低滲低產油田合理流壓及泵掛深度研究與試驗

龐心強（大慶油田有限責任公司第八采油廠）

低滲低產油田合理流壓及泵掛深度研究與試驗

龐心強（大慶油田有限責任公司第八采油廠）

低滲透油藏具有較強的應力敏感性和較大的啟動壓力梯度，在開發過程中，因供排關系不平衡導致井底流壓過低，造成滲透率傷害且很難恢復，影響單井產能發揮。為解決低流壓問題，采取了優化沖程、沖速、泵徑等措施，但流壓仍然偏低。通過對低產低滲油田的機采井在投產初期和投產穩定后的合理流壓進行研究，同時從優化泵掛深度出發，對新井、老井實施泵掛深度優化調整試驗，解決流壓控制難、單井能耗高的問題。試驗表明：上調泵掛深度后，流壓合理，桿應力降低，單井節電超過14 kWh；新井優化泵掛深度，產量保持率比未優化井高6%以上；老井優化泵掛深度，產量恢復不到最佳水平，但可改善機采運行工況。可見，在合理流壓范圍內上提泵掛深度，可為低產低滲油田機采井的流壓控制、能耗控制、機采工況改善等方面提供一項有效措施。

滲透率傷害；合理流壓；產能；泵掛深度；優化調整

低滲透油藏由于其滲流特點和普通油藏有著很大的差別，具有較強的應力敏感性和較大的啟動壓力梯度，當井底流壓過低時，會產生以下問題：針對新投產井，地層壓力下降過快，井底附近巖石受壓迅速增大，產生塑性破壞，造成滲透率傷害，傷害后不能恢復，影響單井產量及最終采收率；根據IPR原理，產量不會隨著井底流壓的降低而一直增大，當流壓降到一定程度時，出現拐點，產量不增反減[1]；長期處于低流壓運行狀態，井下桿管運行環境變差，容易導致偏磨、桿脫等問題。

在A油田開展的葡萄花油層屬于低滲透油田，具有產量低（平均產液3.4 t）、井深（油層中深1520 m）特點，供排關系矛盾突出，流壓低于2.0 MPa井占到35%以上，地面參數調整到最小后流壓仍然在2.0 MPa以下，多數低流壓井地面參數調整已不能實現控制流壓的目的。因此，可通過上提泵掛深度來控制流壓，實現機采井在合理流壓下生產的目的。

1 低產低滲油田合理流壓確定

1.1 投產初期

針對新井，在投產初期，如果井底流壓過低，會有以下影響：過大的生產壓差使流體流速過快，多孔介質中的顆粒在運移過程中易堵塞油層；因地層壓力未及時補充（同步注水井），造成近井帶地層壓力迅速降低，附近巖石在重壓下易發生塑性破壞，造成滲透率傷害，且不可恢復。

從巖石發生形變角度分析，分為3個階段：彈性變形階段、彈塑性形變階段和塑性形變階段，到彈塑性形變階段后期，已開始發生不可逆變化，到塑性變形階段，將造成不可恢復的應力傷害[2]。

考慮到巖心壓縮后便發生不可逆變化，故選取9塊在長度、氣測滲透率、孔隙度等物性參數相近的巖心進行室內實驗。其中巖心1—3滲透率在175 mD左右（圖1），巖心4—6滲透率在50 mD左右（圖2），巖心7—9滲透率在5 mD左右（圖3）。其中6塊研究滲透率損失和恢復規律，另3塊做彈塑性形變比對實驗。

圖1 巖心1—3應變率與滲透率保持率曲線

圖2 巖心（4-6）應變率與滲透率保持率曲線

圖3 巖心（7-9）應變率與滲透率保持率曲線

假設巖石的三個形變過程是直線變化過程，即三個形變過程隨著壓力的變化，相互不交叉，這樣巖石到彈塑性形變階段后期和塑性形變時期，滲透率發生了不可逆轉的變化。根據9塊巖心的室內實驗數據分析，初步認為在地層壓力未及時得到補充時，初期井底流壓控制在發生不可逆形變過程之上。研究表明：當滲透率為1～10 mD時，最低井底流壓約為6.5 MPa；當滲透率為10～100 mD時，最低井底流壓約為4.5 MPa；當滲透率為100 mD以上時，最低井底流壓約為3.0 MPa。從3條滲透率恢復曲線上可以看出，滲透率越高，恢復越好，影響越小；滲透率越低，恢復越差，影響越大。

A油田的葡萄花油層多集中在滲透率為10～100 mD的范圍內，在投產初期生產時井底流壓應控制在4.5 MPa以上為合理；因此，選取合理的泵掛深度對合理流壓的控制至關重要。

1.2 投產生產穩定時期

考慮啟動壓力梯度和應力敏感性[3]，利用巖心壓縮和恢復規律，同時通過數值模擬，得出A油田4大區塊不同含水階段的合理流壓控制圖版（表1）。在此合理流壓下，只需確定日常單井可控的沉沒度，即可確定合理的泵掛深度。

表1 合理流壓有效控制技術

2 新井泵掛深度優化調整試驗

2.1 優化選擇

以往A油田新投產井的泵掛深度多下在油層中部深度以上70～100 m位置，2013年選取區塊一中的1個小區塊的8口井進行泵掛優化調整試驗，下入深度為油層中部深度以上220 m位置。初步調整的優點有：根據區塊一的合理流壓范圍，不同含水情況在4.1～2.0 MPa進行變化，220 m的深度保證了2.0 MPa的井底流壓。同時區塊一的平均沉沒度約為200 m，則投產注水受效后初期井底流壓控制在4.0 MPa左右是可行的；初期生產，在注水未受效前，需保持4.5 MPa左右生產，這樣的泵掛深度使井底流壓較以前更易控制，同時對該區塊的另5口井做對比試驗。

2.2 調整效果分析

2.2.1 產量保持率較高

壓力容器的變形主要集中在右封頭上，左封頭沒有受到直接的碰撞無明顯變形。右封頭的變形程度不大，由于受到內部壓力的限制，其變形也受到一定的阻力，導致形變不是很嚴重，中心凸臺只向內部最大位移58 mm。右封頭由于發生直接碰撞，開始后產生的最大等效應力時刻的等效應力如圖12所示。碰撞帶來的沖擊應力對右封頭的應力影響非常嚴重。由于是滿載情況，造成的形變不很明顯，但是應力卻比較大，應力達到了424 MPa。根據應力單元的位置可以知道其發生在中心凸臺的周邊，所以在內部滿載的情況下極有可能造成裂縫并泄漏，因此需要將此處的結構加強，以滿足安全的需要。

泵掛深度在油層中部深度以上220 m井與70 m井對比，投產4個月后（即注水受效時），試驗井的產量保持率較高，達到88.0%，高于非試驗井6.8個百分點，產量下降速度慢于非試驗井（表2）。

表2 泵掛優化調整產液變化

持續跟蹤生產數據18個月，從產量保持率曲線（圖4）可以看出，試驗的8口井產量保持率始終大于非試驗的5口井，且兩者的差距越來越大，由4個月的6.8%增加到18個月的9.3%，進一步說明產量下降速度慢于非試驗井，整體運行平穩。

圖4 產量保持率隨生產時間變化曲線

2.2.2 桿應力減少、上載荷下降

8口試驗井平均泵掛深度為1217 m（油層中部深度以上220 m），按目前的運行載荷情況，折算到泵掛深度1367 m時（油層中部深度以上70 m），預計上載荷上升6.2 kN，桿應力上升8.1 N/mm2（表3）。

表3 泵掛優化調整應力變化

與5口非試驗井（平均泵掛深度為1384 m）對比，上載荷下降9.0 kN，桿應力下降12.1 N/mm2。由此說明上提泵掛深度，可為機采井提供一個良好的運行環境（表4）。

表4 泵掛優化調整應力變化

3 老井泵掛深度優化調整試驗

老井因投產時間過長，部分井因長期處于低流壓井狀態，巖石已發生塑性變形，滲透率已發生了不可逆的變化，為驗證這一理論，選取4個含水級別，進行泵掛深度上提調整。

4個區塊的可控沉沒度在50～150 m之間，根據不同的含水級別，確定不同的上提泵高度（表5）。由表5可知，含水率越低，上提泵高度越高，含水率越高，上提泵高度越低。共進行泵掛優化調整20口井，這20口井均為地面參數已調到最小、無法利用地面參數來解決低流壓問題，20口井平均上提調整158.1 m。

表5 合理流壓與泵掛深度對應情況

上提后，平均流壓由1.9 MPa上升到3.3 MPa，流壓趨向合理水平，調整前后產量基本穩定在50 t/d左右，并未依據IPR曲線原理，實現增加產量的預期效果（表6）。說明當滲透率一旦受到傷害后，便產生了不可逆的傷害，即使調整到合理流壓范圍內，產量恢復到最佳情況較困難，證明了低流壓井對儲層的傷害是較嚴重的。后期對低流壓井進行治理，用泵掛深度來控制流壓是完全必要的。

表6 泵掛優化調整產液變化

3.2 桿應力減少，上載荷下降

與上提前相比，桿載荷下降5.2 kN，桿應力下降6.8 N/mm2，見到較好的效果。針對低流壓井，上提泵高度，有利于機采井運行工況的改善（表7）。

表7 泵掛優化調整應力變化

3.3 能耗減少

因所用抽油桿減少，受力減少，使實際運行消耗功率下降0.6 kW，日耗電下降14.4 kWh，能耗明顯降低（表8），通過老井泵掛深度調整，雖然不能實現增產目標，但可實現節電目的。

表8 泵掛優化調整能耗變化

因隨著含水的增加，合理流壓值降低，A油田4個區塊中除區塊三以外，其他3個區塊在含水率到90%時，合理流壓值在2.0 MPa左右，說明含水率越高，泵掛調整的余地越小，實施效果越不明顯。建議在隨檢泵實施泵掛調整時，依據沉沒度情況，優先對含水率70%以下井實施泵掛調整。

4 效益分析

1）對低流壓井依據合理流壓實施泵掛調整，按單井少用150 m桿管、油管價格78元/m、抽油桿價格25元/m計算，預計單井節省投資15 450元，按2年檢泵1次計算，年可節省成本7725元。

2）按單井日耗電節省14.4 kWh測算，年節電5256 kWh，按0.6元/kWh計算，年節省成本3 153.6元。

以上合計單井年節省成本1萬元以上，具有較好的經濟效益和廣闊的應用前景。

5 結論

1）在合理流壓范圍內上提泵高度，節電效果明顯，上提150 m可節電14.4 kWh。

2）針對新投產井，通過泵掛深度優化，保證合理流壓生產，可減少滲透率傷害，有利于產量的穩定生產，產量保持率可提高6%以上。

3）老井通過泵高度調整到合理流壓范圍，產量并未增加，主要是因為滲透率破壞后，已不可恢復；但泵掛深度調整可減少作業成本和系統能耗。

4）上提泵高度后，桿應力減少，有利于改善機采運行工況，為檢泵周期的延長提供了一個良好的運行環境，優先選擇含水率低于70%井進行泵掛深度調整。

[1]牛彩云,黎曉茸，郭方元，等.低滲透油藏油井合理流壓確定方法探討[J].江漢石油學院學報，2009，31（1）:289-291.

[2]鞏明月.考慮巖石彈塑性低滲透油藏合理流壓確定方法研究[D].東北石油大學碩士研究生論文，2013:16-17.

[3]楊滿平.低滲透變形介質油藏合理生產壓差研究[J].油氣地質與采收率，2004，11（5）:41-43.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.12.005

2016-05-11

（編輯 李珊梅）

龐心強，工程師，2008年畢業于西安石油大學石油工程專業，現從事機采管理工作，E-mail:pangxinqiang@petrochina.com. cn，地址：黑龍江省大慶市大慶油田有限責任公司第八采油廠工程技術大隊機采室，163514。