方 群

(中國石化華北油氣分公司 石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450000)

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涇河油田長8儲層合理生產(chǎn)參數(shù)

方 群

(中國石化華北油氣分公司 石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450000)

針對涇河油田長8儲層處于開發(fā)初期，機采工藝不完善的問題，為提高開發(fā)效果，以機械采油系統(tǒng)效率測試結(jié)果為依據(jù)，尋求適合該儲層的合理生產(chǎn)參數(shù)，對比分析發(fā)現(xiàn)，涇河油田長8層合理泵效為40%～60%，合理沉沒度為200 m～300 m，合理抽汲制度為“大泵徑、長沖程、低沖次”，并通過現(xiàn)場試驗進行了初步驗證，對涇河油田及類似油田的增產(chǎn)增效具有一定借鑒意義。

涇河油田；系統(tǒng)效率；合理生產(chǎn)參數(shù)

涇河油田長8油藏裂縫、斷裂較為發(fā)育，平均孔隙度7.41%，平均滲透率0.34×10-3μm2，屬超低滲砂巖油藏，儲層埋深1 300 m～1 500 m。原油密度0.872～0.924 g/cm3，平均密度為0.90 g/cm3；凝固點16 ℃～28 ℃，平均22 ℃，含蠟量13%～15%，平均14%；初餾點60 ℃～101 ℃，平均79 ℃。與鄂南其余油田相比，涇河油田具有高凝、高黏、高含蠟的特點，且井間差別較大[1]。目前處于開發(fā)初期，采油方式為有桿泵，受稠油影響，抽油機平衡率低，檢泵周期短，機采工藝不完善。目前，對有桿泵系統(tǒng)的參數(shù)優(yōu)化多數(shù)是以提高油井參量為目標，該方法是以計算機設計、模擬、診斷分析一系列圖表和關(guān)系式程序，但該方法未考慮系統(tǒng)能耗，計算的參數(shù)不能達到經(jīng)濟有效開發(fā)的要求[2,3]。本文通過測試涇河油田長8儲層的機采系統(tǒng)效率，以此為基礎，優(yōu)選適合的合理泵效、沉沒度、抽汲參數(shù)等生產(chǎn)參數(shù)，對涇河油田的高效開發(fā)具有重要意義[4-6]。

1 抽油機井系統(tǒng)效率測試及評價

抽油機井系統(tǒng)效率為抽油機在提液過程中有效功與系統(tǒng)輸入能量的比值。測試標準依據(jù)SY/T 5264—2006《油田生產(chǎn)系統(tǒng)能耗測試和計算方法》。評價標準依據(jù)SY/T 6275—2007《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測規(guī)范》，見表1。涇河油田原油井間黏度差異較大，如圖1所示，地層溫度下黏度范圍為22.9～5 370 mPa·s，集中在100～500 mPa·s，但未進行熱采，因此根據(jù)稀油井系統(tǒng)效率評價標準進行評價，節(jié)能監(jiān)測限定值取11.25%，節(jié)能評價值取18.125%。

表1 系統(tǒng)效率測試評價標準

注：K1為油田滲透率對機采井系統(tǒng)效率影響系數(shù)，特低滲透油藏取值1.6；K2為泵掛深度對機采井系統(tǒng)效率影響系數(shù)，泵掛小于1 500 m 取值1.0。

2 系統(tǒng)效率測試結(jié)果

涇河油田長8層地面效率16.67%～84.73%，平均60.26%，井下效率14.23%～71.86%，平均41.49%，系統(tǒng)效率8.16%～47.7%，平均23.15%，百米噸液耗電0.57～3.34 kW·h，平均為1.32 kW·h。與國內(nèi)平均水平26.2%相比還有一定提升潛力。

根據(jù)測試結(jié)果對抽油機井系統(tǒng)效率進行分類，如表2所示，可看出涇河油田長8層系統(tǒng)效率集中在15%～30%范圍內(nèi)的井數(shù)較多，占測試井數(shù)的61.5%，該范圍內(nèi)平均百米噸液耗電為0.97～1.61 kW·h。

表2 涇河油田系統(tǒng)效率分類

3 生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)系統(tǒng)效率測試結(jié)果，優(yōu)選出適合涇河油田長8層的合理泵效、沉沒度、抽汲參數(shù)等生產(chǎn)參數(shù)[7-10]。

3.1 泵效

泵效是反映抽油設備利用率和管理水平的一個重要指標。測試油井泵效14%～90%，平均55.4%。泵效與井下效率散點圖、泵效與百米噸液耗電散點圖分別見圖2和圖3。從圖2中可以看出，井下效率與泵效間無明顯關(guān)系，整體隨泵效增大而增大。從圖3中可以看出，百米噸液耗電隨泵效的增大而減小，當泵效達40%～60%左右時，隨泵效增大百米噸液耗電減小幅度變緩?；诠?jié)約能耗的考慮，涇河油田長8油井的泵效為40%～60%左右時較為合理。

3.2 沉沒度及下泵深度

沉沒度與下泵深度關(guān)系密切，沉沒度過低易導致供液不足，沉沒度過高易導致懸點載荷增大、沖程損失增大，影響系統(tǒng)能耗。因此，維持合理沉沒度對生產(chǎn)開發(fā)具有重要意義。沉沒度與泵效散點圖、沉沒度與百米噸液耗電散點圖分別見圖4和圖5。從圖4中可看出，泵效隨沉沒度的增大而增大，沉沒度為200 m～300 m時，泵效集中在60%左右，在此之后泵效增大趨勢變緩；從圖5中可看出，百米噸液耗電隨沉沒度增大而減小，沉沒度大于300 m后，減小趨勢變緩。綜合兩者考慮，涇河油田長8油井的沉沒度為200 m～300 m時，生產(chǎn)效率高，能耗較低。

統(tǒng)計涇河油田長8油藏投產(chǎn)半年后水平井的平均動液面為723 m，優(yōu)化油井下泵深度為1 000 m。

3.3 抽汲參數(shù)

泵徑、沖程、沖次等參數(shù)直接影響有桿抽油系統(tǒng)的井下效率。涇河油田長8油井多使用38 mm及44 mm泵，沖程以3 m為主，沖次為1.82～5.50 r/min。統(tǒng)計做出每沖次產(chǎn)液量與百米噸液耗電散點圖如圖6所示。從圖6中可看出，百米噸液耗電隨每沖次產(chǎn)液量的增大而減小。根據(jù)“長沖程、低沖次”的原則，結(jié)合目前實際生產(chǎn)情況，合理每沖次產(chǎn)液量應不低于0.003 m3/(r·min-1)。

3.4 現(xiàn)場應用

在涇河油田長8層選井試驗增大泵徑、降低沖次，試驗結(jié)果見表3。觀察到產(chǎn)液量及泵效均有一定程度提高，動液面由調(diào)整前的750 m降至450 m，電流減小5.6 A，起到了一定程度增產(chǎn)增效的作用，為后續(xù)推廣提供了指導與借鑒。

表3 涇河油田長8層油井生產(chǎn)參數(shù)調(diào)整試驗

4 結(jié)論

1)涇河油田長8儲層平均系統(tǒng)效率23.15%，仍有較大的提升空間。根據(jù)系統(tǒng)效率測試結(jié)果優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，涇河油田長8儲層泵效為40%～60%，沉沒度為200 m～300 m時，生產(chǎn)效率較高，能耗較低，合理抽汲制度為“大泵徑、長沖程、低沖次”；

2)現(xiàn)場試驗表明增大泵徑、降低沖次可增大產(chǎn)液3.39 t/d，提高泵效4.6%，并將沉沒度降至較明顯范圍，可在長8儲層推廣實行。

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Reasonable Production Parameters of Jinghe Oilfield Chang 8 Reservoir

FANG Qun

(Research Institute of Petroleum Engineering and Technology,Sinopec North China Branch of Oil & Gas Company, Zhengzhou 450000， Henan, China)

Jinghe Oilfield is in the early stage of development and the pump recovery system is imperfect. In order to improve development effect, Jinghe Oilfield Chang 8 reservoirs is looking for reasonable production parameters based on rod pumping system efficiency results. By comparative analysis, the reasonable pump efficiency is 40～60%; the reasonable submergence depth is 200 m～300 m; the reasonable swabbing system is “l(fā)arge pump diameter, long stroke, low pumping speed”. It is preliminarily proved by field test, and it is meaningful for Jinghe and similar oilfield.

Jinghe Oilfield; system efficiency; reasonable production parameters

中國石化科技部項目(致密砂巖油藏有效開采關(guān)鍵技術(shù)應用研究)：P14076

2016-09-26

方群(1988-)，女，山東東營人，助理工程師，碩士，主要從事低滲油田開發(fā)方向的工作，E-mail：fangqun0319@126.com。

TE355

B

1008-9446(2017)02-0011-04