延長西233區(qū)長7水平井自噴時間研究

秦仕杰

（西安石油大學，陜西 西安 710065）

西233區(qū)塊位于甘肅省慶陽市慶城縣、華池縣境內(nèi)，構(gòu)造上屬于鄂爾多斯盆地南部伊陜斜坡西南部，于2011年投入開發(fā)。截止目前，投產(chǎn)至今任然保持長期持續(xù)自噴的采油井4口（陽平6～9井），日產(chǎn)液量72.18m3，油量56.3t，平均含水10%，累計產(chǎn)油量11.98×104t，單井累計產(chǎn)油2.99×104t。

西233區(qū)塊產(chǎn)量遂年遞減，為了改善開發(fā)效果，選取管理較好的4口自噴井，針對油井生產(chǎn)中存在問題和關鍵因素進行研究分析，分析評價的結(jié)果可以直接指導西233區(qū)塊內(nèi)其他采油井的生產(chǎn)管理和工作參數(shù)優(yōu)化，從而實現(xiàn)油田長期有效開采。

1 針對四口自噴井的管理措施探索

1.1 四口自噴井工作參數(shù)

陽平6～9井實際采油過程中，根據(jù)地層能量的情況選擇合適的生產(chǎn)范圍，通過調(diào)節(jié)生產(chǎn)閥門絲扣大小，安排各壓力條件下油井產(chǎn)量單量，通過不同壓力和產(chǎn)量之間的關系，確定合理壓力控制范圍，盡量使自噴井產(chǎn)生更大的壓差，但又不造成額外的地層能量損耗，同時保證了自噴井的最大壓差與地層能量的最低消耗。

陽平6井：陽平6井2018年2月泵卡后停止自噴，采用套管放噴生產(chǎn)。

陽平7井、陽平9井：采用正常狀態(tài)下自噴生產(chǎn)，周期性開抽誘噴。

陽平8井：采用生產(chǎn)閘門控制自噴生產(chǎn)。

1.2 油藏部分

1）含水加密,按照每月的月度計劃進行含水錄取，發(fā)現(xiàn)含水出現(xiàn)波動，現(xiàn)場核實含水，若發(fā)現(xiàn)井筒內(nèi)有積水，立即采取了有效的放噴措施，使含水降至原來的水平。陽平6～9井自2017年11月至今，含水一直穩(wěn)定在10%左右。

2）流壓梯度壓力監(jiān)測,目前，嶺南作業(yè)區(qū)西233區(qū)塊地層壓力為13.9MPa，壓力保持水平87.9%，壓力保持水平較低。

通過動液面測試計算井底流壓，井底流壓可通過公式 （1） 進行計算[2]：

其中， Pwf、Pt、ρ0、ρw、S0、Sw、g、h0、hd分別代表井底流壓、套壓、油密度、水密度、含油飽和度、含水飽和度、重力加速度、油層中深及動液面。

通過近一年的流壓統(tǒng)計，陽平7井井底流壓保持在15～16MPa，壓力保持水平良好。陽平9井流壓保持在14～14.5MPa，保持水平較低。

陽平8井2017年1月通過地層測壓，地層壓力為14.2MPa，壓力保持水平為89.87%。

3）試井資料，陽平6、7、9井已安裝數(shù)字化平臺，除每日進行功圖巡檢外，定期進行示功圖實測，保障資料傳輸真實可靠。陽平7近一年的動液面數(shù)據(jù)監(jiān)測顯示，動液面保持在900～1300m。

1.3 水平井清防蠟制度研究

一般來說，油管下部不結(jié)蠟，因為下部油流溫度高，壓力高，石油對蠟的溶解能力強。從某一位置開始（距井口50～300m），由于溫度、壓力下降，導致油對蠟的溶解能力下降，而越往上結(jié)蠟越嚴重，但接近井口時，結(jié)蠟減少，這是由于油體流動速度大，一部分蠟被流體帶走所致。陽平6～9生產(chǎn)過程中主要采用投加清蠟劑、蒸汽熱洗、放噴清蠟等方式進行清防蠟工作。同時在日常工作中加強了該水平井資料的錄取，若產(chǎn)量、壓力等資料發(fā)生變化，及時分析，及時調(diào)整清蠟制度。

蒸汽熱洗：陽平6井、陽平7井除每月按照作業(yè)區(qū)熱洗計劃安排蒸汽車熱洗清蠟外，根據(jù)生產(chǎn)情況額外增加熱洗頻次，熱洗后陽平7功圖明顯變好，產(chǎn)量恢復正常。陽平9井近期結(jié)蠟嚴重造成井筒堵塞，但套管壓力過高，達不到熱洗條件。

投加清蠟劑：陽平7井2018年初開始按照加藥計劃投加。清蠟劑型號為CX-1，每月投加3次，按照40kg/次通過加藥車投加，投加后對該井的壓力、日產(chǎn)液、含水等數(shù)據(jù)進行了密切的跟蹤。陽平6井、陽平9井因套管壓力過高無法實施加藥。

放噴清蠟：陽平6～9采用周期性放噴清蠟，放噴周期為5天，通過開大油井生產(chǎn)閘門、套管閘門，將管柱內(nèi)的蠟、其它臟物或積水有效排出井筒，放噴30min后恢復正常生產(chǎn)。該方法操作簡便易行，效果良好，井口放噴時，可見明顯蠟塊噴出，放噴后油井產(chǎn)量恢復。

2 停噴壓力分析及下步對策

根據(jù)自噴井停噴流壓統(tǒng)計數(shù)學計算模型[1]，利用井口生產(chǎn)資料，預測井底流動壓力，當井口油壓1MPa時計算的井底流壓即停噴流壓[3]，以此確定開采方式和轉(zhuǎn)抽時機：

式中：fw為含水率，小數(shù)；r0為地面原油相對密度，小數(shù)；PHf為井口油管壓力，MPa；Q為產(chǎn)液量，m3/d；D為油管內(nèi)徑，m。

該模型利用大量實測自噴井流壓數(shù)據(jù)和含水率等生產(chǎn)數(shù)據(jù)和流體物性參數(shù)獲得系數(shù)A0-A7值，例如，勝利油田通過數(shù)據(jù)統(tǒng)計出的A0-A7值為：

利用該方法計算得到陽平6～9井的停噴壓力為 22.63MPa，24.80MPa，24.36MPa，23.56MPa，顯然與實際情況不符，西233區(qū)塊原始地層壓力為15.8MPa，說明式中的A0-A7值在研究區(qū)塊不適用。

停噴流壓計算還有華北石油研究院朱亞東導出的計算方法[1]：

式中：Hb為脫氣點深度，m；fw為含水率，小數(shù)；Pb為飽和壓力，MPa；Pa為標準狀況下的壓力，0.101MPa； γ0為地面原油相對密度，小數(shù)；γw為地面水相對密度，小數(shù)；γa為標準狀況下的空氣密度，0.001293g/cm3；H為油藏中部深度，m；λ為比摩阻，單位深度壓力損失量，MPa/m。

井筒內(nèi)壓力低于飽和壓力時，原油在井筒中脫氣，脫氣點深度Hb公式為：

式中：Py為井口油管壓力，MPa；α為天然氣在原油中的溶解系數(shù)，m3/m3·MPa；γg為天然氣相對密度，小數(shù)；

若陽平6～9井后期停止自噴，由于生產(chǎn)歷史較長流壓資料多，則可根據(jù)該4口井測試的相關參數(shù)反算比摩阻，選取4口井的比摩阻平均值，用來預測西233區(qū)塊未來新投自噴井的停噴流壓及停噴時間。

3 結(jié)論

1） 西233區(qū)塊自噴井在生產(chǎn)過程中仍存在諸多問題。探究這些問題產(chǎn)生的根本原因并針對這些問題提出相應的解決措施對提高自噴井產(chǎn)油效率及質(zhì)量十分重要。

2）針對不同的油田，由于油氣比、物性參數(shù)等不同，自噴井停噴流壓統(tǒng)計數(shù)學計算模型可能部分適用，對公式中的參數(shù)值（A0～A7）還需進一步的研究和完善。下步將根據(jù)西233區(qū)已經(jīng)停噴井的各類參數(shù)進行統(tǒng)計和研究，利用公式3）反算比摩阻λ值，對未來該區(qū)塊新投自噴井的停噴流壓及停噴時間進行預測。