罗钟鸣， 陈 杰， 粟 超

中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院

0 引言

双油管分层采油有助于多层油藏高效动用、提高单井产量、减少层间干扰、降低开发成本，在越来越多的油田开发中得到应用，其基本原理是在套管中下入两根并行油管到不同油层，短油管开发上部层系，长油管开发下部层系，不同油层产出的原油分别流经不同的管柱通道，因此可避免层间干扰和流体混杂，特别是对于含酸性气体的油井能有效地避免油套分采对套管的腐蚀破坏[1- 3]。从油藏开发的角度，双油管分层采油可使用一套井网开发至少两套油藏，能大幅度降低钻完井成本和地面建设费用，油田开发更加经济高效[4- 6]。

国内外采用双油管完井方式主要是针对有自喷能力的油井或气井，如塔里木轮南油田曾进行5口井的双管采油试验并获得成功、长庆油田等也进行了双油管完井作业[7- 9]。目前对采用双油管井的人工举升措施作业，特别是采用气举方式恢复停喷井生产的研究开展较少[10- 12]。通常，自喷采油转人工举升后油井的生产效果会发生明显变化，由于两套产油层的地层压力、产水等情况均不相同，可能出现气举气只进入其中一根油管，另一根油管无法获得气举气，造成该套油藏无法动用的情况，见图1。针对上述问题，本文以中东ZK海上油田某井为例，通过对双油管气举排液和生产过程中的稳态、瞬态对比分析，模拟双油管气举采油条件下油井生产状况，预判油井后期生产状态，提出在完井时下入井下装置进行调控干预，解决双油管气举条件下注气不均的问题，现场应用后获得较好的效果。

图1 双油管气举生产状态示意图

1 双油管气举稳态分析

常规油井气举稳态设计流程如下：①根据油井的产量、气液比、含水、井口压力和油管尺寸绘制流动压力梯度曲线;②根据地面注气压力和气体相对密度得到注气压力梯度曲线;③根据完井液密度和井口压力做出油管排液压力梯度曲线;④油管排液压力梯度曲线和注气压力梯度曲线交点对应深度就是第一级气举阀深度;⑤根据井底温度和井口温度作出油井温度梯度曲线;⑥根据第一级气举阀深度下的油管流压、套压和温度,得到第一级气举阀开启压力;⑦以第一级气举阀作为起点，做出与油管排液的压力梯度曲线相平行的第二级气举阀排液压力梯度曲线;⑧其与注气压力梯度曲线相交点则为第二级气举阀深度;⑨循环步骤⑦和⑧完成后续气举阀设计。

以中东ZK油田两套主力油藏Thamama D层和Thamama F层气举设计为例，气举模型主要设计参数为：Thamama D层地层压力31.4 MPa、温度120 ℃，Ø73 mm油管下深2 998 m，封隔器深度2 940 m；Thamama F层地层压力33.4 MPa、温度123 ℃，Ø73 mm油管下深3 160 m，封隔器深度3 125 m，两层气举生产时油压设计为5.5 MPa。

根据设计流程分别绘制注气压力梯度、流动压力梯度等曲线，设计Thamama D层油管需下入3个气举阀，其中排液阀下深为683.2 m、1 129.8 m，工作阀下深为1 333.1 m，见图2。Thamama F层油管需下入4个气举阀，其中排液阀下深为685 m、1 205 m、1 491.3 m，工作阀下深度为1 676.4 m，见图3。

图2 Thamama D层稳态气举设计

图3 Thamama F层稳态气举设计

为进一步了解油井气举投产后举升制度对产液量的影响，应用气举井节点分析法，针对不同的气举注入压力和注气量进行特征曲线分析，见图4、图5。

图4 Thamama D层气举特征曲线分析

图5 Thamama F层气举特征曲线分析

(1)当地面注气压力达到12.4 MPa且生产处于稳定状态时，Thamama D层通过5.66×104m3/d注气量获得308.6 m3/d的产液量，而Thamama F层通过5.66×104m3/d注气量获得380.3 m3/d的产液量。若分别单独生产，两层均可通过气举而获高产。

(2)若注气压力提高至13.79 MPa，在同样注气量的情况下Thamama D层产液量增加了15～50 m3/d， 而Thamama F层产液量仅增加了5～25 m3/d，说明2套层系对气举参数调整反应强度不同，若同时气举容易出现产量波动。

(3)对于Thamama D层，当注气量大于4×104m3/d后，进一步增大注气量对气井产液量提升较小，经济注气量在4×104m3/d左右；而对Thamama F层提高注气量，产液量提升幅度仍保持较大。因此若要同时气举，则需对两层注气量进行合理分配以达到经济高效的目的。

2 双油管气举瞬态分析

对于单层油藏单油管采油采用稳态气举模型分析，各层均可通过单独气举恢复生产，但双层合采下油藏生产能力、流体性质、含水高低均不相同，且油藏对气举参数调整反应不一，对应经济注气量也不一致，因此对排液后是否能形成最优稳定生产状态仍存在较大不确定性。相对于稳态研究，瞬态分析更为全面而复杂，其主要考虑不同时间下井筒内流体参数变化对油井生产能力的影响。

双油管气举采油包含排液和生产两个过程，每根油管内的压力、产量、温度等都会随时间而变化，油管间会产生互相影响。因此，需对双油管生产过程中气举排液和生产过程进行瞬态分析，找到问题出现的条件及发生时间，并制定相应对策。

采用中东ZK海上油田Thamama D和Thamama F层油藏参数，应用瞬态模拟软件OLGA进行瞬态分析，采用与稳态模拟相同的油藏、流体、井筒等边界参数，以两根油管最深一级气举阀(深度为1 333.1 m和1 676.4 m)开始排液为时间起点，进行排液和生产瞬态模拟分析，示意图见图6。

2.1 产气量分析

对基于瞬态模型计算得到的双油管采油井井口产气量进行分析，见图7。

2.1.1 排液阶段

在最深一级气举阀还未工作时，油管上部有大量气举气存在，因而在井口有较高产气量，但随着上一级气举阀关闭，最深一级气举阀开启工作，井口产气量迅速减少直至为0，此时油管内主要是气柱推动油管内完井液上升，在大约4 h后，气举气将完井液全部举升出井口，此时产气量迅速增加，排液阶段完成。

2.1.2 生产阶段

在排液阶段完成后，油井开始进入生产阶段，此时短油管(生产Thamama D)和长油管(生产Thamama F)出现完全不同的生产特征：短油管内产气量逐渐减少，并于约5 h后降为0，说明此时已经没有气举气进入短油管，Thamama D层复产失败；长油管内产气量于约4.72 h后保持稳定，说明气举气持续进入长油管内，Thamama F层复产成功。后续观察至24 h后，Thamama D和Thamama F层均保持前一状态，说明油井生产已经稳定。

2.2 产油量分析

对基于瞬态模型计算得到的双油管采油井井口产油量进行分析，见图8。

图8 基于瞬态分析的双管油井气举采油井口模拟产油量

2.2.1 排液阶段

短油管和长油管排液均较为正常，气举排液瞬时流量在50～60 m3/d左右，直到4 h左右将油管积液完全排净。

2.2.2 生产阶段

在排液阶段完成后， 短油管和长油管产油量同样出现完全不同的生产特征：短油管内产油量仅仅维持1 h后即开始迅速下降，并于10 h后降为0，说明此时油井已经停喷；长油管内产油量于约4.72 h后保持稳定在235 m3/d。

通过双油管气举瞬态模拟计算结果表明该井在没有外界干预的条件下将会发生注气不均现象，气举气在排液结束后会很快全部进入长油管内，一旦此现象发生，短油管将无法维持气举生产，生产能力会很快减弱直至停产，影响油井开发效果。为避免该问题，必须采取针对性措施工艺，以保障油井能稳定生产。

3 气举数字智能控制系统

气举数字智能控制系统可对油管进气量进行人工干预或自动调整，实现气举井常态化管理。其主要结构由用户终端、地面控制系统、井下电缆和井下控制器四部分组成(见图9)。用户终端可通过电脑操作界面对井下数据开展分析并实现远程控制。地面控制系统具有一定的智能编程功能，可实现自动参数调整。井下电缆给控制器提供电能，并传输压力、温度信号。井下控制器外部采用偏心或同心结构设计以方便入井，外壳采用防腐材质，内部集成了温度压力传感器并预装3～6个不同尺寸阀孔的气举阀，可按地面指令或程序设定,旋转调用合适尺寸的气举阀，从而实现调整油管进气量的功能。

图9 气举数字智能控制系统示意图

4 现场应用与效果分析

中东波斯湾海域发育众多大中型油田：开发层系多、单井产量高、流体腐蚀性强、生产自动化程度高、投产后检修间隔时间长，对油田高效开发技术要求高。中东ZK海上油田某油井于2006年采用Ø244.5 mm套管射孔完井，双Ø73 mm油管自喷投产，产层分别为侏罗系Thamama D和Thamama F层，两层初期日产油量均可达到350 m3/d，无水采油期超过6年。2013年后，Thamama D层含水迅速增加至70%左右，产油量逐渐降至低于50 m3/d；Thamama F层含水逐步缓慢增加至40%左右，产油量从约200 m3/d迅速降至0，随后两层同时于2017年停喷关井。地质油藏综合分析后认为：Thamama D层在2013年～2016年产液量偏低、含水高，生产不连续，反映地层能量不足；而Thamama F层在停喷前能保持较高产量，自喷能力受含水升高的影响不明显，反映地层能量较为充足。

2020年初，油田欲通过气举方式对该油井复产，考虑到关井前两套油藏生产差异可能对油井长期稳定生产造成较大不确定性，决定安装气举数字智能控制系统以解决该问题。

2020年4月，该井开始应用气举数字智能控制器进行气举，初期日注气约8×104～10×104m3，气举开始1 d后，短油管(生产Thamama D)井口油压从约6.2 MPa逐渐降低至3.1 MPa，已经接近外输压力，而长油管(生产Thamama F)井口压力从约5.8 MPa上升至6.7 MPa，以上动态特征表明短油管产量已经明显下降，已经出现注气不均的现象，后通过人工方式将Thamama F层直径6.4 mm气举阀孔调整为直径3.6 mm气举阀孔，短油管生产情况迅速好转，约2 d后短油管井口油压恢复至5.9 MPa，产液量逐渐回升至175 m3/d。据统计，半年时间内调整气举制度约40次，平均两层产液量约254 m3/d和302 m3/d，实现了双油管气举的稳定生产，提高了油田开发经济效益。

5 结论

(1)双油管采油可以同时开发至少两套层系，加速油气资源动用、减少层间干扰并极大地降低开发成本，对油田降本增效具有重要意义。但受两层条件影响，双油管气举采油可能会面临注气不均等问题。

(2)稳态气举设计仅适用于单油管，对双油管气举采油，不但需考虑井筒内流体参数变化对油井生产能力的影响，还需考虑双油管间的互相干扰，宜采用瞬态模型进行分析。

(3)瞬态模型计算表明双油管气举过程中会形成气举气进入不均的现象，通过预先安装气举数字智能控制器，对油管进气量进行调整，可保障油井气举稳定生产。