秦仕杰

（西安石油大学，陕西 西安 710065）

西233区块位于甘肃省庆阳市庆城县、华池县境内，构造上属于鄂尔多斯盆地南部伊陕斜坡西南部，于2011年投入开发。截止目前，投产至今任然保持长期持续自喷的采油井4口（阳平6～9井），日产液量72.18m3，油量56.3t，平均含水10%，累计产油量11.98×104t，单井累计产油2.99×104t。

西233区块产量遂年递减，为了改善开发效果，选取管理较好的4口自喷井，针对油井生产中存在问题和关键因素进行研究分析，分析评价的结果可以直接指导西233区块内其他采油井的生产管理和工作参数优化，从而实现油田长期有效开采。

1 针对四口自喷井的管理措施探索

1.1 四口自喷井工作参数

阳平6～9井实际采油过程中，根据地层能量的情况选择合适的生产范围，通过调节生产阀门丝扣大小，安排各压力条件下油井产量单量，通过不同压力和产量之间的关系，确定合理压力控制范围，尽量使自喷井产生更大的压差，但又不造成额外的地层能量损耗，同时保证了自喷井的最大压差与地层能量的最低消耗。

阳平6井：阳平6井2018年2月泵卡后停止自喷，采用套管放喷生产。

阳平7井、阳平9井：采用正常状态下自喷生产，周期性开抽诱喷。

阳平8井：采用生产闸门控制自喷生产。

1.2 油藏部分

1）含水加密,按照每月的月度计划进行含水录取，发现含水出现波动，现场核实含水，若发现井筒内有积水，立即采取了有效的放喷措施，使含水降至原来的水平。阳平6～9井自2017年11月至今，含水一直稳定在10%左右。

2）流压梯度压力监测,目前，岭南作业区西233区块地层压力为13.9MPa，压力保持水平87.9%，压力保持水平较低。

通过动液面测试计算井底流压，井底流压可通过公式 （1） 进行计算[2]：

其中， Pwf、Pt、ρ0、ρw、S0、Sw、g、h0、hd分别代表井底流压、套压、油密度、水密度、含油饱和度、含水饱和度、重力加速度、油层中深及动液面。

通过近一年的流压统计，阳平7井井底流压保持在15～16MPa，压力保持水平良好。阳平9井流压保持在14～14.5MPa，保持水平较低。

阳平8井2017年1月通过地层测压，地层压力为14.2MPa，压力保持水平为89.87%。

3）试井资料，阳平6、7、9井已安装数字化平台，除每日进行功图巡检外，定期进行示功图实测，保障资料传输真实可靠。阳平7近一年的动液面数据监测显示，动液面保持在900～1300m。

1.3 水平井清防蜡制度研究

一般来说，油管下部不结蜡，因为下部油流温度高，压力高，石油对蜡的溶解能力强。从某一位置开始（距井口50～300m），由于温度、压力下降，导致油对蜡的溶解能力下降，而越往上结蜡越严重，但接近井口时，结蜡减少，这是由于油体流动速度大，一部分蜡被流体带走所致。阳平6～9生产过程中主要采用投加清蜡剂、蒸汽热洗、放喷清蜡等方式进行清防蜡工作。同时在日常工作中加强了该水平井资料的录取，若产量、压力等资料发生变化，及时分析，及时调整清蜡制度。

蒸汽热洗：阳平6井、阳平7井除每月按照作业区热洗计划安排蒸汽车热洗清蜡外，根据生产情况额外增加热洗频次，热洗后阳平7功图明显变好，产量恢复正常。阳平9井近期结蜡严重造成井筒堵塞，但套管压力过高，达不到热洗条件。

投加清蜡剂：阳平7井2018年初开始按照加药计划投加。清蜡剂型号为CX-1，每月投加3次，按照40kg/次通过加药车投加，投加后对该井的压力、日产液、含水等数据进行了密切的跟踪。阳平6井、阳平9井因套管压力过高无法实施加药。

放喷清蜡：阳平6～9采用周期性放喷清蜡，放喷周期为5天，通过开大油井生产闸门、套管闸门，将管柱内的蜡、其它脏物或积水有效排出井筒，放喷30min后恢复正常生产。该方法操作简便易行，效果良好，井口放喷时，可见明显蜡块喷出，放喷后油井产量恢复。

2 停喷压力分析及下步对策

根据自喷井停喷流压统计数学计算模型[1]，利用井口生产资料，预测井底流动压力，当井口油压1MPa时计算的井底流压即停喷流压[3]，以此确定开采方式和转抽时机：

式中：fw为含水率，小数；r0为地面原油相对密度，小数；PHf为井口油管压力，MPa；Q为产液量，m3/d；D为油管内径，m。

该模型利用大量实测自喷井流压数据和含水率等生产数据和流体物性参数获得系数A0-A7值，例如，胜利油田通过数据统计出的A0-A7值为：

利用该方法计算得到阳平6～9井的停喷压力为 22.63MPa，24.80MPa，24.36MPa，23.56MPa，显然与实际情况不符，西233区块原始地层压力为15.8MPa，说明式中的A0-A7值在研究区块不适用。

停喷流压计算还有华北石油研究院朱亚东导出的计算方法[1]：

式中：Hb为脱气点深度，m；fw为含水率，小数；Pb为饱和压力，MPa；Pa为标准状况下的压力，0.101MPa； γ0为地面原油相对密度，小数；γw为地面水相对密度，小数；γa为标准状况下的空气密度，0.001293g/cm3；H为油藏中部深度，m；λ为比摩阻，单位深度压力损失量，MPa/m。

井筒内压力低于饱和压力时，原油在井筒中脱气，脱气点深度Hb公式为：

式中：Py为井口油管压力，MPa；α为天然气在原油中的溶解系数，m3/m3·MPa；γg为天然气相对密度，小数；

若阳平6～9井后期停止自喷，由于生产历史较长流压资料多，则可根据该4口井测试的相关参数反算比摩阻，选取4口井的比摩阻平均值，用来预测西233区块未来新投自喷井的停喷流压及停喷时间。

3 结论

1） 西233区块自喷井在生产过程中仍存在诸多问题。探究这些问题产生的根本原因并针对这些问题提出相应的解决措施对提高自喷井产油效率及质量十分重要。

2）针对不同的油田，由于油气比、物性参数等不同，自喷井停喷流压统计数学计算模型可能部分适用，对公式中的参数值（A0～A7）还需进一步的研究和完善。下步将根据西233区已经停喷井的各类参数进行统计和研究，利用公式3）反算比摩阻λ值，对未来该区块新投自喷井的停喷流压及停喷时间进行预测。