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164ProdDesign优化设计在文东油田气举采油工艺的应用朱建民焦国胜李小奇（中原油田分公司采油一厂）摘要：文东油田具有低渗透、异常高温、高压、高饱和、高油气比、高矿化度等特点，采用气举采油工艺作为主要的人工举升方式。针对气举采油工艺应用过程中出现的注气参数不合理等问题，通过利用PEOFFICE软件的ProdDesign优化设计模块对该区块部分气举井进行气举参数优化设计、调整工况参数等措施，达到了提高区块产量、改善开发效果、降本增效的目的。关键词：文东油田气举采油ProdDesign优化设计1、文东油田地质概况及开发现状文东油田包括文东盐上（文92南、文92北、文110、文115）和文东盐间（文13东、文13西、文13北、文16、文203）两大开发单元9个断块区，动用含油面积26.4Km2，石油地质储量4879×104t。开发目的层为下第三系的沙三段，该层系为一套深水相的生油岩、碎屑岩与盐岩交替的沉积构造。油层埋藏深度3100-3700m。原始地层压力35.7-59.5MPa，饱和压力11.6-35.1MPa，原始油气比达350m3/t以上，地层温度110-135℃；油层物性较差，平均孔隙度16.6%，平均空气渗透率19×10-3μm2，最大为131.4×10-3μm2；原油平均比重0.8272，地面原油平均粘度0.8462mPa·s，含硫平均为0.18%，原油的凝固点平均为31.37℃；地层水矿化度31-37×104mg/L，氯离子含量17-19×104mg/L，接近饱和盐水；油藏内部断块相当破碎，具有低渗透、异常高温、高压、高饱和、高油气比、高矿化度等特点。油田投入开发后，在根据油田特点进行了有杆泵、射流泵、电潜泵等多种采油方式试验后，优选了气举采油工艺作为该油田的主要采油方式。至2006年，文东油田建成了国内首家大规模增压气举采油系统，已成为亚洲最大的以气举采油方式生产的油田。有配气站19座，有气举井90口，日产液水平2590t/d，日产油315t/d，综合含水87.8%，平均流压14.39MPa，平均工作阀6级，平均举深2560m，平均注入气液比386m3/t,平均气举阀连续生产时间560天。气举井累计产液1480*104t，累计生产原油380*104t；与其它采油方式相比，累计增液506*104t，累计增产原油82*104t。2、现行设计方法介绍文东油田的气举设计方法最早是从美国CAMCO、OTIS等公司引进的。各家公司都根据其需要，结合本公司实际，建立了自己的气举参数优选理论和气举管柱设计方法。在应用过程中，不论采用美国的哪一种设计方法，对文东油田的中、低产井效果都较好，工作阀能达到第四级或第五级，深度可达到2500m以下，日产液保持在30-50t/d之间。但对于产能较高的井都存在一个共同的问题，即出现多点注气，工作阀偏上，流压偏高，日产液偏低的现象，达不到设计要求，不能充分发挥高能量井的生产潜力，影响了气举效率的提高。我们参考了国内外大量有关气举设计的资料，认真研究美国各公司的设计方法，找出其存在问题，结合文东油田生产实际，研制出一种新的连续气举井下管柱设计方法，即等压设计法。原理：使第二级阀的地面打开压力和第一级阀的地面关闭压力相等；同样，第三级阀的地面打开压力和第二级阀的地面关闭压力相等，以下类推，同时用单流阀代替工作阀，这样就避免了连续气举井在排液和生产时的多点注气现象。在实际应用中，这种方法具有节约气量、降低流压、工作阀位置下移，放大生产压差，延长检阀周期，实现连续出油，提高油井产量，充分发挥气举井潜能等优点。在应用上述设计方法过程中，也暴露出一些问题。如设计精确度差，方法单一，不能对各种方法进行分析对比等。随着对气举井管理水平要求的提高，对气举优化设计的要求也就越严格。2006年开始，采用PEOFFCIE软件的ProdDesign模块进行优化设计。3、ProdDesign优化设计结果分析及应用实例3.1ProdDesign优化设计模块分析ProdDesign模块主要是PEOFFCIE软件的生产参数优化设计模块。该模块可进行流体PVT物性计算、井165筒压力温度剖面计算、油气井IPR计算、油气井的节点分析计算、油气井的生产参数优化设计等。具有丰富的流体物性、流入动态和多相管流计算模型和方便的实际数据拟合功能，模块适合于各种类型的油气井。对油井包括自喷、气举、电潜泵、游梁抽油泵、螺杆泵、喷射泵和水力活塞泵。能对各类型油气井生产参数优化设计可以根据开发配产，优化设计生产参数。或在某些约束条件下，最大化油井产量的生产参数设计。模块建立了有杆泵、气举和无杆泵井的通用计算模型和软件结构，可以进行同井组或区块的三种机采方式的优化设计结果对比，并能提供最优生产参数分析，克服了其它软件只能计算某类有杆泵井或无杆泵井的问题。软件附带不同生产厂商的各种型号的电潜泵、抽油机和气举阀等设备参数库，给优化设计带来方便。3.2、现场应用3.2.1油井基本参数井号：W13-209区块：文13西原油密度：0.83g/cm3天然气相对密度：0.65地层水密度：1.03g/cm3含水率：81.40％气油比：150m3/m3饱和压力：18MPa油藏中部深度：3125m地层压力：26MPa油藏温度：125℃地温梯度：0.03℃/m油层套管外径(mm):139.7油层套管下入深度(m):3202油管内径(mm):62.003.3节点分析3.3.1当前生产参数节点分析以2006年2月生产数据库数据计算分析。3.3.1.1生产参数注气方式：连续注气压力：8.2MPa举升深度2060m注入气液比：340m3/m33.3.1.2计算结果节点分析曲线如下图：图1W13-209井节点分析曲线图协调点产液量：64.5m3/d2006年3月15日月报显示，该井产油量为63.3m3/d，计算值与实际值相差1.2m3/d，相对误差为1.8%。表明所建立的计算模型基本准确，符合该井的实际特征。3.3.2生产参数敏感性分析以气举井生产参数中对生产影响最大的注入气液比作敏感性分析。当前工作制度(注气压力、举升深度)不变，对注入气液比进行敏感性分析。由下图和数据表可看出，随着注入气液比增加产量增加。超过最佳注入气液比后，产量增加幅度不大，166甚至出现产量下降现象，因此注气量不是越大越好。可以通过注气量优化的办法提高高压气体的利用效率。图2W13-209井产液量敏感性分析图冲次敏感性分析结果表1W13-209井注入气液比与产油量之间的关系注入气液比300340380430500产油量(m3/d)61.264.573.081.085.03.3.3生产参数优化设计结果选定气举阀厂商：川南机械厂选定气举阀型号：CY01孔径3/16”设计产液量：73m3/d图3W13-209井生产参数设计曲线图167经过优选推荐方案:表1W13-209井优选设计方案阀级测量深度m垂直深度m温度℃上游压力MPa下游压力MPa计算嘴径mm选择嘴径mm地面调试压力MPa注气量m^3/d1658.19658.1952.248.893.122.543.1757.9116524.421181.761181.7668.3394.72.63.1757.6415472.231567.051567.0580.189.026.062.6983.1757.4318969.9241827.291827.2988.188.987.072.9143.1757.2517234.8651987.641987.6493.118.877.743.2554.7637.4221622.7862046.822046.8294.938.717.993.8644.7637.2727736.43.4现场实施情况根据优化的结果以及该块的具体情况，对该井的生产参数进行了优化，具体情况如下：3.4.1具体实施内容2006年3月该井下入气举管柱：如右图措施前：产液量63.3m3/d，含水81.4％，日产油10.0t。措施后：产液量75.9m3/d，含水82％，日产油12.9t。表1W13-209井管柱结构图4、结论就目前应用情况看，PEOFFCIE软件的ProdDesign生产参数优化设计模块对文东油田气举采油工艺而言是一套非常实用的软件，结构设计先进，对比性强。在设计过程中，根据软件在运行过程中的提示，及时调整设计参数，以达到合适的设计结果。所获得的结果也是比较贴近现场各种数据，适合现场技术人员使用。同时，各种模型的选择均需要现场实践的验证。所以，操作人员在对模型的选择方面，应进一步加强认识，找出适用本区块的模型，正确描述油井动态，进一步提高设计准确率。