文东斜坡带超深井气举工艺研究
摘要：本文针对文东斜坡带超深井的开采特点，系统分析了气举工艺在该区域应用的可行性及关键技术。通过理论建模、数值模拟与现场试验相结合的方法，优化了气举系统参数设计，提出了适用于超深井的复合气举工艺方案。研究结果表明，优化后的气举工艺可显著提升超深井排液效率，降低能耗，为同类油气藏开发提供技术支撑。
1 引言
随着油气资源开发向深层领域拓展，超深井（垂深＞5000m）数量逐年增加。文东斜坡带作为我国重要的深层油气富集区，其储层具有高温、高压、低渗透等特征，导致传统排液工艺效率低下。气举技术作为人工举升的重要手段，在深井开发中具有排量范围大、适应性强等优势，但在超深井条件下面临气液混合密度大、举升压力高、管柱振动剧烈等技术难题。本文针对文东斜坡带超深井地质特征，开展气举工艺适应性研究，旨在形成一套高效、可靠的气举排液技术体系。
2 文东斜坡带超深井地质特征与开发挑战
2.1 地质特征分析
文东斜坡带位于渤海湾盆地南部，构造上属于复式油气聚集带。根据钻井资料统计，该区域主力开发层系沙三段埋深达5200-6800m，地层温度140-180℃，地层压力系数1.6-2.2，岩性以细砂岩、粉砂岩为主，孔隙度8%-12%，渗透率0.1-5mD，属于典型的深层低渗透油气藏。
2.2 开发技术瓶颈
（1）排液难度大：超深井井底流压高，地层能量衰减快，传统有杆泵举升深度受限（一般＜3500m），电潜泵在高温条件下故障率高。
（2）气举适应性差：常规气举阀在高压条件下密封性能下降，气液混合物在长管柱中摩擦损失大，导致举升效率降低。
（3）系统匹配困难：气源压力与井底压力匹配度低，压缩机选型与管网布局需优化，现有气举设计方法在超深井条件下误差超过20%。
3 气举工艺理论基础与数值建模
3.1 气举系统工作原理
气举工艺通过向井筒注入高压气体，降低混合液密度实现举升。其核心参数包括注气量、注气压力、注气点位置等。对于超深井，需考虑气体压缩性、管柱弹性变形及温度梯度对举升效果的影响。
3.2 数学模型建立
基于质量守恒与动量守恒原理，建立气液两相流压降计算模型：
$$\frac{dp}{dz}=-\rho_m g-\frac{f_m v_m^2 \rho_m}{2D}$$
式中：$\rho_m$为混合密度，$v_m$为混合速度，$f_m$为摩阻系数，$D$为管径。考虑气体可压缩性后，模型引入状态方程修正项，提升高压条件下计算精度。
3.3 数值模拟方法
采用OLGA软件建立三维气举管柱模型，设置网格尺寸0.5m，时间步长1s。模拟参数包括：井深6500m，井口压力5MPa，地温梯度3℃/100m，注气量20000m³/d。通过敏感性分析发现，注气点深度每增加1000m，所需注气压力提升约1.8MPa。
4 超深井气举工艺优化设计
4.1 管柱结构优化
针对超深井管柱振动问题，设计双层组合管柱：内层采用N80钢级连续油管（外径88.9mm），外层套管选用P110钢级（外径244.5mm），中间填充高强度隔热材料。数值模拟表明，该结构可使管柱固有频率避开压缩机激振频率范围，振动幅度降低62%。
4.2 气举阀选型与布置
开发耐温200℃、耐压70MPa的金属密封气举阀，采用多级注气方式：一级阀位于5500m（注气压力35MPa），二级阀位于6000m（注气压力42MPa）。通过实验验证，新型气举阀在150℃条件下连续工作300h无泄漏，密封性能优于API标准要求。
4.3 注气参数优化
建立注气量与产液量关系模型：
$$Q_l=0.85Q_g^{0.75}(p_{wf}-p_{c})^{0.5}$$
式中：$Q_l$为产液量，$Q_g$为注气量，$p_{wf}$为井底流压，$p_{c}$为临界流压。现场试验表明，当注气量控制在18000-22000m³/d时，系统效率达到峰值78%。
5 现场应用与效果评价
5.1 试验井基本情况
选取文东斜坡带D12井进行工艺试验，该井完钻井深6520m，套管程序为339.7mm×273.1mm×177.8mm，地层压力68.5MPa，地层温度165℃。实施前日产液12m³，含水率85%，井底流压52MPa。
5.2 工艺实施步骤
（1）下入优化后的双层管柱，安装两级气举阀；
（2）地面配置往复式压缩机（排量25000m³/d，出口压力45MPa）；
（3）采用分段注气方式，初始注气量15000m³/d，逐步调整至最优值；
（4）安装智能监测系统，实时采集压力、温度、流量参数。
5.3 应用效果分析
实施后日产液量提升至38m³，含水率下降至72%，系统能耗降低23%。连续运行6个月未发生管柱故障，气举阀开启压力偏差控制在±0.5MPa以内，验证了工艺的可靠性与经济性。
6 技术经济性分析
6.1 成本构成
单井改造费用包括管柱材料费（120万元）、气举阀费用（35万元）、压缩机租赁费（80万元/年）及施工费用（45万元），总投资约280万元。
6.2 效益评估
按原油价格5000元/吨计算，年增油量1200吨，年增效益600万元。投资回收期0.47年，内部收益率达185%，具有显著经济效益。
7 结论与建议
7.1 研究结论
（1）双层组合管柱结构可有效抑制超深井管柱振动，延长使用寿命；
（2）多级注气与耐高压气举阀配套技术可提升举升效率15%-20%；
（3）数值模拟与现场试验结合的设计方法，使气举参数匹配精度提高至90%以上。
7.2 技术展望
建议开展智能气举阀研发，实现注气参数动态调整；探索纳米材料在气举管柱防腐中的应用，进一步提升超深井气举工艺的适应性。
关键词：文东斜坡带、超深井、气举工艺、数值模拟、管柱优化、现场试验
简介：本文针对文东斜坡带超深井开发难题，通过理论分析、数值建模与现场试验，系统研究了气举工艺在高压深层条件下的适应性。研究提出了双层组合管柱结构、多级注气方案及耐高压气举阀选型方法，形成了完整的超深井气举技术体系。现场应用表明，该工艺可显著提升排液效率，降低能耗，为同类油气藏高效开发提供了技术参考。
