高含水开发后期抽油机井气影响的研究

高含水开发后期抽油机井气影响的研究
黄章元
摘要：随着萨南油田进入高含水开发后期，原油脱气现象比较严重，功图气影响井逐年增加，影响抽油机井的正常生产。通过对G173-48井现场试验和20口井治理发现，气影响确实对抽油机井产液、含水等生产数据有较大影响，同时模拟出各项参数之间的曲线，为寻找合理的定压放气点确保抽油机井正常生产提供指导依据。
关键词：高含水抽油机气影响治理
1气影响机理
随着油田开发进入高含水开发后期，地层压力下降，当低于饱和压力时，原油中溶解气脱出，大量气体在油套环形空间内形成一定气压，该压力的大小直接影响油井生产。

随着溶解气不断从原油中脱出，在不放气的情况下套压与时间的曲线应符合压力恢复曲线（如下图）。当达到一定压力时，套压停止上升。而在不同套压下，油井的产量变化由波峰到波谷往复变化。随着开发的延续，抽油机井气影响井数逐年呈上升趋势。目前，第二采油厂第五作业区开井的913口抽油机井中，有404口井示功图资料显示气影响，占总井数44.2%，比全厂平均水平高了17.3个百分点。这部分井的存在严重影响我区原油产量的顺利完成。为确保我区在高含水开发后期，控制自然递减，继续保持稳产，合理治理气影响给抽油机井带来的危害。原定压放气方法是应用0.618法，即对功图气影响井，动液面在500m以下，憋套压定5个套压点，量油，作套压与产量曲线，通过曲线确定合理套压点。由于原定压放气方法是20世纪90年代初，油田含水在75%左右时制定的，在高含水开发后期该种方法是否适用，针对这一问题，我们开展了憋压放气试验，现场数据模拟各参数曲线，为下步治理提供理论和实践依据。
2憋压放气试验
2.1目的
（1）模拟高含水开发后期产液与套压、功图与套压、套压与时间、油压与套压、动液面等参数之间的变化曲线；
（2）根据模拟曲线摸索高含水开发后期气影响井规律；
（3）确定现场应用的定压放气是否有实施的必要性；
2.2选井原则
在404口气影响抽油机井中，根据不同井网、不同含水、不同产液、选择有代表性的典型井进行憋压放气试验。
2.3试验过程
先对选择出的典型井进行憋压，观察记录套压变化情况，当套压大于饱和压力时，气体不再脱出，套压相对稳定到最高值。然后对功图、液面、产液、含水、套压、油压、上电流、下电流进行核实。数据记录后，打开套管放空，待套管气放尽后，现场对功图、液面、产液、含水、套压、油压进行核实。数据记录后将套管阀门关闭，每10分钟对套压、油压、功图、液面、上下电流进行同步跟踪测试，每60分钟记录产液、含水，待压力恢复至套压最高值后，试验结束。
2.4数据录取
根据试验操作过程，对各节点的套压、油压、功图、液面、上下电流、产液、含水等资料数据进行录取。
2.5试验实施及效果
2.5.1现场试验
首先对2-14队选取的16口有代表性的气影响典型井进行憋压，选出憋压升幅较明显的井进行试验。经过2天的憋压，最终选定G173-48井，该井48小时憋压套压由0.4MPa升至1.9MPa。2010年5月，对该井进行跟踪试验，随着憋压时间的延续，套压逐渐上升，上升幅度逐渐减少，经过4小时20分钟，套压基本稳定在1.9MPa。油压呈反复变化趋势，其中套压在1.16MPa时，油压为1.15MPa。虽然在该点未测产量，但是通过油压显示，该点的量油值应较高，而1.9X0.618=1.17（MPa）。通过产液变化趋势来看，呈反复变化趋势，但取点较少，评价较难。示功图的分析看，在放气后，气影响的比例最大，冲程只有0.9m未受气影响，分析当时由于套压突降，造成瞬间放气进泵造成；10分钟后测得功图气影响明显减少，有效冲程有1.8m，随着时间的延续，功图气影响略有增加，但增幅非常小，当套压为1.9MPa时，有效冲程1.7m。动液面由408.32m逐渐上升至最高808.25m，最后在700m左右徘徊。通过本次放气实验的过程跟踪发现，套管气对抽油机井的生产影响较大，定压放气工作确实有实施的必要。同时根据对该井的测试验证，在含水85%以内的井完全可以应用0.618法进行定压。
2.5.2数据分析及曲线拟合
（1）套压与时间的压力恢复曲线。通过试验数据拟合曲线，套压是随时间的延长，逐渐升高，但上升幅度逐渐减小，最终趋于一个平衡点。
（2）油压与时间变化曲线。油压与时间的变化曲线，近似于产液与时间的变化曲线，通过曲线的变化趋势看，油压随时间的变化呈反复上升下降趋势。
（3）套压与油压之间的关系曲线。通过套压与油压之间的关系曲线看出，油压随套压的变化呈反复上升下降趋势。
（4）动液面与时间的变化曲线。由动液面与时间的变化曲线看出，动液面随着时间的变化呈上升趋势，且变化幅度逐渐减小，最终趋于一个平衡点。
（5）套压与动液面之间的曲线。由图1可知，套压随动液面的上升逐渐升高，但是上升幅度逐渐减小，最终趋于平衡点。

（6）动液面与油压的关系曲线。由图2可知，油压随动液面的变化呈反复上升下降趋势。

3治理效果
2010下半年，作业区加强了对套管气影响治理和研究的力度。每月对功图显示气影响，动液面大于500m，套压大于0.5MPa井进行统计和分析。针对这部分井进行五点定压放气，平均每月定压放气26井次。6月，我区进行定压放气工作。为简化定压放气操作过程，作业区根据现场实际，将73口气影响较严重井按照0.4、0.6、0.8MPa3个定压点分别为进行定压放气，取出最高产液量的压力值为定压点。通过实施，有32口井见到较好效果，日产油增加24.5t，平均单井增油0.77t。
4存在问题及治理方向
（1）定压放气周期较长且影响因素较多，压力点较难控制。
（2）虽然对一口井进行全过程跟踪，验证0.618法的可操作性，但是，只有一口井，代表性不强。
（3）含水85%以上井和沉没度大于300m气影响井应如何治理。
5结束语
通过G173-48井的试验数据，拟合油田高含水开发后期气影响井憋压放气的情况；试验证明在油田高含水开发后期气影响仍然对抽油机井的产液和泵工作状况有较大影响；1口井的憋压放气试验数据具有一定的代表性，但按照含水界限分级，仍存在一部分井需试验跟踪；目前在定压放气方面仍存在较多问题进一步研究和治理。
参考文献：
[1] 李颍川.采油工程[M].北京：石油工业出版社，2002.