鄭愛玲，劉德華

(湖北省油氣鉆采工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 武漢 430100)

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潿洲W斷塊高凝油油藏開發(fā)對(duì)策

鄭愛玲，劉德華

(湖北省油氣鉆采工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 武漢 430100)

潿洲W斷塊高凝油油藏具有構(gòu)造復(fù)雜、原油含蠟量高、凝固點(diǎn)高、析蠟溫度高的特點(diǎn)，開發(fā)難度大。在總結(jié)斷塊高凝油油藏開發(fā)特征，及開發(fā)過程中注采系統(tǒng)不完善、油井結(jié)蠟、儲(chǔ)層傷害、壓力和產(chǎn)量下降快等問題的基礎(chǔ)上，采用立體井網(wǎng)優(yōu)化控制理論的矢量化井網(wǎng)加密、注水井增注、深穿透射孔、加深保溫油管長(zhǎng)度和加深泵掛等措施，形成了適合W斷塊高凝油油藏的開發(fā)技術(shù)。經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，日產(chǎn)油量由38.33 m3/d增加到500.00 m3/d，充分發(fā)揮了高凝油油藏的生產(chǎn)潛能，實(shí)現(xiàn)了海上油田“少井、高產(chǎn)”，促進(jìn)了海上油田高速高效開發(fā)。

高凝油；斷塊油藏；注水；清防蠟；開發(fā)特征；開發(fā)對(duì)策；潿洲W斷塊

引 言

高凝油油藏在儲(chǔ)層巖性、物性、儲(chǔ)集空間等方面與其他類型油藏具有相同的特征，區(qū)別在于高凝油具有高含蠟量、高凝固點(diǎn)、低氣油比、原油對(duì)溫度敏感的特征，使得高凝油油藏在開發(fā)和采油工藝方面與常規(guī)油藏存在較大差異[1-4]。而斷塊油藏由于構(gòu)造復(fù)雜、砂體橫向分布穩(wěn)定性差、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，增加了斷塊高凝油油藏開采的難度[5-9]。受環(huán)境制約和平臺(tái)限制，海上斷塊高凝油油藏開發(fā)更加困難。通過W斷塊的開發(fā)動(dòng)態(tài)研究，確定了適合斷塊高凝油油藏的開發(fā)對(duì)策，促進(jìn)了海上油田高速高效開發(fā)。

1 油田概況

潿洲W斷塊高凝油油藏位于南海西部北部灣盆地，油藏埋深為2 086～2 760 m，主力油層W3段主要沉積三角洲前緣水下分流河道砂體，為中孔、中滲儲(chǔ)層。W斷塊兩面被斷層封閉，向東傾斜，構(gòu)造內(nèi)部為4條斷層切割，為半封閉、未飽和的層狀邊水?dāng)鄩K油藏。原油硅膠質(zhì)含量高，瀝青質(zhì)含量高，含蠟量高，凝固點(diǎn)、析蠟溫度高,具有高凝油的典型特征。

2 開發(fā)動(dòng)態(tài)特征及存在的問題

W斷塊主力油層2012年投入開發(fā)，采用一套層系、一套井網(wǎng)、邊緣注水的開發(fā)方式。由于構(gòu)造復(fù)雜，原油含蠟量高、凝固點(diǎn)高，油藏開發(fā)面臨很大困難，主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

2.1 注采井網(wǎng)不完善，壓力衰竭快

W斷塊為天然能量不足的三角形小斷塊油藏，由于儲(chǔ)層構(gòu)造復(fù)雜，砂體分布連續(xù)性差，連通性復(fù)雜，開采初期采用天然能量開采，地層壓力下降快，年產(chǎn)油量遞減率高達(dá)85.53%。

投產(chǎn)6個(gè)月后注水開發(fā)，由于海上油田井距大，且內(nèi)部斷層的遮擋作用，難以建立有效的驅(qū)動(dòng)體系，致使油井因地層壓力低而關(guān)井,目前僅W-A1井低產(chǎn)生產(chǎn)。

2.2 油井結(jié)蠟嚴(yán)重，影響生產(chǎn)

W-A3H井初始產(chǎn)液量為232 m3/d，產(chǎn)量遞減快，4個(gè)月后關(guān)井，作業(yè)時(shí)發(fā)現(xiàn)管柱上附著大量的蠟和膠質(zhì)物。W-A2H井初始產(chǎn)液量為195 m3/d，5個(gè)月后降低至15 m3/d，井口溫度為31℃，管線內(nèi)部全部被凝固的原油堵塞。

2.3 注水井污染嚴(yán)重

W-A5井井下沉積物取樣表明，沉積堵塞物為黑色黏稠物質(zhì)和黃褐色物質(zhì)，分析化驗(yàn)顯示為硅膠質(zhì)、油蠟、碳酸鹽和地層礦物。其堵塞原因?yàn)樵臀鱿灐@井液與儲(chǔ)層不配伍和完井液漏失造成污染。

3 高效開發(fā)技術(shù)對(duì)策

3.1 完善注采井網(wǎng)

通過經(jīng)濟(jì)極限注采井距、技術(shù)界限研究，在原有邊部注水井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，基于立體井網(wǎng)優(yōu)化控制理論和矢量化布井方法，以斷塊平面的幾何形態(tài)和規(guī)模為基礎(chǔ)，確定考慮油層分布、物源方向、主滲透率方向、沉積微相適應(yīng)斷塊油藏的水平井、定向井聯(lián)合布井方式。

由于滲透率存在各向異性，注入流體沿著滲透率較大的方向優(yōu)先推進(jìn)，導(dǎo)致不同方向上的生產(chǎn)井見水時(shí)間差別較大，驅(qū)替過程不均衡，影響開發(fā)效果。為減輕滲透率各向異性的負(fù)面影響，新部署油井水平段與物源方向平行，注水井不同方向上的生產(chǎn)井井距按如下方式進(jìn)行設(shè)計(jì)：

(1)

式中：lx、ly為注水井到x方向與y方向的距離，m；φx、φy為x方向與y方向的孔隙度；Kx、Ky為x方向與y方向的滲透率，10-3μm2；Δpx、Δpy為x方向與y方向的壓差，MPa。

在無(wú)井控制區(qū)域增加3口油井(1口水平井和2口定向井)，考慮油藏內(nèi)小斷層遮擋作用，增加2口注水井(定向井)，調(diào)整平面和縱向注采關(guān)系，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和水驅(qū)控制程度(圖1)。

3.2 注水井增注

根據(jù)高凝油滲流機(jī)理，適當(dāng)提高流體流速，高剪切速率有助于改變蠟分子的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，使原油黏度降低；液流流速增加，井筒中熱損失??；液流流速大，對(duì)管壁的沖刷作用強(qiáng)，懸浮在油中的蠟結(jié)晶顆粒還未吸附在管壁上就被油流帶走，減少結(jié)蠟機(jī)會(huì)。因此對(duì)注水井增注，保持較高地層壓力開采，可提高油井產(chǎn)液速度。

圖1 W斷塊主力油層調(diào)整后井位

注水井W-A5存在原油重質(zhì)組分造成的有機(jī)物堵塞及鉆完井液污染引起的無(wú)機(jī)物堵塞和堿敏傷害。2013年采用復(fù)合解堵工藝進(jìn)行解堵，實(shí)施后吸水指數(shù)從8.80 m3/(d·MPa)上升到23.3 m3/(d·MPa)，在注水壓力18 MPa下注水量從實(shí)施前的40 m3/d提高到160 m3/d。同時(shí)，根據(jù)吸水指示曲線，將注水井W-A6的注入壓力提高至20 MPa，注水量上升至400 m3/d，及時(shí)進(jìn)行能量補(bǔ)充，大幅度緩解了地層虧空。

3.3 深穿透射孔工藝

油層在井眼附近的完善程度對(duì)油井生產(chǎn)潛能的發(fā)揮有重要影響，深穿透射孔技術(shù)能有效穿透污染帶。增大泄油面積，油流更易流向孔道進(jìn)入井筒，增加油井產(chǎn)量、增強(qiáng)注水井吸水能力。

W斷塊產(chǎn)能測(cè)試研究顯示，采用深穿透射孔工藝的油井產(chǎn)能比常規(guī)射孔工藝的油井產(chǎn)能有明顯提高。生產(chǎn)井W-A1的初始產(chǎn)量為20 m3/d，生產(chǎn)一個(gè)多月后產(chǎn)量降低至1.2 m3/d，原層位經(jīng)過深穿透補(bǔ)孔后產(chǎn)量穩(wěn)定在30 m3/d。對(duì)于新井，采用深穿透射孔技術(shù)，能有效提高高凝油油藏油層的產(chǎn)能。

3.4 清防蠟技術(shù)

W斷塊含蠟量高、凝固點(diǎn)高、析蠟溫度高，在開采過程中易出現(xiàn)井筒結(jié)蠟。清防蠟技術(shù)是保持油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要因素。

(1) 加深保溫油管長(zhǎng)度。保溫油管具有良好的保溫效果，能有效提升井口溫度，避免油井井筒結(jié)蠟，為油井正?？沙掷m(xù)生產(chǎn)提供保障。

W-A1井于2012年7月投產(chǎn)，初期使用普通油管，日產(chǎn)液量為20 m3/d，井口溫度為32～34℃，低于析蠟溫度45℃，井筒析蠟。2012年12月下入斜深為1 400 m的保溫油管，日產(chǎn)液量達(dá)到22～25 m3/d，井口溫度為45～53℃，高于析蠟溫度。

目前W-A2H、W-A3H和W-A4H井下管柱外徑11.43 cm的保溫油管下深及靜溫如表1所示。由表1可知，W-A2H和W-A3H井保溫油管下深處?kù)o溫低于析蠟溫度，油管中出現(xiàn)析蠟，根據(jù)靜溫梯度圖，建議將保溫油管下深增至1 000 m以上，地層靜溫為60℃左右，降低析蠟風(fēng)險(xiǎn)。

表1 保溫油管下入深度及靜溫

(2) 加深泵掛。W斷塊地層原油泡點(diǎn)壓力為6.78 MPa，W-A2H井泡點(diǎn)壓力對(duì)應(yīng)的油井井深為1 800 m，泵掛垂深為1 500 m；W-A4H井泡點(diǎn)壓力對(duì)應(yīng)的油井井深為1 303 m，泵掛垂深為1 150 m。在泵吸入口位置，原油已經(jīng)脫氣。原油脫氣降低了蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的溶解度，促使該類物質(zhì)析出，影響泵的舉升。同時(shí)，原油中氣含量增加，泵吸入口離封隔器距離小(41～50 m)，氣體的積聚對(duì)泵的性能產(chǎn)生影響，或出現(xiàn)欠載停機(jī)，造成保護(hù)器失靈，導(dǎo)致電機(jī)燒壞。加深泵掛至原油脫氣點(diǎn)以下，避免泵掛處脫氣，可減少蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)析出所造成的影響。

3.5 實(shí)施效果

根據(jù)以上研究成果，從“單井-平面-油藏”進(jìn)行綜合調(diào)整，通過修井、解堵、補(bǔ)孔、增注、清防蠟等措施，實(shí)現(xiàn)單井正常注采；通過動(dòng)、靜態(tài)結(jié)合，研究砂體展布情況，完善注采井網(wǎng)；綜合地質(zhì)研究、動(dòng)態(tài)研究、配套工藝，實(shí)現(xiàn)綜合調(diào)整。W斷塊主力油層實(shí)施綜合調(diào)整后，注水井注水正常，地層能量得到有效補(bǔ)充，析蠟和結(jié)蠟現(xiàn)象明顯改善，油井利用率由25%提高到100%。油井生產(chǎn)穩(wěn)定，無(wú)明顯結(jié)蠟現(xiàn)象，日產(chǎn)油量由38.33 m3/d增加到500 m3/d，開發(fā)形勢(shì)明顯好轉(zhuǎn)，油藏?cái)?shù)值模擬預(yù)測(cè)最終采收率由原來(lái)的28.2%提高到33.6%。

4 結(jié)論與建議

(1) 斷塊高凝油油藏具有構(gòu)造復(fù)雜、原油含蠟量高、凝固點(diǎn)高、析蠟溫度高等特點(diǎn)，開發(fā)過程中表現(xiàn)為注采井網(wǎng)難以完善、地層壓力下降快、儲(chǔ)層傷害、井筒及地面管線結(jié)蠟，油田開發(fā)難以實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

(2) 結(jié)合斷塊油藏開發(fā)特點(diǎn)，提出立體井網(wǎng)優(yōu)化控制理論和矢量化布井方法，完善注采井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替。

(3) 注水井增注、深穿透射孔技術(shù)、加深保溫油管長(zhǎng)度和加深泵掛能有效避免蠟傷害，提高高凝油油層的產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)海上油田“少井、高產(chǎn)”，促進(jìn)海上油田高速高效開發(fā)。

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編輯 劉 巍

20141111；改回日期：20150205

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“剩余油分布綜合預(yù)測(cè)與精細(xì)注采結(jié)構(gòu)調(diào)整技術(shù)”(2011ZX05010-002)

鄭愛玲(1979-)，女，講師，2002年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院資源勘查工程專業(yè)，2005年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)油氣田開發(fā)地質(zhì)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事于油氣田開發(fā)方面的教學(xué)和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.031

TE34

A

1006-6535(2015)02-0123-03