低产井停产与 ESP / 气举恢复生产案例

在五口油井合采管网基础上，模拟 2 号井因油藏压力下降而停产，并对比 ESP 定压升与气举注气两种恢复生产方案，同时评估对系统中其他井产油量与全管网产油量的影响。

模块：PipeNetworkRK · IPR / LiftTable / 节流 / 泵 / 气举 基准：五口油井合采 LiftTable 定压分离器 目标井：2 号井（产量最低） 日期：2026-08

1. 问题背景

油田进入中后期后，油藏压力 P_res 随开采持续下降。合采条件下，各井产油能力并不一致：产能较高的井仍可维持生产，低产井更容易因油藏压力不足而停产。

本案例选取五井集输系统中基准产量最低的 2 号井。目标井节流压降置为 0（井口全开），排除人为关小油嘴造成的“伪低产”； 2 号井地层压力（1.76 MPa → 1.15 MPa）模拟油藏衰竭。稳态求解得到该井产油量约为 0 bbl/d，其余四井保持参数不变，继续生产。

停产基线建立后，进一步计算 ESP 与气举两种人工举升是否能使 2 号井恢复生产，以及目标井回流后由于汇管背压上升，邻井产油量与全管网产油量如何变化。对比在同一管网、同一边界条件下完成。

自然停产 · 2 号井产油

0 bbl/d

ESP · 2 号井产油

≈ 9.71×10³ bbl/d

气举 · 2 号井产油

≈ 1.19×10⁴ bbl/d

停产态全管网产油

≈ 7.83×10⁴ bbl/d

2. 网络拓扑与停产设置

管网拓扑克隆自 Optimization 定压出口五井案例：

油藏 → PI IPR → LiftTable → 定压降节流 → 汇管 → 干线 → 分离器（气体出口 0.8 MPa）

2.1 2 号井停产参数

项目	参数基准	停产态
2 号井节流压降	8 kPa	0（全开）
2 号井 P_res	1.76 MPa	1.15 MPa
2 号井 PI / 井筒 dP0	参数值	不变
0 / 1 / 3 / 4 号井	参数值（含各自节流）	不变

停产由油藏压力下降主导，而非人为节流。恢复生产方案的讨论对象是压力衰竭后的低产井，而非人为限产井。

3. 对照场景

共构造三种稳态工况。三者共用同一停产态的地层压力与邻井设置，仅改变 2 号井举升措施。

场景	设置说明	2 号井举升
自然停产	油藏压力衰竭后无人工举升，作为对比基线。	无
ESP 恢复生产	在 IPR 出口与 LiftTable 入口之间的ESP泵开启，压升 ΔP = 620 kPa。	电潜泵
气举恢复生产	井底注入气举气约 0.76 MMscf/d，导致井筒流体密度下降，从而井筒压差下降，反映注气后井筒举升条件改善。	气举

4. 计算结果

下列结果来自单元测试包 DyingWellLiftDemo 的稳态解（err = 0）。求解器以质量流量闭合网络；本报告将各井 IPR 质量流量按对应油藏源流体黑油质量分数换算为标准罐油、气量：油为 bbl/d，伴生气为 MMscf/d。气举注入气单独按注气源组成换算，不计入 2 号井产油量。

A · 2 号井产油量

自然停产工况下 Q_o,2 ≈ 0；ESP 与气举均可恢复生产，本算例中气举单井产油略高。

B · 全管网产油量 ΣQ_o

ESP 工况下全管网产油略增；气举工况因邻井产油被挤占，全管网产油相对停产基线略降。

C · 分井产油量

各组柱对应同一场景下 Q_o,0…Q_o,4。2 号井产油恢复时，其余井产油同步下降，体现汇管背压回传。

4.1 产油与压力

场景	Q_o,2 bbl/d	ΣQ_o bbl/d	BHP₂ MPa	WHP₂ MPa	Q_o,0…Q_o,4 bbl/d
自然停产	0	78334	1.15	0.636	22692, 27584, 0, 16234, 11824
ESP 恢复生产	9713	78445	1.124	1.229	20384, 25088, 9713, 13924, 9337
气举恢复生产	11937	78188	1.118	1.231	19788, 24443, 11937, 13326, 8694

4.2 各井伴生气与气举注气

场景	Q_g,2 MMscf/d	ΣQ_g MMscf/d	气举注气 MMscf/d	Q_g,0…Q_g,4 MMscf/d
自然停产	0	79.37	—	21.55, 28.47, 0, 15.92, 13.43
ESP 恢复生产	10.83	80.34	—	19.36, 25.90, 10.83, 13.65, 10.60
气举恢复生产	13.31	80.27	0.76	18.79, 25.23, 13.31, 13.07, 9.87

表 4.2 中 Q_g,i 为由各井 IPR 源流体组成折算的伴生气标准体积流量，不含气举注气支路。气举注气 0.76 MMscf/d 为另列注气源量。

5. 邻井与全管网产量影响

邻井合计（产油）= ΣQ_o − Q_o,2，即四口非目标井标准产油量之和。以自然停产工况的邻井产油为 100%，用于衡量恢复生产后对管网内其余井的挤占程度。

场景	目标井产油 bbl/d	邻井产油 bbl/d	邻井 / 停产态	全管网产油 bbl/d	ΣQ_o 增量 bbl/d
自然停产	0	78334	100%	78334	0
ESP 恢复生产	9713	68733	87.7%	78445	+112
气举恢复生产	11937	66251	84.6%	78188	−145

结果解读：

ESP 与气举均可使 2 号井恢复生产：产油约 9.7×10³～1.2×10⁴ bbl/d，约占停产态全管网产油的 12%～15%，尚未主导全网。对应邻井产油相对停产基线分别降至约 87.7% 与 84.6%，是主要系统代价。

ESP 工况下全管网产油净增约 112 bbl/d；气举工况下单井恢复油量更高，但邻井减产更大，全管网产油反而较停产基线略降约 145 bbl/d。气举另需约 0.76 MMscf/d 注气。工程选型应同时考虑单井恢复量、邻井挤占、全管网产油净变化以及功耗 / 气源成本，不应仅以目标井产油为决策依据。

6. 建模要点

网络由 Optimization/FiveReservoirs_…_FixedPressureTests 克隆得到；除目标井节流与 P_res 外，其余井参数保持图库基准。
ESP 场景：在 IPR 与 LiftTable 之间插入 PumpBranch 定压升支路，并将举升表入口改接至泵出口节点。
气举场景：在井底接入恒质量气源及零压降注气支管；必要时改写 2 号井 LiftTable，体现注气后井筒压降变化。报告中注气量已换算为 MMscf/d。
举升强度过大时，汇管背压升高会显著抑制邻井产量。目标宜取低产井适度恢复生产，而不是单井产量最大化。
产量报表：求解器闭合量仍为质量流量；油、气标准体积由 BlackOilUtils.MassFlowAndMassFractionsToAbsoluteStockTankRates 结合各源流体 z 分数与标准密度换算，再经单位换算得到 bbl/d 与 MMscf/d。

附录

内容	路径
场景工厂	tests/.../DyingWellLiftDemo/DyingWellLiftScenarioFactory.cs
单元测试	tests/.../DyingWellLiftDemo/PipeNetworkRKDyingWellLiftDemoTests.cs
对比图集（测试生成）	tests/.../DyingWellLiftDemo/Reports/dying_well_esp_gaslift_comparison.html
图库基准	Optimization/FiveReservoirs_IPR_LiftTable_…_FixedPressureTests.cs

复现命令：

dotnet build tests\FlowSim.UnitOperationsTests\FlowSim.UnitOperationsTests.csproj -v q
$exe = "tests\FlowSim.UnitOperationsTests\bin\Debug\net10.0\FlowSim.UnitOperationsTests.exe"
& $exe -class "FlowSim.UnitOperationsTests.PipeNetworkRKTests.DyingWellLiftDemo.PipeNetworkRKDyingWellLiftDemoTests"