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摘 要：埕海油田埕海2-2人工岛以海油陆采的方式进行开发，采用井口槽模块化钻机开发，井型以大斜度井和水平井为主，受空间小和交叉作业等影响停产井不能及时恢复，对此利用张海15凝析气藏的高压气井开展气举实验研究，充分利用井口槽集中开发、井距短、高气油比井多的优势，探索应用“高压气井举升工艺”， 2020年对张海26-24、张海27-33和张海29-38L井进行气举，在“零投入”下，累积增油4100吨、增气2800余万方，节约作业费用500余万元。
关键词：埕海油田;气举采油;人工岛;高压气井;海油陆采
前言
气举采油技术始于1864年，美国宾夕弗尼亚州油田首次应用压缩空气作为工作介质开展气举采油试验。在美国和俄罗斯均大规模应用，产油量占总产量的14%，气举井的最高产液量达1430t/d。20世纪80年代开始我国先后在辽河、中原、吐哈、塔里木轮南油田相继开展气举技术的研究及应用，取得了良好效果。它的特点是易扩大生产压差，对井筒和产出物适应性强，综合成本低，日常管理方便。从2015年开始在埕海油田海油陆采的人工岛探索应用，也取得好很好的效果。
1.存在问题
从近年注水开发现状上看，埕海二区整体水驱效果较差，注采连通程度、水驱控制程度仅在60%，分注率较高（47%），但油层动用程度低（55%）。部分井组注采井网不完善、部分井组注采矛盾突出，油井受益见效状况差，造成停产井多。截止2020年1月底，埕海油田作业二区共有停产井36口，占总井数的37%，停产前日产油61t/d，造成油井开井率低（68%），目前因低液量停产的共有11口，主要由于地层能量低、注水不见效、结垢等因素影响。排量电泵试验效果较差，未找到适合埕海二区的举升工艺方式。
因此需要创新不同采油方式，优化产液结构调整，进一步恢复一批停产井，提高油井开井率，提高油田产量。
2.充足的气源
埕海2-2人工岛主要开发张海5和张海15两个区块，张海5主要开发沙二段油藏，张海15主要开发沙三段凝析气藏。其中张海15区块位于张东断层上升盘，张海5井东部，油藏类型为凝析油气藏，沙三1小层为纯气藏，2、3小层为带油环凝析气藏。天然气储量19.03亿方，凝析油储量68.49万吨。原油为低密度（0.7922 g/cm3）、低粘度（1.19mpa.s）、低凝固点（﹤3℃）的轻质原油;天然气相对密度0.6857-0.6989g/cm3，甲烷含量81.1-82.4%，乙烷含量8.4-8.9%;油藏埋深3200-3500m，为正常的温度、压力系统。目前采气速度1.2%，采出程度18.8%。
3.气举采油實验研究
3.1初步探索
2015年初期尝试气举恢复停产井，利用高压气井对张海28-34、张海30-35等停产的电泵井进行气举，增油效果不佳，加之当时的举升流程使用的是高压软管和由壬的“软连接”的方式，导致多次出现管线和连接处刺漏的情况。
通过分析深挖问题根源，大胆尝试，发现该方法更适用于油管底部位于油层中部的油井，尤其是自喷管柱井更适合，同时采用高压铁管和卡瓦焊接的“硬连接”方式，更是有效消除气体里轻质成分对橡胶管线和密封胶圈的侵蚀，提高了安全系数。
其中张海26-24已经连续气举生产807天，累计气举采油2.53万吨、累产气2101万方。张海31-34已经连续气举生产700天，累计气举采油1.04万吨、累产气1945万方。从总体效果来看，对埕海二区高温、低孔渗储层有一定的适应性，具有进一步推广应用的潜力。
3.2加大应用
2020年，在前期气举张海26-24、张海31-34井取得良好效果的基础上，持续开展气举采油调研。对目前停产井、低效井进行研究分析。
3.2.1 停产井研究分析
对埕海二区所有停产井进行逐口井分析，筛选出11口低含水停产井，根据油藏潜力大小、泵下深与油层中深距离、气举适应性研究。
3.2.2 利用一对一气举流程恢复三口停喷井
2020年针对停喷井较多，交叉作业等原因，及时对此利用张海15凝析气藏的高压气井开展气举实验研究，充分利用井口槽集中开发、井距短、高气油比井多的优势，应用“高压气井举升工艺”，对张海26-24、张海27-33和张海29-38L井进行气举。
张海26-24井：前期通过张海25-36气举（2017.10-2020.4，气举期间累产油2.7万吨），2020年4月30日油压下降、不出液停喷后关井，多次尝试不出液关井恢复;通过分析认为含水逐步上升+张海25-36能量下降导致停喷。5月1日通过改流程，利用张海29-30井3.5mm油嘴气举，张海26-24生产侧6mm油嘴恢复正常生产。目前油嘴直径6mm，油压6.11，套压13，日产液11.74，日产油6.1，地层含水48%，日产气16135，已经稳定生产98天。
张海27-33井：前期10mm自喷生产，2020年4月停喷后多次放喷未果，随即改用张海29-33气举，初期气举油嘴4mm，油压波动较大→调整气举油嘴（4 6mm）→稳定生产，油压5.5-7.5Mpa，目前已经连续生产180天。
3.2.3初步设计一对多井口气举流程
在此基础上，为更好的节省高压气井能量，初步设计了井口一对多的气举流程，并将进一步优化。
4.结论与下步建议
气举采油在埕海油田埕海2-2人工岛取得较好效果，2020年实施的三口井年累计增油4100吨、增气2800万方，在抗击疫情和低油价下“稳产、上产”两场攻坚战中提质增效工作效果良好。下步将继续开展埕海2-2岛一对多气举流程攻关研究，解放高压气源井，逐步恢复张海25-34、张海28-29等低液量停产井;尝试在埕海3-1井场应用气举采油。
同时参考国外利用气举和电潜泵技术进行采油的先例，提出利用生产井自产气直接注入油管进行自产气气举电潜泵组合举升工艺，合理利用气层的能量和气体的举升能力，既能增加生产井产出，又可减少后期人工举升的投入，降低成本。
（中国石油大港油田分公司第四采油厂（滩海开发公司） 天津 300280）
关键词：埕海油田;气举采油;人工岛;高压气井;海油陆采
前言
气举采油技术始于1864年，美国宾夕弗尼亚州油田首次应用压缩空气作为工作介质开展气举采油试验。在美国和俄罗斯均大规模应用，产油量占总产量的14%，气举井的最高产液量达1430t/d。20世纪80年代开始我国先后在辽河、中原、吐哈、塔里木轮南油田相继开展气举技术的研究及应用，取得了良好效果。它的特点是易扩大生产压差，对井筒和产出物适应性强，综合成本低，日常管理方便。从2015年开始在埕海油田海油陆采的人工岛探索应用，也取得好很好的效果。
1.存在问题
从近年注水开发现状上看，埕海二区整体水驱效果较差，注采连通程度、水驱控制程度仅在60%，分注率较高（47%），但油层动用程度低（55%）。部分井组注采井网不完善、部分井组注采矛盾突出，油井受益见效状况差，造成停产井多。截止2020年1月底，埕海油田作业二区共有停产井36口，占总井数的37%，停产前日产油61t/d，造成油井开井率低（68%），目前因低液量停产的共有11口，主要由于地层能量低、注水不见效、结垢等因素影响。排量电泵试验效果较差，未找到适合埕海二区的举升工艺方式。
因此需要创新不同采油方式，优化产液结构调整，进一步恢复一批停产井，提高油井开井率，提高油田产量。
2.充足的气源
埕海2-2人工岛主要开发张海5和张海15两个区块，张海5主要开发沙二段油藏，张海15主要开发沙三段凝析气藏。其中张海15区块位于张东断层上升盘，张海5井东部，油藏类型为凝析油气藏，沙三1小层为纯气藏，2、3小层为带油环凝析气藏。天然气储量19.03亿方，凝析油储量68.49万吨。原油为低密度（0.7922 g/cm3）、低粘度（1.19mpa.s）、低凝固点（﹤3℃）的轻质原油;天然气相对密度0.6857-0.6989g/cm3，甲烷含量81.1-82.4%，乙烷含量8.4-8.9%;油藏埋深3200-3500m，为正常的温度、压力系统。目前采气速度1.2%，采出程度18.8%。
3.气举采油實验研究
3.1初步探索
2015年初期尝试气举恢复停产井，利用高压气井对张海28-34、张海30-35等停产的电泵井进行气举，增油效果不佳，加之当时的举升流程使用的是高压软管和由壬的“软连接”的方式，导致多次出现管线和连接处刺漏的情况。
通过分析深挖问题根源，大胆尝试，发现该方法更适用于油管底部位于油层中部的油井，尤其是自喷管柱井更适合，同时采用高压铁管和卡瓦焊接的“硬连接”方式，更是有效消除气体里轻质成分对橡胶管线和密封胶圈的侵蚀，提高了安全系数。
其中张海26-24已经连续气举生产807天，累计气举采油2.53万吨、累产气2101万方。张海31-34已经连续气举生产700天，累计气举采油1.04万吨、累产气1945万方。从总体效果来看，对埕海二区高温、低孔渗储层有一定的适应性，具有进一步推广应用的潜力。
3.2加大应用
2020年，在前期气举张海26-24、张海31-34井取得良好效果的基础上，持续开展气举采油调研。对目前停产井、低效井进行研究分析。
3.2.1 停产井研究分析
对埕海二区所有停产井进行逐口井分析，筛选出11口低含水停产井，根据油藏潜力大小、泵下深与油层中深距离、气举适应性研究。
3.2.2 利用一对一气举流程恢复三口停喷井
2020年针对停喷井较多，交叉作业等原因，及时对此利用张海15凝析气藏的高压气井开展气举实验研究，充分利用井口槽集中开发、井距短、高气油比井多的优势，应用“高压气井举升工艺”，对张海26-24、张海27-33和张海29-38L井进行气举。
张海26-24井：前期通过张海25-36气举（2017.10-2020.4，气举期间累产油2.7万吨），2020年4月30日油压下降、不出液停喷后关井，多次尝试不出液关井恢复;通过分析认为含水逐步上升+张海25-36能量下降导致停喷。5月1日通过改流程，利用张海29-30井3.5mm油嘴气举，张海26-24生产侧6mm油嘴恢复正常生产。目前油嘴直径6mm，油压6.11，套压13，日产液11.74，日产油6.1，地层含水48%，日产气16135，已经稳定生产98天。
张海27-33井：前期10mm自喷生产，2020年4月停喷后多次放喷未果，随即改用张海29-33气举，初期气举油嘴4mm，油压波动较大→调整气举油嘴（4 6mm）→稳定生产，油压5.5-7.5Mpa，目前已经连续生产180天。
3.2.3初步设计一对多井口气举流程
在此基础上，为更好的节省高压气井能量，初步设计了井口一对多的气举流程，并将进一步优化。
4.结论与下步建议
气举采油在埕海油田埕海2-2人工岛取得较好效果，2020年实施的三口井年累计增油4100吨、增气2800万方，在抗击疫情和低油价下“稳产、上产”两场攻坚战中提质增效工作效果良好。下步将继续开展埕海2-2岛一对多气举流程攻关研究，解放高压气源井，逐步恢复张海25-34、张海28-29等低液量停产井;尝试在埕海3-1井场应用气举采油。
同时参考国外利用气举和电潜泵技术进行采油的先例，提出利用生产井自产气直接注入油管进行自产气气举电潜泵组合举升工艺，合理利用气层的能量和气体的举升能力，既能增加生产井产出，又可减少后期人工举升的投入，降低成本。
（中国石油大港油田分公司第四采油厂（滩海开发公司） 天津 300280）