +P P G L G H L =+- （1） co o fa +P P G L = （2） 式中：wf P 为井底流压，MPa ；o P 为井口油压，MPa ；
co P 为套管注气压力；fa G 为注气点以上的平均压力
梯度，MPa/100 m ；fb G 为注气点以下的平均压力梯度，MPa/100 m ；H 为油层中部深度，m ；L 为注气点深度，m 。

不考虑油藏边界影响的油井产量公式为： ()e wf e w 2πln +kh P P Q R B S R m -=
æö
ç÷èø
（3）
式中：Q 为油井产量，m 3
/d ；k 为渗透率，
10-3 μm 2
；h 为储层厚度，m ；e P 为地层压力，MPa ；wf P 为井
底流压，MPa ；e R 为单井有效控制面积半径，m ；w R 为井筒半径，m ；m 为原油粘度，mPa ．s ；B 为原油体积系数，m 3
/m 3
；S 为表皮系数，无因次。

综合以上公式可以得出：
()e co fb e w 2πln +kh P P G H L Q R B S R m é---ùëû
=
æö
ç÷èø
（4）
通过气举节点分析，流入部分即为油层渗流，用流入动态IPR 曲线描述，流出部分为油层中部至井口，Orkiszewski 方法是涵盖所有流型的综合压降计算方法，故采用该多相管流方法可得到流出动态TPR 曲线
[5–6]。

IPR 曲线和TPR 曲线的交点所对应的
产量和压力，是给定注气量Q GI 和井口压力下的最大产量Q L 及相应的井底流压P wf ，即协调产量和流压；根据不同的注气量和对应协调产量绘制气举特性曲线LPR ，可计算出相应的注入气液比，进而得到总气液比（油层气液比与注入气液比之和）（图1）。

图1 气举特性曲线
根据得到的井底流动压力P wf 和产量Q L ，以井底为起点用多相管流方法向上计算油管压力梯度曲线，其与套管注气压力曲线的交点即为平衡点E 。

平衡点沿压力分布曲线上移ΔP （取0.5~0.7 MPa ，克服平衡点气体压力与注气点油管内压力之差）所得点作为注气点G （图2），该位置即为实现气举时建立的注气通道。

随着地层能量下降，气举管柱因静液柱梯度不断下移，平衡点位置发生改变，出现地层供液曲线与井筒流出曲线不协调的问题。

图2 注气压力曲线
在不动管柱情况下，保留原工作阀作为唯一一级卸载阀，利用循环滑套作为深部位注气通道，
基
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黄雷等．非常规气举技术在渤海Z油田的研究及应用·111·于下移注气点的深度与井筒静压降之间的函数关系，
以油管液体压降为目标函数，以井口注气压力为约
束函数，将套管注气压力剖面与油管流压剖面进行
拟合计算，两个压力剖面的交点即为该井气举的工
作协调点。

对于无法形成工作协调点的井，加入多
个虚拟卸载点，实现多级虚拟卸载计算，最终形成
优化的气举协调点。

通过此类非常规气举方式，产
能得到进一步释放，该技术在哈萨克斯坦的让纳若
尔油田应用近40口井，取得较好的效果[7]。

2.2 气体射流泵技术
气体射流泵是一种适用于高气液比井的高效举
升新技术，结合水力喷射泵和气举采油的优点，通过
钢丝或连续油管作业在滑套处投入气体射流泵，依靠
负压增产机理举升液体采油，是一种高效节能的气举
采油新工艺[8]，可提高低效井产液量及举升效率。

气体由射流泵进入油管，喷嘴出口产生高速射
流气体，在喉管入口处形成负压抽汲井液；喷嘴出
来的高速气体将井液携带入喉道并混合，减少井筒
流压梯度，降低井底流压，增大生产压差，井液被携
带出井口，油气井实现正常生产。

利用井筒多相流
模拟软件及气体射流泵携液性能实验，得到气体射
流泵装置结构参数对排液量、排出压力和排出效率
的影响关系，对喷嘴、喉管等参数进行设计优选[9]。

在满足注气量的情况下，应确保过经喷嘴气体
不发生临界流状态（此时临界流直径小于过流直径），
不同尺寸喷嘴直径与流量系数呈线性关系（表1）；
喉管优选应避免注入气和吸入地层产出液在喉管入
口处发生气蚀，此时喷喉比最佳，并确保气体射流
泵有较高的提液率（表2）。

表1 喷嘴注入气量实验数据
喷嘴类型喷嘴大
小/mm
流量
系数
测试气量/
（m3·h-1）
测试气量/
（m3·d-1）
A 1.88 2.04 22–66 530–1 584
B 3.18 1.52 75–124 1 800–3 000
C 3.81 1.30 76–180 1 800–4 320
D 4.50 1.08 44–173 1 056–4 152
E 7.37 0.86 44–170 1 056–4 080
表2 气体射流泵排液实验结果
喷嘴类型喉管内径
/mm
喷喉
直径比
提液率/%
A1 10.9 0.350 10.10-14.88
A2 13.3 0.286 10.10-13.50
C 13.3 0.335 5.60-6.35
2.3 自喷管柱气举技术
自喷管柱气举技术基于U形管原理，当地层能量不能将液体举升到地面或满足不了产量要求时，利用原井自喷管柱与油套环空建立注气通道形成简易气举管柱[10]，注入气体与油层流入的液体在井筒混合从而降低液柱对井底的回压。

该技术需注意两个关键点：①需建立安全有效的注气循环通道；②解决单点注气所需的有效启动压力。

通过开展自喷井循环滑套打开可行性论证和自喷井井筒打孔可行性论证[11]，形成自喷井打开循环滑套建立气举通道的工作流程和复杂井打孔气举技术规范，该流程和规范有效解决了自喷井转气举的注气循环通道问题；针对气举气源供气压力是否满足气举所需较高启动压力的问题，以注气点到井口间的油管流体为研究对象，实际注气压力为约束条件，建立油管注气压力、注气量与注气点油管内流体流动压力之间的数学模型，通过节点分析模拟计算，拟合出每口井匹配的注气压力和注气量，从而实现有效启动气举。

3 现场应用
3.1 适应性分析
渤海Z油田气顶油藏衰竭开发，地层能量持续下降，部分井边底水锥进造成井底积液，导致原有自喷或气举井在生产过程中出现井筒举升低效问题。

通过对举升异常井开展论证分析，其管柱结构中封隔器上部的循环滑套可作为气举通道从套管注气，因而具备半闭式连续气举条件，且地面工程设计时，所有井均配置了气举流程。

研究区高压天然气资源丰富，前期由高压气井作为气举气源，经洗涤器后直接供给油井注气生产，工艺流程相对简单，后期当气井压力下降不能满足气举需求时，通过启用关联平台配置的伴生气压缩机及气举压缩机实施气举采油。

3.2 实施效果
3.2.1 自喷管柱气举应用案例
渤海Z油田Z17H井于2009年12月自喷，投产不久后见水，2016年含水上升速度加快，2017年2月，含水率升至40%，日产气量不足1.0×104 m3，后期油压持续下降，直至停喷。

通过憋压放喷、导入闭排系统诱喷等措施均未见效，分析认为，地层能量下降及边底水锥进导致井底积液加剧，携液能力不足造成Z17H井停喷。

利用自喷管柱循环滑套作为注气点，开展节点分析得到压力分布状况。

设计注气压力9.0~9.5 MPa，注气量0.5×104~1.0×104 m3/d，2017年3月，通过钢丝作业打开循环滑套实施非常规气举，作业后Z17H井复喷，含水率逐渐降至18%，日产油最高达60 m3，日产气约4.0×104 m3，后期高
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含水关井控水，实施措施后累计增油约1.4×104 m3，累计增气约0.25×108 m3（图3）。

3.2.2 增加注气深度应用案例
渤海Z油田Z18H井自喷投产后，油压持续下降，于2012年6月油压降至流程回压附近，含水率增至30%，后期井口无产出，转气举后生产形势逐
图3 Z17H井生产曲线
渐转好。

2015年含水继续快速上升，2017年产液量大幅下降，反复调整气举制度均未见效，且测试井筒流压、流温梯度，各级气举阀均正常工作，分析认为随着地层能量下降及边底水持续锥进，原工作阀位置已无法满足气举注气点加深需求导致举升低效。

分析Z18H井气举管柱并利用循环滑套加深注气点并开展节点分析，得到压力分布状况。

设计注气压力9.0~9.5 MPa，注气量2.0×104~2.5×104 m3/d。

2018年4月，实施钢丝投捞作业更换为盲阀，利用连续油管打开循环滑套实施非常规气举，作业结束后举升效果较好，日产液由25 m3增至250 m3，后期关井控水，实施措施后累计增油约0.2×104m3，累计增气约0.02×108 m3。

3.2.3 气体射流泵应用案例
渤海Z油田Z20H井于2011年11月自喷投产，2015年11月，含水快速上升，产液量、产气量持续降低，转气举后仍无法正常生产。

该井气举管柱的工作阀位置较浅，随着地层压力下降及含水上升，井筒液面持续下降，导致气举过程注入气对井筒流体举升产生反作用，且原气举管柱的气举阀开启压力不高，气举过程中发生多点注气现象，导致孔板阀过气量少，气举效果较差。

对Z20H井气举管柱分析后在循环滑套位置利用锁定装置投放射流泵实施非常规气举，设计气体射流泵工作压力为7.6 MPa，注气量约3.0×104 m3/d，作业后提液效果明显，但上部工作阀投捞未成功，多点注气问题仍存在，后期关井控水，其井下射流泵可打捞回收重复利用。

4 结论
渤海Z油田顶气边水油藏进入开发中后期，随着地层压力下降，油水界面运移不平衡导致生产井出现不同程度水窜，气举阀工作异常、举升效率低等问题井逐渐增多，严重影响油藏采收率。

非常规气举技术简单可靠，通过分析论证并优化工艺，现场实施后井底流压下降明显，产液量上升，举升效率提高，既增加原油产量，又节约了作业成本，延长了油井生产周期，为类似的举升低效井提供一种新的解决对策。

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（下转第116页）
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表5 二次交联凝胶堵剂封堵效果评价
岩心缝宽/mm 水测渗透率/10–3μm2注凝胶后渗透率/10–3μm2突破压力梯度/（MPa·m–1）残余阻力系数封堵率/%
1.00 1 431.00 4.59 1.80 31
2.20 99.67
2.00 2 056.00 1.82 4.55 1 12
3.46 99.87
4.00 4 786.00 2.72 3.12 1 75
5.04 99.95
缝宽1.00 mm 缝宽2.00 mm 缝宽4.00 mm
图4 二次交联凝胶堵剂在不同缝宽裂缝岩心中的成胶情况
剂体系配方为0.3%聚合物+聚交比12∶1第一交联剂+1.2%~1.4%第二交联剂。

（2）优选出的二次交联凝胶堵剂体系具有良好的成胶效果和注入、封堵性能，适用于裂缝性油藏堵水。

其成胶时间为50.0~59.0 h，最终成胶强度可达H级，注入阻力系数为17.92~18.00，突破压力梯度不小于1.8MPa/m，封堵率达到99%以上。

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（编辑李萍）
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