王子敦 陳嘯博 崔燦 趙紫桐 王立冬 王春雷

(中石油塔里木油田公司迪那采油氣管理區(qū))

0 引 言

氣井見(jiàn)水后的處理方式有很多種，柱塞氣舉排水采氣便是其中之一，由于其投資少、施工簡(jiǎn)單、自動(dòng)化程度高等特點(diǎn)被廣泛應(yīng)用于低壓、低產(chǎn)、見(jiàn)水后攜液能力低的氣井[1-3]。對(duì)于油井也有同樣的效果，可以讓進(jìn)入低壓、低產(chǎn)、攜液能力低的油井重新煥發(fā)生機(jī)，達(dá)到間歇開(kāi)井，甚至連續(xù)開(kāi)井生產(chǎn)狀態(tài)[4-6]。柱塞氣舉采油氣技術(shù)主要有以下5種常見(jiàn)應(yīng)用領(lǐng)域：氣井排液、利用伴生氣采油、應(yīng)用連續(xù)管的氣井、除垢和清蠟、間歇?dú)馀e[2-5]。

隨著油價(jià)的波動(dòng)，各大油田紛紛采取降低成本與優(yōu)化資源配置的措施[5]。在這種背景下，應(yīng)用柱塞氣舉技術(shù)，用相對(duì)較少的投資就可以帶來(lái)豐厚的利潤(rùn)，尤其是邊際井，應(yīng)用效果更為顯著[1-6]。柱塞氣舉技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性主要體現(xiàn)在以下3個(gè)方面：初期投資少，年維護(hù)費(fèi)用低，能夠合理地利用現(xiàn)有的設(shè)備[1]。柱塞氣舉技術(shù)能夠降低總成本和單位生產(chǎn)成本[6]。柱塞氣舉技術(shù)不僅能夠更加合理地利用操作人員的時(shí)間，而且能夠有效地減少向大氣中釋放的碳?xì)浠衔锏牧?減少天然氣的排空)。因此，柱塞氣舉技術(shù)是低產(chǎn)及致密氣藏最經(jīng)濟(jì)有效的排水采氣工藝[7-8]。

通過(guò)調(diào)研國(guó)內(nèi)外研究發(fā)現(xiàn)，目前關(guān)于柱塞氣舉采油氣技術(shù)的應(yīng)用主要對(duì)4 000 m以內(nèi)的淺井比較有效，深度4 000 m以上的低壓井柱塞在運(yùn)行過(guò)程中易漏失；現(xiàn)有的技術(shù)適應(yīng)于低壓小液量的單井，且大都在常規(guī)砂巖油氣藏中應(yīng)用，對(duì)于裂縫-孔洞型(以下簡(jiǎn)稱“縫洞型”)油藏中該技術(shù)的適用性還有待進(jìn)一步研究。

雖然柱塞氣舉采油氣技術(shù)得到廣泛應(yīng)用和報(bào)道，但是對(duì)于其在深井和縫洞型油藏中的應(yīng)用卻鮮有報(bào)道。為了拓寬柱塞氣舉技術(shù)的應(yīng)用范圍，也為深井和縫洞型油藏提出一種簡(jiǎn)單有效的排水采油氣工藝技術(shù)，筆者以牙哈寒武系油藏為例，介紹柱塞氣舉工藝技術(shù)在縫洞型油藏深井中的應(yīng)用效果，通過(guò)單井優(yōu)選、柱塞設(shè)計(jì)、智能系統(tǒng)設(shè)計(jì)、參數(shù)設(shè)計(jì)等形成一套適合于縫洞型油藏深井的柱塞氣舉、清蠟采油氣工藝技術(shù)。

1 牙哈寒武系油藏基本特征與開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

1.1 基本特征

圖1為牙哈寒武系油藏寒武系潛山頂面構(gòu)造。牙哈寒武系油藏位于塔北隆起輪臺(tái)凸起牙哈潛山富油氣構(gòu)造帶，自西向東分布牙哈5-7和牙哈3這2個(gè)開(kāi)發(fā)井區(qū)，其油藏構(gòu)造主要為背斜、斷背斜、斷鼻等[9-11]。目的層寒武系主要以白云巖為主，蓋層為白堊系舒善河組和侏羅系，油藏類型為受地層巖性、斷裂控制的塊狀底水裂縫-孔洞型白云巖潛山揮發(fā)性油藏。各斷塊界面差異明顯，斷塊間油水界面高差最大達(dá)33 m。

牙哈5-7井區(qū)為低孔低滲儲(chǔ)層，牙哈3井區(qū)為中孔中滲儲(chǔ)層?？v向上上寒武統(tǒng)儲(chǔ)層較好，中、下寒武統(tǒng)儲(chǔ)層稍差。2個(gè)區(qū)塊均屬于常溫高壓系統(tǒng)。牙哈寒武系油藏基礎(chǔ)參數(shù)統(tǒng)計(jì)如表1所示。寒武系潛山共解釋612條斷層，其中正斷層543條，逆斷層67條，走滑斷層5條；牙哈大斷層15條，近東西走向，呈雁列式展布，延伸長(zhǎng)度在1.0～17.5 km之間。南部大斷層以北的寒武系潛山構(gòu)造成排成帶發(fā)育，油藏主要受構(gòu)造控制，每個(gè)油藏有不同的油水界面，儲(chǔ)層是決定油氣富集的關(guān)鍵，不整合巖溶控制了儲(chǔ)層規(guī)模，裂縫提高了儲(chǔ)層的滲濾能力，部分?jǐn)鄬訙贤ǖ姿?，裂縫-溶孔型儲(chǔ)層特征介于縫洞型碳酸鹽巖(串珠型)與砂巖油藏之間，單井產(chǎn)量整體好于灰?guī)r潛山。

表1 牙哈寒武系油藏基礎(chǔ)參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Basic parameters of the Yaha Cambrian oil reservoir

1.2 目前開(kāi)發(fā)主要問(wèn)題與開(kāi)發(fā)特征

目前油藏開(kāi)發(fā)的主要問(wèn)題：見(jiàn)水井?dāng)?shù)逐年增加，含水率逐年上升，日產(chǎn)油水平會(huì)大幅下降；油井見(jiàn)水后井筒內(nèi)不斷積液，液柱壓力導(dǎo)致井底流動(dòng)壓力增加，從而減小生產(chǎn)壓差；儲(chǔ)層中流體無(wú)法進(jìn)入井筒而采出，最終導(dǎo)致井口壓力較小而被迫關(guān)井停產(chǎn)。

目前，已開(kāi)發(fā)井全部見(jiàn)水，共開(kāi)發(fā)12口井，目前能正常生產(chǎn)的僅有5口井，有2口井已經(jīng)轉(zhuǎn)為注水井，1口井轉(zhuǎn)為采氣井。目前能正常生產(chǎn)的5口井平均含水率達(dá)到71.2%，平均產(chǎn)油水平僅為17.96 t/d，相較于初期產(chǎn)油水平58 t/d，已有大幅下降，亟需采取有效措施確保穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。牙哈寒武系油藏單井生產(chǎn)現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)如表2所示。從表2可以看出，單井見(jiàn)水特征主要受生產(chǎn)壓差、避水厚度與儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度3個(gè)因素的共同控制。因?yàn)樘烊涣芽p發(fā)育，部分單井射孔段附近裂縫溝通底水，導(dǎo)致油井見(jiàn)水快。各斷塊儲(chǔ)層物性差異大，受斷層、儲(chǔ)層物性影響，井間連通性差，單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征差異大。構(gòu)造高部位、儲(chǔ)層發(fā)育、避水厚度大，新井實(shí)施效果好，水平井生產(chǎn)效果優(yōu)于直井。對(duì)比不同區(qū)塊白云巖油藏開(kāi)發(fā)效果得出如下結(jié)論：高效開(kāi)發(fā)井的避水高度需大于45 m?；趦?chǔ)層特征、巖心裂縫、動(dòng)態(tài)規(guī)律分析，總結(jié)出3種水淹模式：凸形曲線1(投產(chǎn)后快速被水淹)，這類井生產(chǎn)效果差；凸形曲線2(含水上升至一定程度穩(wěn)定)，這類井生產(chǎn)效果較好；S型曲線(有較長(zhǎng)的無(wú)水采油期)，這類井生產(chǎn)效果好。由此可以看出，牙哈寒武系油藏總體開(kāi)發(fā)特征表現(xiàn)為儲(chǔ)層物性差，生產(chǎn)壓差大，裂縫溝通底水，見(jiàn)水速度快。

表2 牙哈寒武系油藏單井生產(chǎn)現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)Table 2 Production of wells in the Yaha Cambrian oil reservoir

2 柱塞氣舉清蠟技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用設(shè)計(jì)分析

柱塞氣舉技術(shù)是氣舉采油技術(shù)系列之一。它是通過(guò)利用油井氣層的氣體(或外加氣源氣體)推動(dòng)柱塞，舉升油層液體的一種間歇舉升方式。柱塞在舉升液體和高壓氣體之間起分隔作用，以減小氣相和液相的滑脫損失，從而提高油井的舉升效率。根據(jù)氣源的不同，柱塞氣舉可分為外加氣源柱塞氣舉和本井氣柱塞氣舉[1-6]。

本井氣柱塞氣舉利用關(guān)井期間儲(chǔ)存在柱塞下方的天然氣能量，通過(guò)開(kāi)井時(shí)在柱塞上部、下部產(chǎn)生的壓差，把柱塞和井內(nèi)液體舉升到地面。牙哈寒武系油藏氣油比較高，井口產(chǎn)出天然氣可作為推動(dòng)柱塞運(yùn)動(dòng)的氣源，因此本井氣柱塞氣舉技術(shù)更適合牙哈寒武系油藏。

2.1 優(yōu)選試驗(yàn)井

2.1.1 柱塞氣舉選井原則及局限性

柱塞氣舉選井原則[12]為：①油氣井為自身具有一定的產(chǎn)能，攜液能力較弱的自噴生產(chǎn)井；②產(chǎn)液量宜小于30 m3/d，井深宜小于5 000 m；③油管、井下工具及井口宜保持等通徑，井口通徑不大于井下管柱通徑3 mm；④柱塞安裝位置以上油管密封良好；⑤油套連通時(shí)，每1 000 m生產(chǎn)氣液比不小于200(m3/m3)，不連通時(shí)，每1 000 m生產(chǎn)氣液比不小于1 100(m3/m3)。

柱塞氣舉是一種有局限性的間歇?dú)馀e，影響的主要因素有舉升深度、生產(chǎn)氣液比、油套連通性、井斜過(guò)大及出砂。

根據(jù)以上柱塞氣舉選井原則和局限性，初步選定7H井作為試驗(yàn)井，接下來(lái)對(duì)該井可行性進(jìn)行評(píng)價(jià)。

2.1.2 7H井可行性分析

7H井生產(chǎn)基本情況：

(1)2020-01-05—02-23，產(chǎn)液量16～49 t/d，產(chǎn)油量10～33 t/d，油壓由10 MPa下降為4.3 MPa。

(2)2020-02-23—03-25，2020-02-23油壓低，不出液不出氣，關(guān)井；2020-03-14期間開(kāi)井油壓從27.7 MPa迅速下降為4 MPa。

(3)2020-03-26—04-19，地面計(jì)量開(kāi)井，產(chǎn)液量10～49 t/d，油壓1.5↑6.2↓3.8 MPa波動(dòng)，2020-04-19關(guān)井測(cè)壓恢復(fù)。

(4)2020-04-19—04-30壓力恢復(fù)測(cè)試關(guān)井，2020-04-30嘗試開(kāi)井，壓力低，無(wú)法進(jìn)系統(tǒng)而關(guān)井。

正常生產(chǎn)期間清蠟周期為3～5 d/次。通過(guò)壓力測(cè)試資料分析，該井產(chǎn)層中深(斜深5 797.75 m/垂深5 797.75 m)，對(duì)應(yīng)靜壓為57.29 MPa，壓力系數(shù)1.01。同時(shí)通過(guò)對(duì)該井生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)該井含水體積分?jǐn)?shù)上升至70%左右，同時(shí)回壓較高(4 MPa左右)，造成積液停噴。7H井靜壓靜溫曲線如圖2所示。

從圖2中靜壓梯度來(lái)看，在井深0～800 m，每100 m梯度為0.25 MPa，井筒為氣相，油氣界面為865.55 m；在1 200～4 400 m每100 m梯度為0.61 MPa，井筒為油相；在4 600.00～5 797.75 m，每100 m梯度為0.98 MPa，表明已積水。油水界面在4 406.83 m左右。由此可以看出，液柱高度已經(jīng)達(dá)到4 932.2 m，該井靜水液面也達(dá)1 390.92 m，將會(huì)增加井底壓力13.63 MPa，因此儲(chǔ)層能量已經(jīng)不足以將井筒的氣液混合物舉升到井口，且長(zhǎng)時(shí)間關(guān)井后造成水淹，無(wú)法正常開(kāi)井生產(chǎn)，給該井正常生產(chǎn)帶來(lái)巨大挑戰(zhàn)。

圖2 7H井靜壓靜溫曲線Fig.2 Static pressure and temperature curves of Well 7H

通過(guò)壓力恢復(fù)測(cè)試資料分析，曲線直觀反映關(guān)井早期壓力恢復(fù)速率3.446 MPa/h，此后壓力一直持續(xù)恢復(fù)，在關(guān)井結(jié)束前一天又恢復(fù)了0.284 4 MPa，表明該井導(dǎo)流能力是內(nèi)強(qiáng)外差，越靠近井底導(dǎo)流能力越強(qiáng)。關(guān)井期間壓力恢復(fù)至15.14 MPa。關(guān)井后的初期壓力恢復(fù)較快。7H井關(guān)井壓力恢復(fù)曲線如圖3所示。

圖3 7H井關(guān)井壓力恢復(fù)曲線Fig.3 Shut-in pressure buildup curve of Well 7H

通過(guò)管柱及生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，對(duì)比選井條件可知：①該井有弱自噴能力；②基本滿足日產(chǎn)液量(小于30 m3/d)；③5 000 m以上管柱及井口通徑基本滿足柱塞投放條件；④平均生產(chǎn)氣液比為219 m3/m3。

雖然該井油套不連通，平均氣液比較低，但關(guān)井后的初期壓力恢復(fù)較快。該井可以采用智能柱塞氣舉、清蠟工藝技術(shù)。因此，本文將以牙哈寒武系油藏中7H井為例，開(kāi)展柱塞氣舉清蠟技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

2.2 柱塞設(shè)計(jì)

目前適于清蠟的柱塞工具結(jié)構(gòu)形式主要為柱狀式柱塞類。結(jié)構(gòu)形式有2種：①在柱塞本體上設(shè)計(jì)有噴射孔，使柱塞自轉(zhuǎn)，并將湍流氣體噴射至管壁；②柱塞下部設(shè)計(jì)有螺旋槽，在上、下行程期間旋轉(zhuǎn)，起清刮蠟作用。

根據(jù)7H井通井測(cè)試情況，由于通井時(shí)用直徑71 mm、長(zhǎng)度458 mm柱塞下探會(huì)在300～400 m處遇阻，故將柱塞設(shè)計(jì)加工成直徑69 mm、長(zhǎng)度458 mm的微錐形，可快速通過(guò)遇阻點(diǎn)。使用新加工的直徑為69 mm、長(zhǎng)度458 mm的微錐形柱塞作為該井的實(shí)際使用柱塞(質(zhì)量6 kg)。7H井設(shè)計(jì)加工的清蠟柱塞如圖4所示。

圖4 7H井設(shè)計(jì)加工清蠟柱塞Fig.4 Wax removal plunger newly designed and manufactured for Well 7H

2.3 智能系統(tǒng)設(shè)計(jì)

柱塞氣舉排水采氣控制系統(tǒng)是一套多功能、寬用途的油氣井生產(chǎn)控制系統(tǒng)[13]。經(jīng)功能擴(kuò)展或縮減，也適用于其他油氣井的生產(chǎn)管理與監(jiān)控。在用于柱塞氣舉排水采氣工藝時(shí)，包含智能柱塞控制器、柱塞到達(dá)傳感器、套壓傳感器、數(shù)字油壓壓力計(jì)、電磁閥、太陽(yáng)能電池板、遠(yuǎn)程測(cè)控箱等配置。內(nèi)置有多種氣井生產(chǎn)的控制模式，如定時(shí)開(kāi)關(guān)井模式、壓力優(yōu)化模式和時(shí)間優(yōu)化模式等。

柱塞氣舉排水采氣控制系統(tǒng)通過(guò)對(duì)氣井油、套壓的連續(xù)精細(xì)采集、記錄和識(shí)別，正確判斷產(chǎn)層和井筒的壓力變化趨勢(shì)，幫助氣井生產(chǎn)管理人員了解氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)；通過(guò)對(duì)柱塞到達(dá)和離開(kāi)井口的時(shí)間，以及氣井開(kāi)、關(guān)井時(shí)間的準(zhǔn)確采集和記錄，確定柱塞的運(yùn)行速度，為氣井生產(chǎn)管理人員優(yōu)化生產(chǎn)制度提供依據(jù)；在有計(jì)量設(shè)施的井場(chǎng)，通過(guò)數(shù)據(jù)監(jiān)聽(tīng)方式采集、記錄氣井的瞬時(shí)氣量，幫助氣井生產(chǎn)管理人員掌握氣井的產(chǎn)出趨勢(shì)。此外，經(jīng)與遠(yuǎn)程測(cè)控箱的鏈接，氣井生產(chǎn)管理人員可在任意具備網(wǎng)絡(luò)通信的條件下，通過(guò)已分級(jí)授權(quán)的電腦對(duì)柱塞井實(shí)施遠(yuǎn)程監(jiān)視、調(diào)參和其他相關(guān)控制等操作。

柱塞清蠟控制系統(tǒng)包括柱塞控制器、柱塞到達(dá)傳感器、數(shù)字壓力計(jì)、數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)系統(tǒng)及遠(yuǎn)程控制軟件等，主要功能模塊之間的工作原理如圖5所示。

2.4 參數(shù)設(shè)計(jì)

柱塞氣舉設(shè)計(jì)是以井底為節(jié)點(diǎn)，計(jì)算流入流出曲線，通過(guò)節(jié)點(diǎn)分析得到柱塞運(yùn)行參數(shù)[12]，如最小井口套壓、最大井口套壓、平均井口套壓、單循環(huán)舉升所需氣量、柱塞循環(huán)次數(shù)和井底流動(dòng)壓力等。

考慮柱塞重力、運(yùn)行過(guò)程中各類摩擦阻力和井口回壓等因素，應(yīng)用柱塞力學(xué)分析模型，依據(jù)質(zhì)量守恒及能量守恒定理，建立柱塞啟動(dòng)最低套壓計(jì)算模型及柱塞啟動(dòng)最低氣液比計(jì)算模型，形成柱塞舉升特性計(jì)算方法，其核心是確定柱塞舉升特性參數(shù)。柱塞舉升特性參數(shù)是衡量柱塞舉升能力的參數(shù)，是在單循環(huán)運(yùn)行過(guò)程中柱塞舉升(單循環(huán))液量所需要的條件[14-15]。柱塞的運(yùn)行如圖6所示。從圖6可見(jiàn)，每個(gè)周期柱塞的基本運(yùn)行情況是：井口→回落→井下限位器→上升→井口。

圖6 柱塞氣舉中柱塞運(yùn)行流程示意圖Fig.6 Process of plunger operation duringplunger gas lift

圖6中：H是油藏中部深度，m；HZ是井下限位器深度，m。

開(kāi)井后，當(dāng)柱塞上行到達(dá)井口時(shí)，油管和套管壓力處于平衡狀態(tài)，井口套壓達(dá)到最小值。此時(shí)，根據(jù)U形管原理，從井底到油嘴的壓力等于從套管頭到井底的壓力。與油管相比，油套環(huán)空體積更大，開(kāi)井后此環(huán)空中的氣體膨脹，此時(shí)氣體流速很低，由此產(chǎn)生的摩擦力可以忽略。因?yàn)橹鄬?duì)于液體段塞來(lái)說(shuō)非常短，所以柱塞運(yùn)動(dòng)引起的摩擦力也可以忽略[16]。因此，最小井口套壓為：

pcmin=[pp+ptmin+pa+(pLH+pLF)×qL]×

(1)

式中：pcmin是最小井口套壓(柱塞到達(dá)井口時(shí)的套壓)，MPa；pp是舉升柱塞本身所需要的壓力(pp=柱塞質(zhì)量/柱塞截面積)，MPa；pLH是舉升每立方米液體所需要的壓力，MPa/m3；pLF是舉升每立方米液體所產(chǎn)生的摩擦阻力，MPa/m3；qL是單循環(huán)的舉升液量，m3；ptmin是柱塞到達(dá)井口時(shí)的油壓，MPa；pa是當(dāng)?shù)卮髿鈮毫?，MPa；K是與油管尺寸相關(guān)的常數(shù)[12]，m。

通常假定流體溫度和流速為恒定，根據(jù)文獻(xiàn)[12]可確定不同油管尺寸下的pLH+pLF，如表3所示。表3中C為與油管尺寸相關(guān)的常數(shù)。

表3 不同油管尺寸下的柱塞氣舉設(shè)計(jì)參數(shù)取值Table 3 Plunger lift parameters for different tubing sizes

根據(jù)氣體狀態(tài)方程，忽略溫度變化的影響，最小套壓為環(huán)空中的氣體在最大套壓時(shí)由于開(kāi)井而體積膨脹所形成，即pcmaxVmin=pcminVmax，依此可以計(jì)算最大井口套壓：

pcmax=[(At+Aa)/Aa]×pcmin

(2)

式中：pcmax為最大井口套壓，通常取值為開(kāi)井時(shí)的套壓，MPa；At為油管截面積，m2；Aa為油管與套管的環(huán)空截面積，m2；Vmin和Vmax分別為在最大井品套壓時(shí)油管與套管中氣體最小總體積、在最小井口套壓時(shí)油管與套管內(nèi)氣體最大總體積，m3，Vmin=AaH，Vmax=(At+Aa)H。

平均井口套壓是最大井口套壓和最小井口套壓的算術(shù)平均值，計(jì)算式為：

(3)

式中：pcavg是平均井口套壓，MPa。

單循環(huán)舉升所需氣量即為在最小套壓達(dá)到最大套壓期間柱塞下部油管中所積聚的氣體總體積，計(jì)算式為：

qgcyc=CHZpcavg

(4)

式中：qgcyc是單循環(huán)舉升所需氣量，m3。

單循環(huán)舉升氣液比是單循環(huán)舉升所需氣量qgcyc與單循環(huán)的舉升液量qL之比，其計(jì)算式為：

R=qgcyc/qL

(5)

式中：R是單循環(huán)舉升氣液比，m3/m3。

柱塞每天的循環(huán)次數(shù)是油井日產(chǎn)液量與單循環(huán)的舉升液量之比，也是每日柱塞上下運(yùn)行的總循環(huán)次數(shù)，與柱塞運(yùn)行情況相關(guān)，則有：

(6)

(7)

(8)

(9)

式中：Cy為柱塞每天的循環(huán)次數(shù)，次/d；QL1為油井日產(chǎn)液量，m3/d；tdg為柱塞在氣體中的下落時(shí)間，min；tdl為柱塞在液體中的下落時(shí)間，min；tup為柱塞上行時(shí)間，min；tfl為續(xù)流時(shí)間，柱塞到達(dá)井口后繼續(xù)開(kāi)井的生產(chǎn)時(shí)間(外加氣源時(shí)為0)，min；tcb為套管恢復(fù)壓力時(shí)間(外加氣源時(shí)為0)，min；Hf為關(guān)井時(shí)液面恢復(fù)深度，m；vfg為柱塞在氣體中的下落速度，m/min；vfl為柱塞在液體中的下落速度，m/min；vf為柱塞平均上升速度，m/min。

根據(jù)平均套壓可以計(jì)算井底流動(dòng)壓力，即井底流動(dòng)壓力等于平均套壓與油管液柱壓力之和，則有：

pwf=pcavg(1+f)+ρg(H-HZ)

(10)

式中：pwf為井底流動(dòng)壓力，MPa；ρ為產(chǎn)出混合液體的密度，kg/m3；g為重力加速度，9.8 m/s2；f為井下限位器深度條件下油氣井產(chǎn)出氣柱壓力系數(shù)[12]，無(wú)量綱。

根據(jù)Vogel方程，不同流壓下的產(chǎn)液量為：

(11)

參數(shù)設(shè)計(jì)程序如圖7所示。根據(jù)圖7的計(jì)算步驟，結(jié)合式(1)～式(11)，以7H井基礎(chǔ)參數(shù)(見(jiàn)表4)為基礎(chǔ)，可以得到試驗(yàn)井的柱塞氣舉參數(shù)(見(jiàn)表5)。

表4 試驗(yàn)井基礎(chǔ)參數(shù)Table 4 Basic parameters of the test well

試驗(yàn)井依據(jù)圖7中步驟計(jì)算，結(jié)果如圖8所示。

圖7 參數(shù)設(shè)計(jì)程序圖Fig.7 Parameter design workflow

圖8 試驗(yàn)井在不同井下限位器處柱塞氣舉參數(shù)Fig.8 Plunger gas lift parameters at different downhole stopper positions in the test well

基于表4計(jì)算氣液比值，試驗(yàn)井柱塞氣舉前計(jì)算為419 m3/m3。根據(jù)圖7參數(shù)設(shè)計(jì)程序，選取圖8中與419 m3/m3最接近的氣液比值對(duì)應(yīng)的HZ值作為井下限位器位置，此時(shí)HZ=1 900 m，井下限位器下入深度為1 900 m。然后將[HZ，qL]=[1 900，0.88]帶入式(1)～式(11)，可得出試驗(yàn)井柱塞氣舉工藝參數(shù)設(shè)計(jì)結(jié)果，如表5所示。

表5 試驗(yàn)井柱塞氣舉工藝設(shè)計(jì)結(jié)果Table 5 Plunger gas lift design for the test well

3 柱塞氣舉清蠟技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及評(píng)價(jià)

試驗(yàn)井于2020年4月30日因?yàn)橛蛪旱投P(guān)井停產(chǎn)，停產(chǎn)前日產(chǎn)油量?jī)H為0.82 t；而投產(chǎn)初期日產(chǎn)油42.98 t，只自噴生產(chǎn)了113 d后便因壓力低無(wú)法進(jìn)系統(tǒng)而關(guān)井，關(guān)井前累計(jì)產(chǎn)油2 830.37 t，累計(jì)產(chǎn)氣112.2×104m3。

在關(guān)井近1 a后，2021年4月2日采用柱塞氣舉措施開(kāi)井生產(chǎn)，已累計(jì)安全運(yùn)行422 d，采用柱塞氣舉措施后累計(jì)產(chǎn)油2 248.13 t，累計(jì)產(chǎn)氣205.4×104m3，說(shuō)明該技術(shù)在試驗(yàn)井應(yīng)用成功。

表5中的設(shè)計(jì)參數(shù)為理論計(jì)算值，將其作為初始參數(shù)在智能遠(yuǎn)程操作系統(tǒng)中設(shè)定，再結(jié)合實(shí)際試驗(yàn)井的生產(chǎn)情況進(jìn)行調(diào)節(jié)，達(dá)到預(yù)期柱塞氣舉、清蠟的目標(biāo)。通過(guò)前期近一年的不斷實(shí)踐，目前該試驗(yàn)井的關(guān)井時(shí)間為：11：00-15：00關(guān)井，19：00-23：00關(guān)井，03：00-07：00關(guān)井。每天開(kāi)井運(yùn)行12 h，關(guān)井12 h，柱塞上下運(yùn)行3個(gè)周期。實(shí)際生產(chǎn)情況如表6所示。該試驗(yàn)井的成功應(yīng)用為該區(qū)域其他井的復(fù)產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支撐。

表6 7H井柱塞氣舉措施前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比Table 6 Production data of Well 7H before and afterplunger gas lift

從表6可以看出，試驗(yàn)井采用柱塞氣舉方式生產(chǎn)后，不僅產(chǎn)量增加，井口溫度有回升，而且也讓進(jìn)站溫度(井流物進(jìn)入處理站時(shí)的溫度)得到提升，可以有效防止冬季單井集輸管線凍堵情況的發(fā)生。此外，試驗(yàn)井也不需要進(jìn)行清蠟測(cè)試作業(yè)，既可以節(jié)約由于清蠟測(cè)試造成的產(chǎn)量損失，又可以節(jié)約單井運(yùn)行成本。取得成效如下：

(1)盤(pán)活低壓低產(chǎn)井，試驗(yàn)井采用柱塞氣舉方式生產(chǎn)后，油壓0.6 MPa左右，運(yùn)行正常，目前日產(chǎn)天然氣約5 100 m3，日產(chǎn)油6 t，每天利潤(rùn)可達(dá)2.1萬(wàn)元，全年創(chuàng)效約725.6萬(wàn)元。

(2)采用柱塞氣舉的方式生產(chǎn)后，試驗(yàn)井不需要進(jìn)行清蠟測(cè)試，每年可減少清蠟約115次，減少清蠟費(fèi)用約57.5萬(wàn)元。

(3)牙哈寒武系油藏單井首次使用柱塞氣舉的方式盤(pán)活低壓低產(chǎn)井，此種生產(chǎn)方式的成功應(yīng)用，能解決低壓低產(chǎn)井不能開(kāi)井生產(chǎn)的難題。為牙哈寒武系油藏提高單井累計(jì)產(chǎn)量提供了技術(shù)支撐，下一步將在該區(qū)域優(yōu)選單井進(jìn)一步推廣應(yīng)用。

4 結(jié) 論

本文以牙哈寒武系油藏為例，介紹柱塞氣舉工藝技術(shù)在縫洞型油藏深井中的應(yīng)用效果，通過(guò)單井優(yōu)選、柱塞設(shè)計(jì)、智能系統(tǒng)設(shè)計(jì)、參數(shù)設(shè)計(jì)等形成一套適合于縫洞型油藏深井的柱塞氣舉、清蠟采油氣技術(shù)。為此類油藏選擇合理開(kāi)發(fā)方式提供了技術(shù)借鑒。研究結(jié)論如下：

(1)智能柱塞氣舉清蠟技術(shù)首先要在目標(biāo)油藏中選井，在合適的單井中進(jìn)行試驗(yàn)，同時(shí)也要結(jié)合實(shí)際情況進(jìn)行措施設(shè)計(jì)，得到柱塞運(yùn)行參數(shù)后開(kāi)始現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，再根據(jù)運(yùn)行情況進(jìn)行技術(shù)評(píng)價(jià)。智能柱塞氣舉、清蠟技術(shù)在牙哈寒武系油藏中得到有效應(yīng)用，為此類油藏選擇合理開(kāi)發(fā)方式提供了技術(shù)參考。

(2)試驗(yàn)井在采用柱塞氣舉、清蠟技術(shù)后，日產(chǎn)油量提高了7.32倍，解決了由于油壓過(guò)低不能正常生產(chǎn)的難題，同時(shí)柱塞在運(yùn)行過(guò)程中已將井筒結(jié)蠟清理干凈，不僅減少了清蠟次數(shù)，而且節(jié)約了清蠟作業(yè)成本。

(3)智能柱塞氣舉清蠟技術(shù)應(yīng)用的難點(diǎn)在于參數(shù)設(shè)計(jì)和柱塞設(shè)計(jì)，對(duì)于不同的井需要結(jié)合實(shí)際情況，先應(yīng)用本文的參數(shù)設(shè)計(jì)方法進(jìn)行參數(shù)設(shè)定，得到理論參數(shù)后，還需要根據(jù)實(shí)際運(yùn)行情況進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整，然后才能發(fā)揮該技術(shù)的優(yōu)勢(shì)。