智能完井技術(shù)在印尼得到了廣泛的現(xiàn)場應(yīng)用，它能在油藏開發(fā)中，充分利用覆氣頂?shù)?ldquo;自由能量”，特別是在含水量較高的油氣藏。此前，該地區(qū)海上油氣田都是采用從平臺外提供天然氣的常規(guī)氣舉完井法。作為一項智能完井技術(shù)，“自動氣舉”(AGL)概念的引入，摒棄了常規(guī)氣舉的相關(guān)井下設(shè)備，也節(jié)約了資金。

　　自動氣舉優(yōu)化采油

　　KE-38油田位于東爪哇盆地，距印尼馬都拉島北部海岸約30公里(圖1)。該區(qū)塊平均水深約190英尺。油柱厚度60~300英尺，平均氣頂及下覆水層厚度500英尺。油水接觸面的實際垂深為4,500~5,000英尺。

　　含油區(qū)域邊緣孔隙度為18~26%，滲透率20~100md。該油藏為正常壓力范圍，生產(chǎn)率5~20bbl/(psi-D)。最大井底壓力和溫度分別為 2,200psi、195°F。原油中含有微量蠟質(zhì)為35°API(原油密度)(API：是美國常用的表達原油密度的單位。本文中提及的35°API約為 0.85g/cm3。)。由于儲層流體已接近飽和，該井在生產(chǎn)初期就出現(xiàn)了自噴。但是，其出油管線壓力較高(約為900psi)，需要在作業(yè)初期采用人工舉升來實現(xiàn)自噴，從而保持一定的氣液比，優(yōu)化采油率。

　　常規(guī)氣舉完井中，氣舉閥工作筒有預設(shè)深度限制，最大角度應(yīng)小于60°。然而，自動氣舉則可以把井下層間控制閥(ICV)設(shè)在井筒最深處來優(yōu)化采油，還能通過它來設(shè)置任意軌跡角。自動氣舉完井法的原理是不采用機械外力來改變某一地層的流動特性。

　　自動氣舉智能

　　完井法優(yōu)勢明顯

　　自動氣舉是利用氣頂或氣層附近的能量，從油藏中舉升流體，從而淘汰地表的人工舉升設(shè)備。該系統(tǒng)的優(yōu)點在于它能節(jié)約一大部分成本，降低作業(yè)資金，而且減少(甚至是避免)修井。雖然這不是一個新觀點，但是，要找到合適的井位還是很困難的。自動氣舉完井法一旦投入使用，它的優(yōu)點就能顯現(xiàn)出來。

　　常規(guī)氣舉完井是在地表通過環(huán)空注氣。在自動氣舉中，來自氣頂?shù)奶烊粴庵苯舆M入套管，減輕液柱的靜液壓力，從而提高單井產(chǎn)量。井下層間控制閥與氣頂相隔，安裝在兩個封隔器之間，起到遠程液控注氣的作用。它能夠在地表根據(jù)井眼動態(tài)條件來控制氣體流量。油氣比(GOR)變化、油藏壓力、含水量或者其它參數(shù)的變化都要求在可控的范圍之內(nèi)。層間控制閥就是針對油氣藏自身條件變化以及變化較大的壓力和溫度而設(shè)計的。要想成功實現(xiàn)有效的自動氣舉，需參照以下的井眼條件參數(shù)和特征：

　　氣體壓力——氣藏壓力必須大于油管流體靜液壓力。層間控制閥進氣有一個單獨的進氣深度。

　　采氣量——油氣藏的采氣量必須達到或超過舉升要求。

　　天然氣儲量——油氣藏中，天然氣儲量必須足夠大到井眼在舉升過程中，壓力充足，確保采氣量。

　　Kujung氣頂?shù)膶娱g

　　控制閥控制氣舉

　　Kujung氣頂中，層間控制閥被用來控制氣舉，從而將較低儲層中的石油舉升出來。如圖2所示，它有11個方位，并采用直徑為1/4-in的控制線將地表與井下工具直接連通，實現(xiàn)液壓操作。當最小控制線壓差達到250psi時，節(jié)流器的金屬或金屬接觸型封結(jié)就會打開，這就能防止由意外引起流體摩擦。節(jié)流器一旦打開，就會對“開放”的管線施壓，使層間控制閥到達理想位置;再通過對“關(guān)閉”管線施壓，使之回復閉合狀態(tài)。

　　當氣層中的舉升氣體通過層間控制閥控制孔沿軸向流動，并與采出的油混合時，油層中的流體會通過閥體沿軸向向上流動。通過移動接箍，會有額外的控制孔顯露出來，從而提高舉升氣體的流動性和容量。

　　自動氣舉敏感性

　　自動氣舉的設(shè)計過程應(yīng)考慮到井眼周期的不確定因素。主要考慮的參數(shù)包括：采氣指數(shù)、氣藏壓力、氣層流體組成、油層生產(chǎn)指數(shù)、油藏壓力以及油層流體組成(含水率和油氣比)。在選擇候選井時可采用節(jié)點分析法，并充分考慮以上多種主要參數(shù)。針對不同的壓力衰減值和生產(chǎn)遞減值，可以重復使用節(jié)點分析法。

　　KE-38油田自動氣舉

　　應(yīng)用效果與經(jīng)濟評價

　　KE-38中流體管線壓力高達900psi,且采用濃度為9%的鹽水完井液，無法在采油初期實現(xiàn)自噴。因此，要在作業(yè)初期采用連續(xù)油管和氮氣舉升來實現(xiàn)卸載套管和開始采油。安裝或拆卸設(shè)備并進行氮氣舉升至少需要2天時間。

　　淘汰壓縮機和海底管線能節(jié)約20,000,000美元，而在天然氣井中采用氣舉資源代替壓縮機能將該井的成本控制在約10,000,000美元。

　　額外增加的產(chǎn)油量為200BOPD(每日石油桶數(shù))，這個數(shù)字比用常規(guī)氣舉法高出約10%，因為層間控制閥的安裝位置更深且不受安裝角度限制。在安裝了出油管線的氣舉系統(tǒng)中，層間控制閥自動氣舉與其它在油田中使用的人工舉升系統(tǒng)相比，其運行成本最少。

　　層間控制閥自動氣舉系統(tǒng)能夠優(yōu)化氣頂或油氣藏中的采油效率。采用該種氣舉系統(tǒng)后，可以不使用其它人工舉升系統(tǒng)。其優(yōu)點如下：

　　一是層間控制閥的安裝位置最深，且不受井筒角度的影響。

　　二是可以從地表調(diào)節(jié)層間控制閥的接管口徑，從而實現(xiàn)優(yōu)化采油量。

　　三是層間控制閥自動氣舉系統(tǒng)淘汰了壓縮機和海底管線，使投資成本最小化。

　　四是常規(guī)氣舉方法需要進行打撈作業(yè)，而且在打撈作業(yè)期間要關(guān)井;而層間控制閥自動氣舉系統(tǒng)則只需要調(diào)節(jié)接管口徑就能避免修井作業(yè)。減少修井作業(yè)還能提高安全性。