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1、兴古潜山举升工艺分析 及技术建议,中国石油辽河油田钻采工艺研究院 2016年5月,目 录,一、兴古潜山油藏基本情况 二、兴古潜山生产现状分析 三、前期举升工艺实施情况分析 四、下一步举升工艺技术建议,兴隆台潜山带位于兴隆台区，构造上位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南部兴隆台马圈子潜山构造带东北部，与盘山洼陷、陈家洼陷、冷家断阶带、马圈子构造四周相接。,一、兴古潜山油藏基本情况,1、地理位置,一、兴古潜山油藏基本情况,2、区块划分,兴隆台潜山发育北东、北西、以及近东西向三组主要断层，由10条正断层和2条逆断层组合，主干断层，控制着潜山形态，进一步将兴隆台潜山分为兴古潜山、马古潜山、陈古潜山。其中兴
2、古潜山构造面积35.3km2、马古潜山47km2、陈古潜山8.7km2、兴古中生界11.7km2马古中生界9.2km2。 次级断层，进一步将兴古潜山分成兴古7块、兴古7-10块、兴古9块共3个断块,3、油藏概况,一、兴古潜山油藏基本情况,4680,（1）油藏巨厚，根据油层集中发育段将整个潜山油藏分为四段七层； （2）储集空间类型以构造裂缝为主，且多为中高角度缝，平均缝宽10-100微米，宏观构造裂缝以北东向展布，平均裂缝密度为40条/米；储集岩主要为混合花岗岩类、混合片麻岩类、酸性和中性侵入岩类、片麻岩类。,油层分布受岩性及构造控制，具有较强的非均质性，原油性质好，属低粘稀油。,4、油藏物性,
3、一、兴古潜山油藏基本情况,目 录,一、兴古潜山油藏基本情况 二、兴古潜山生产现状分析 三、前期举升工艺实施情况分析 四、下一步举升工艺技术建议,2016年4月,二、兴古潜山开发情况分析,二、兴古潜山开发情况分析,投产水平井50口，产量相对稳定11口井，产量递减明显的31口，油藏产量综合递减率13%，油藏原始压力41.24Mpa,压力系数1.13,目前地层压力26.25MPa，压力系数0.75，每采出1%地质储量压力下降1.5Mpa，油藏压力下降呈快速下降趋势。,二、兴古潜山开发情况分析,含油幅度大、单纯底部注水难以短期内有效补充油藏中上部能量。水型配伍性差。底水锥进速度快，潜山下段井集中水淹,
4、注入水为NaHCO3型，与CaCl2型地层水不配伍，造成地层和井筒结垢。,二、兴古潜山开发情况分析,按照注气井的选井原则，选10口老井注氮气试验。其中，上部2口，中部2口，下部6口注气井，补充地层能量、稳油控水。 注气井10口，开井8口，日注气27万方，累注气9095.6万方，其中2015年累注7912万方。注气受效井达到11口，累计增油11957吨，递减幅度有所减小，底水锥进有所控制，注气取得初步效果和阶段认识。,H6,H322,H102,古7,H306,H325,古8,H325,H306,H322,H6,H102,古7,注气井平面位置示意图,古8,兴古7-H309,兴古7-H234,兴古7
5、-H327,H234,H309,H327,二、兴古潜山开发情况分析,目 录,一、兴古潜山油藏基本情况 二、兴古潜山生产现状分析 三、前期举升工艺实施情况分析 四、下一步举升工艺技术建议,兴古潜山开发初期，由于油藏埋藏深、压力高、气油比高以及城区作业等特点，常规举升方法(抽汲法、液氮法)难以实现排液诱喷投产，全部采用气举诱喷投产技术，研发了2种气举工艺技术， 现场实施成功率100%，降低作业成本和城区作业井控风险，取得了良好的经济效益和社会效益。,1. 气举诱喷投产技术,自喷管柱选用73mm油管 。 深度下至悬挂器以上直井段内。,三、前期举升工艺实施情况分析,（1）水平井替泥浆、气举一次管柱技术
6、 正洗井替泥浆，若不喷则气举诱喷 充分利用地层能量，减轻近井地带油层污染。,（2）水平井替泥浆、气举、转抽一体化技术 替泥浆或气举诱喷成功选择自喷生产；不能自喷，直接下入杆式泵生产；减少一次作业，避免压井液污染底层。,替泥浆、气举诱喷一次管柱,1.制氮注氮车 2.投捞式气举阀 3.固定式气举阀 4.泵筒 5.筛管 6.导锥,替泥浆、气举诱喷、转抽一次管柱,三、前期举升工艺实施情况分析,1. 气举诱喷投产技术,气举诱喷投产技术具备了完整的设计施工方法，针对兴古潜山油藏特点，形成了一套气举参数优化及方案设计模型，保证了气举阀井下工作的可靠性，并且可以根据压力显示进行气举工况诊断，整体技术达国内领先
7、水平。,1. 气举诱喷投产技术,三、前期举升工艺实施情况分析,经过攻关完善，将气举阀耐压从15MPa提高到30MPa，气举工作筒耐压从30MPa提高到80MPa，最大下深达3300m；气举工具可适应任意井斜及各种复杂油藏条件，并且不影响油井测试、清蜡等。,固定式气举阀,投捞式气举阀,投捞气举工作筒,固定式气举工作筒,1. 气举诱喷投产技术,三、前期举升工艺实施情况分析,自2010年开始，兴古潜山共应用气举杆式泵联作技术29井次，其中气举后自喷7井次，下泵生产22井次，其中20井次下入44杆式泵。下泵平均泵深2035m，平均生产周期277天。,部分停喷井实施了电潜泵举升技术，累计应用7口井11井
8、次，平均生产天数124天；斯伦贝谢电潜泵在兴古7-H308井应用1井次，生产天数778天，平均日产油14.9t，日产气4387m3，累产油11640t，累产气345.7273万m3。目前电泵井已经都改用有杆泵举升。,2. 电潜泵举升工艺技术,三、前期举升工艺实施情况分析,兴古7-H308,兴古潜山电泵举升存在难点： （1）气油比高，对电泵泵效影响较大； （2）深井高温影响电泵运行状况； （3）产出液结垢，筛管叶轮结垢； （4）结蜡，清防蜡措施需要配套； （5）产能下降，无法持续电泵举升；,2. 电潜泵举升工艺技术,换有杆泵,三、前期举升工艺实施情况分析,目前，兴古潜山举升方式以自喷和有杆泵举升
9、为主，93口采油井，自喷46口，人工举升47口（其中机采45口，间开采气2口），自喷开井41口，机采开井26口，其中游梁式抽油机18口（10型1口，12型17口），塔式抽油机4口（16型3口，18型1口）。,3. 有杆泵举升工艺技术,举升特点： （1）油井产能低，平均泵深2392m、动液面1944m、日产液4.4m、日产油2.9t、日产气778m； （2）下泵深度大、气液比高、冲程损失大，泵漏失大、部分井井斜大导致泵效低，平均泵效23%。 （3）油井结垢、结蜡严重；,三、前期举升工艺实施情况分析,下泵深度2200m-2600m，泵效小于50%,主要采用12型抽油机 ； 受抽油机载荷限制，配套使
10、用减载器；减载幅度1.8吨到4.3吨，减载效果受泵深和动液面影响,考虑热洗清蜡需求，杆柱组合如下： 36mmD级空心杆1000m+22mmH级抽油杆400m+19mmH级抽油杆800m。,3. 有杆泵举升工艺技术,三、前期举升工艺实施情况分析,2014年，针对潜山油藏存在的液量低、偏磨重的问题，试验数控往复式电泵举升技术2井次。,4、数控往复式电泵举升,由于数控往复式电泵采取间歇的工作方式，在举升过程中，瞬时电流较大，随着举升深度的增加，情况加剧，致使其在应用过程中，容易发生电缆击穿的现象。反复修井造成的作业费用及电缆费用，使其在潜山油藏的推广应用受到了一定的限制。,三、前期举升工艺实施情况分
11、析,目 录,一、兴古潜山油藏基本情况 二、兴古潜山生产现状分析 三、前期举升工艺实施情况分析 四、下一步举升工艺技术建议,1、总体举升工艺技术建议,（1）补充地层能量，进行储层改造，恢复停喷油井产能； （2）举升工艺技术与整体开发方案相结合，针对兴古潜山的特点，加强举升方式优选和举升工艺优化工作； （2）做好油井产能分析工作，兴古潜山目前油井的静压、流压、饱和压力测试较欠缺，自喷后产能急速递减速度快，需要结合油藏渗流特点，从油井流入动态和井筒多相流的研究入手，分析产能变化原因并找出规律，并指导举升参数设计；建议加强单井分层段压力测试和实验，并采用IPR曲线方法进行分析。,四、下一步举升工艺技术
12、建议,（3）对前期举升工艺出现的问题进行系统分析，并完善配套工艺技术，延长油井免修期。,1、总体举升工艺技术建议,举升方式建议： （1）新井投产继续使用气举诱喷技术 （2）停喷井优先选用无杆泵举升技术 （3）高气油比井进行连续气举采油试验 （4）高产能井采用潜油离心泵或潜油螺杆泵举升 （5）对低产能井进行潜油往复泵试验 （6）对非城区井采用有杆泵举升,应用软件优选了四种举升方式对兴古潜山的适应性,四、下一步举升工艺技术建议,依托钻采院软件优势，加强举升工艺优化设计及诊断，通过优化设计可提高生产系统运行稳定性，提高系统效率或延长油井免修期，提高整体经济效益。,四、下一步举升工艺技术建议,方案设计
13、建议,1、总体举升工艺技术建议,水平井初期单井日配产5070 m3/d，气油比200280m3/m3。投产初期采用73mmN80外加厚油管（最大下深为4448m ），气举管柱下深在3500m内。,气举阀数量：56级； 启动压力： 9.811.0MPa ；工作压力： 6.57.5MPa ； 设计注气量：1800021000m3/d； 油嘴：28mm； 气源：氮气（浓度95%以上）。,新井投产继续使用气举诱喷技术： （1）充分利用油井地层能量举升，降低井控风险； （2）气举-杆式泵联坐减少一趟作业，降本增效。,四、下一步举升工艺技术建议,2、新投产井技术建议,四、下一步举升工艺技术建议,3、连续气
14、举采油方案建议,建设集中压缩气站和注采管线，钻采院提供气举工艺设计和诊断技术及气举井下工具,Ajax DPC-2804压缩站,连续气举井的优化设计对施工具有重要的指导意义，设定注气深度2400m，计算不同注气量时井筒压力变化，确定注气量为8000m3/d-11000m3/d，含水越低气举效率越高。,四、下一步举升工艺技术建议,3、连续气举采油方案建议,（1）注气量优化,根据优化所得的参数选择范围，设计注气量11000m3/d, 计算出下井阀数量为6级，各级阀下井深度依次为，924m，1627m，2148m，2513m，2750m，2887m，阀孔尺寸为3.2mm和4.8mm，气举阀启动压力10
15、Mpa，工作压力7.0Mpa。,四、下一步举升工艺技术建议,3、连续气举采油方案建议,（2）参数设计,四、下一步举升工艺技术建议,4、电泵举升方案建议,（1）加强实施井产能评价,电泵井前期投入高，重复利用率低,油井持续稳定的产能是维持电泵稳定运行并获得良好效益的重要因素。,兴古潜山电泵举升需要进行耐高温、防气、防垢技术配套。,四、下一步举升工艺技术建议,4、电泵举升方案建议,（2）加强方案优化及工艺配套,四、下一步举升工艺技术建议,4、电泵举升方案建议,（3）根据不同井况进行电泵举升参数设计,主要攻关国产电泵举升工艺，借鉴兴古7-H308井经验，分析前期工艺技术薄弱环节并进行完善，延长油井免修
16、期。,（1）根据前期普遍存在的小扁电缆击穿的问题，重点研究直线电机本身工作状态下柱塞受力规律以及电流波形的变化规律，减小电流峰值，应用电学原理消除谐波，减小波涌冲击危害，延长油井免修期； （2）加强整体举升工艺参数优化，使举升系统参数与油井产能和井筒流出动态相匹配。,三、前期举升工艺实施情况分析,5、直线电机往复泵举升方案建议,（1）设计高扬程泵，进行潜油螺杆泵深抽试验研究，扬程是制约该工艺的主要因素； （2）做好井温监测及井筒温度场预测，确保井温不超过定子耐温等级； （3）举升工艺设计保持合理的沉没压力，使泵进泵气液比不超过泵适应能力，增大容积效率，出泵的气体分离后能辅助举升； （4）泵导程、偏心距、截圆直径的设计要与油井产能匹配。,ESPCP工作示意图,四、下一步举升工艺技术建议,6、潜油螺杆泵举升方案建议,兴隆台潜山带油井气液比较高
