论文摘要：文东油田进入高含水期，具有埋藏深、异常高温、高压、高饱和压力、高气油比、高矿化度的特点,由于物性相差较大，注采配套不完善、层间层内矛盾仍较大，导致有部分气举井低压、低能。这部分井同时存在高矿化度、高含蜡，造成洗盐、清蜡频繁。在进行洗盐、热洗蜡的同时，由于地层压力低，部分洗井液直接进入地层，造成油层污染或排液周期长。为了降低洗盐、蜡对低能量气举井有效生产时间的影响，提高产液量，文东油田低效气举井实施了“泡排—气举复合排液”技术。
论文关键词：低能量气举井,频繁洗盐,蜡井,排液周期,泡排,气举复合排液技术
　　前言
　　文东油田具有埋藏深、异常高温、高压、高饱和压力、高气油比、高矿化度的特点,气举采油曾经作为主要开采方式。2006年以来对气举系统进行优化后，目前还有气举井56口，开井36口，日产液1489t/d，日产油134.1t/d。目前虽然文东油田进入高含水期，由于物性相差较大，注采配套不完善、层间层内矛盾仍较大，导致有部分井低压、低能（比较典型的属文13西块和文13北块，文13东部分不完善井）。这部分井同时存在高矿化度、高含蜡，造成洗盐、清蜡频繁。在进行洗盐、热洗蜡的同时，由于地层压力低，部分洗井液直接进入地层，造成油层污染或排液周期长。比较典型的文124C井，平均洗盐周期5天，期间排洗井液需要2—3天，直接有效生产时间最少只有2天，造成产能浪费。
　　因此，为了降低洗盐、蜡对低能量气举井有效生产时间的影响，提高产液量，有必要对文东油田低效气举井实施“泡排—气举复合排液”技术。
　　1.泡排—气举复合排液的机理及技术应用
　　1.1泡排—气举复合排液的机理
　　是利用泡排剂（产生泡沫的液体表面活性剂）的泡沫效应、分散效应、减阻效应和洗涤效应，借助于其他工艺引起的搅动，在井筒内生成大量低密度的含水泡沫，降低井筒流体的流压梯度，提高气体携液能力和气举效率。
　　同时由于泡沫的形成大大提高了液体的表面粘度，有利于将不容性污垢包裹在泡沫内携带出井口，提高洗井效果
　　1.2技术应用：
　　1.2.1“泡排—气举复合排液”技术在低能井排液的适应性
　　文东低能气举井结盐结蜡类型复杂，大致可分为3种类型：结盐结蜡严重；结盐严重结蜡轻微；结盐轻微结蜡严重。针对这三种类型分别采取不同的工艺措施：
　　1.2.1.1结盐结蜡严重井采取大剂量笼统加注、油套同时加注的工艺；
　　1.2.1.2结盐严重结蜡轻微井采取油套同时加注、分段加注的工艺；
　　1.2.1.3结盐轻微结蜡严重井采取分时加注的工艺。
　　1.2.2抗油性泡排剂性能筛选
　　文东气举井井况复杂，同时根据现场试验发现，原油的存在，会很大程度降低泡排剂发泡的效果，降低气体携液能力。为了提高“泡排—气举复合排液”技术工艺的成功率，通过大量的实验选定了（KY-2001抗油泡沫排水剂）做为文东油田低能量频繁洗盐、蜡井“泡排—气举复合排液”的泡排剂。该泡排剂具有表面活性高、发泡效率高、半衰期长特点。
　　1.2.3合理加药量的确定与加药工艺的完善
　　1.2.3.1根据洗井液的用量，按比例合理使用泡排剂。
　　1.2.3.2在文东盐间油藏的频繁洗盐的低压油井应用气举—泡排复合排液技术，需要针对盐间油藏的特点进行耐油性泡排剂的优选和用量试验，确保快速排液，减轻洗盐液对地层的伤害。
　　2.效果应用
　　累计实施气举—泡排复合排液技术35井次，其中：
　　大剂量笼统加注+油套同时加注11井次；大剂量统加注12井次；
　　油套同时加注3井次；分段加注6井次；分时加注3井次；
　　典型井：
　　大剂量笼统加注+油套同时加注：13-160井实施泡排—气举复合排液技术洗盐4次，气举阀提前6小时正常工作，日增油1.0t/d，日增天然气349m。
　　大剂量笼统加注：13-439井实施泡排—气举复合排液技术洗盐5次，气举阀提前6小时正常工作，日增油2.3t/d。
　　分段加注：13-440井实施泡排—气举复合排液技术洗盐3次，气举阀提前6小时正常工作，日增油0.4t/d。实施效果见统计表一：
　　表一：实施效果统计表（日常管理）
　　

井号	实施前			实施后			对比			次 数
	洗盐 周期	泡盐 时间	恢复 时间	洗盐 周期	泡盐 时间	恢复 时间	洗盐 周期	泡盐 时间	恢复 时间
13-439	5	4	18	10	0	12	5	4	6	5
文124C	5	8	20	15	0	10	10	8	10	3
13-102	8	4	24	20	0	16	12	4	8	2
13-238	5	8	18	15	0	12	10	8	6	1
N13-84	7	6	18	20	0	11	13	6	7	2
13-233	7	8	18	20	0	10	13	8	8	3
13-232	7	4	20	20	0	11	13	4	9	3
13-440	7	4	16	15	0	10	8	4	6	3
13-93	10	8	20	15	0	16	5	8	4	3
13-159	10	4	18	15	0	10	5	4	8	3
13-160	10	6	18	20	0	10	10	6	8	4
13-303	10	8	20	20	0	14	10	8	6	3

3.项目完成后达到的技术、经济指标及创新点
　　3.1技术指标
　　3.1.1、工艺成功率100%，措施有效率≥90%；
　　3.1.2气举—泡排复合排液技术使文东盐间油藏的频繁洗盐的低压油井排液时间减少40%，地层产液恢复周期减少50%天以上；
　　3.2经济指标
　　3.2.1气举—泡排复合排液技术使文东盐间油藏的频繁洗盐的低压油井排液时间减少40%，地层产液恢复周期减少50%天以上；
　　3.2.2累计增产原油3045t，增产天然气67万m;
　　3.3技术创新点
　　3.3.1节约泡盐时间
　　传统洗盐工艺在加入洗井液后通常需要4-8小时的泡盐时间，而“泡排—气举复合排液”工艺在加注完成后，不需泡盐，直接就可以注气开井。提高了气举井的生产时率
　　3.3.2生产恢复快
　　采用传统洗盐工艺的气举井，低能井排出洗井液一般需要18-24小时才能将洗井液完全排除，恢复正常生产。采用“泡排—气举复合排液”工艺，由于泡沫的减阻效应，降低井筒流的流压梯度，提高气体携液能力。
　　3.3.3有效延长了洗盐周期
　　采用“泡排—气举复合排液”工艺能有效延长被洗井的洗盐周期。经统计上半年采用“泡排—气举复合排液”工艺洗井的气举井与采用传统洗盐工艺洗盐时，平均洗盐周期延长3-5天，平均清蜡周期延长4-7天。
　　3.3.4加注方式多样化
　　采用“泡排—气举复合排液”工艺，可以根据单井井况情况采用了不同的加注方式，以提高泡排效果。
　　4.结论与认识
　　文东油田特殊的地质的条件和复杂的井况问题对这项工艺在具体实施过程中也提出了不少问题，为此从以下方面提高这项工艺的适用性和可靠性。
　　4.1加注方式优化：由于文东气举井低能量气举井的井况问题存在各种差异，下一步要根据每口井的实际情况在现有的加注方式上进一步优化，提高工艺实施的成功率，提高工艺实施的有效期。
　　4.2用量优化：根据洗井液的用量，按比例合理使用泡排剂，提高泡排效果，减少浪费。
　　4.3开井注气量优化：合理设计开井注气量，提高气举气的使用效率，提高气体携液能力和气举效率。