方 濤 白健華 尚寶兵 陳華興 吳華曉 龐 銘

中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300459

0 前言

在石油開采過程中,隨著油、氣、水從地層流入井筒,地層、井筒的溫度和壓力不斷變化,井流物系統(tǒng)的穩(wěn)定性受到破壞。當達到一定條件時,原油中蠟、瀝青質(zhì)等有機質(zhì)和地層水中Ca2+、Mg2+等離子形成的CaCO3等無機質(zhì)會沉積于地層和井筒中,影響油氣井產(chǎn)能,甚至導致停產(chǎn)。國內(nèi)外學者針對井筒沉積問題做了相關研究,主要集中在井筒堵塞原因分析[1-3]及相適應的化學解堵藥劑篩選評價與應用[4-6],但缺乏復雜多類型沉積機理及主動防治措施的探索和研究。

渤海B油田D井區(qū)井筒堵塞問題頻發(fā),以往針對該區(qū)塊主要采取以“治”為主的應對策略。投產(chǎn)以來先后實施鋼絲作業(yè)、自生熱解堵、加熱車洗井、連續(xù)油管清蠟、有機解堵等措施90余井次,井筒堵塞問題未能得到徹底解決,單井產(chǎn)能受到較大影響,開發(fā)效果不理想。本文通過室內(nèi)實驗和理論預測,明確了該井區(qū)油井堵塞原因及機理,提出了“以防為主”的綜合防治措施并在現(xiàn)場應用,成功解決了油井堵塞問題,對相似油田高效開發(fā)具有很好的指導意義。

1 研究區(qū)概況

渤海B油田位于渤海東部遼東灣海域,構造位于遼中凹陷中段的中洼反轉(zhuǎn)帶,被郯廬走滑斷裂的遼中1號大斷層分為東、西兩塊。D井區(qū)位于B油田東塊,于2011年底投產(chǎn),生產(chǎn)東二段,儲層埋深1 300～1 470 m,平均原始地層壓力13.9 MPa,地層溫度57 ℃。

地層原油飽和壓力10.4 MPa,地飽壓差小;地層原油密度為893.2 kg/m3,單次脫氣死油密度為945.1 kg/m3;井流物平均分子量為250.0 g/mol,C36以上組分分子量為679.5 g/mol;地層原油黏度50.9 mPa·s,屬于稠油范疇。地面原油平均含蠟量7.0%,膠質(zhì)含量17.5%,瀝青質(zhì)含量4.3%,密度為937.0 kg/m3, 50 ℃下黏度200～600 mPa·s,凝固點在-4 ℃以下;旋轉(zhuǎn)黏度計無法測出原油析蠟點,差示掃描量熱法測試析蠟點在28～37 ℃之間。

D井區(qū)采用注水開發(fā),早期部署7口生產(chǎn)井和1口注水井,見圖1。投產(chǎn)5 a后,地層虧空較大,地層壓力保持程度為72%。開發(fā)過程中,油井反復表現(xiàn)出井底流壓上升、產(chǎn)量下降的動態(tài)特征,生產(chǎn)波動大,產(chǎn)量遞減快,B3、B4井甚至常年無產(chǎn)出關停。自生熱解堵、加熱車洗井等措施實施后,油井堵塞問題不僅沒有得到徹底解決,修井液漏失還造成一定程度的儲層傷害,油井產(chǎn)能恢復程度也不理想。

圖1 D井區(qū)早期布井示意圖Fig.1 Schematic diagram of early well layout in Well D

2 井筒堵塞物分析

2.1 化學組分分析

根據(jù)CJ/T 221—2005《城市污水處理廠污泥檢驗方法》和GB/T 6531—1986《原油和燃料油中沉淀物測定法(抽提法)》標準方法,分析堵塞物主要成分為油質(zhì)有機物,含量99.95%,含水0.05%,不含CaCO3垢、泥沙等無機質(zhì)。采用SY/T 5119—2008《巖石中可溶有機物及原油族組分分析》和SY/T 7550—2012《原油中蠟膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量的測定》標準方法,分析堵塞物中瀝青質(zhì)和蠟含量分別為42.23%和20.73%,較原油中含量大幅增加,表明井筒堵塞的主要原因是蠟和瀝青質(zhì)沉積。

2.2 模擬蒸餾分析

對原油和堵塞物進行模擬蒸餾分析,堵塞物初餾點為227.6 ℃,遠高于原油初餾點77.8 ℃;在700 ℃以下,堵塞物收率低于油樣;在高于700 ℃時,堵塞物收率高于油樣,表明堵塞物的中—重質(zhì)組分含量較原油有所增加,見圖2。

圖2 模擬蒸餾分析結(jié)果圖Fig.2 Simulated distillation analysis

2.3 化學元素分析

一般地,原油中C、H含量變化不大,但N、O、S等有機雜原子和Al、Fe等金屬雜原子含量差異較大,主要集中于膠質(zhì)和瀝青質(zhì)組分中。這些雜原子和C、H相比含量并不高,但對原油及其組分的性質(zhì)卻有很大影響[7],會導致瀝青質(zhì)電荷不平衡,使瀝青質(zhì)分子產(chǎn)生極性。瀝青質(zhì)的極性越大,其締合性越大,越容易在溶液中聚集[8]。采用SH/T 0715—2002《原油和殘渣燃料油中鎳、釩、鐵含量測定法(電感耦合等離子體發(fā)射光譜法)》標準方法,分析堵塞物中Fe、Ca、Na、K、Mg等金屬雜原子含量較原油中含量增加數(shù)十倍至上百倍,見表1。這些金屬雜原子使分子結(jié)構復雜化,強化了膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、油蠟網(wǎng)狀結(jié)構,導致形成的堵塞物也更穩(wěn)定。

表1 無機元素組成分析表Tab.1 Inorganic elements analysis μg/g

3 有機質(zhì)沉積機理分析

3.1 原油蠟沉積

D井區(qū)油井產(chǎn)量較低,井筒熱量損失大,導致井口產(chǎn)液溫度低于析蠟點,存在井筒析蠟問題。根據(jù)原油性質(zhì)和生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù),預測蠟沉積相包絡線,見圖3[9]。預測原油析蠟點在33 ℃左右,壓力對析蠟點影響較小,溫度是蠟沉積的主要影響因素之一。井筒中400 m以上位置處于蠟沉積相包絡線以內(nèi),存在析蠟風險。若改變井筒溫度場至蠟沉積相包絡線以外,可避免井筒蠟沉積。

圖3 原油蠟沉積相包絡線圖Fig.3 Phase envelope curve of wax deposition

3.2 原油瀝青質(zhì)沉積

考慮原油組分影響,利用井下原油樣品開展了瀝青質(zhì)沉積高壓模擬實驗[10],得到不同壓力下瀝青質(zhì)生成微觀形態(tài),見圖4。原油在飽和壓力下已有瀝青質(zhì)沉積發(fā)生;隨著壓力進一步降低,原油組分間的平衡受到影響,累積析出的瀝青質(zhì)顆粒密度增加,瀝青質(zhì)沉積量也逐漸增加。

a)10.4 MPa

建立D井區(qū)瀝青質(zhì)沉積相包絡線[11-12],見圖5。井筒部分位置溫壓曲線在瀝青質(zhì)沉積相包絡線以內(nèi),存在瀝青質(zhì)沉積風險。投產(chǎn)初期,油藏條件位于瀝青質(zhì)沉積相包絡線以外。投產(chǎn)5 a后,部分構造高部位井地層壓力低于飽和壓力,油藏條件處于瀝青質(zhì)沉積相包絡線以內(nèi),近井地帶存在井筒瀝青質(zhì)沉積風險。若提高近井地帶地層壓力,改善井筒溫度場,可降低瀝青質(zhì)沉積對開發(fā)的影響。

圖5 原油瀝青質(zhì)沉積相包絡線圖Fig.5 Phase envelope curve of asphaltene deposition

由此可見,D井區(qū)井筒存在蠟和瀝青質(zhì)復合沉積，近井地帶存在瀝青質(zhì)沉積。瀝青質(zhì)沉積與蠟沉積相互影響、相互制約,堵塞物還會將原油中的液態(tài)烴捕集到形成的有機物網(wǎng)絡結(jié)構中[13-14],導致井筒有機質(zhì)沉積過程極其復雜。

4 有機質(zhì)沉積防治對策及應用

結(jié)合以往治理措施的經(jīng)濟性和效果,考慮“以防為主”，提出了“井筒升溫+地層保壓”相結(jié)合的治理策略。通過井筒電加熱工藝可大幅提升井筒流體溫度,從而預防井筒有機質(zhì)沉積;通過優(yōu)化注采井網(wǎng)、強化注水恢復地層壓力,則可形成不利于近井地帶瀝青質(zhì)析出的條件。

4.1 井筒升溫

在陸地桿式泵空心桿電加熱工藝的基礎上[15],研發(fā)了適合海上油田電潛泵井的空心桿電加熱工藝[16],即將抽油桿置于油管內(nèi)部,抽油桿底部連接終端器,終端器與導電座對接,形成閉式回路;抽油桿上部與抽油桿懸掛器連接;抽油桿懸掛器坐掛于油管掛下部的改造雙公短節(jié)內(nèi),上端與專用偏心免拆井口采油樹對接密封;管柱底部設計采用深井安全閥,滿足海上油田井控要求,見圖6。

圖6 海上油田電泵井空心桿電加熱管柱示意圖Fig.6 Schematic diagram of hollow rod electric heating pipe string for offshore oilfield ESP wells

在B1井試驗應用空心桿電加熱工藝后,井筒流體溫度維持在43 ℃以上,遠高于析蠟點,見圖7。井筒上部流體升溫更加明顯,井口溫度維持在60 ℃以上,較正常不加熱情況下提升約33 ℃,不僅防止了蠟晶的析出,也有效抑制了瀝青質(zhì)在井筒的沉積、聚集[17-18]。

圖7 B1井井筒溫度場剖面圖Fig.7 Temperature field in wellbore of well B1

4.2 地層保壓

為對存在瀝青質(zhì)沉積風險的油藏及時補充能量[19-21],根據(jù)井間連通關系,先后將B8和B7兩口油井轉(zhuǎn)為注水井,從而由七采一注調(diào)整為五采三注,并進一步優(yōu)化B5井注水量。井區(qū)注采比由0.21提升至0.80,地層壓力逐年恢復,地層壓力保持程度由最低72%增加至94%,見圖8。

圖8 注采比及地層壓力保持程度逐年變化情況圖Fig.8 Variation of injection-production ratio and the formation pressure with production time

綜合防治后,B1、B2井平均日產(chǎn)油有所增加,B3、B4兩口長期停產(chǎn)井也恢復了正常生產(chǎn),B6井因含水上升產(chǎn)油有所下降,但所有生產(chǎn)井都沒有再出現(xiàn)井筒堵塞問題,提高了生產(chǎn)時率,累產(chǎn)油15×104m3,治理效果顯著,見表2。

表2 有機質(zhì)沉積防治對策應用效果分析表

5 結(jié)論

1)研究認為,影響渤海B油田D井區(qū)油井正常生產(chǎn)的原因是地層溫度和壓力下降,致使蠟和瀝青質(zhì)復合沉積，造成油井堵塞。

2)研發(fā)形成了電潛泵井的空心桿電加熱工藝技術,將井筒流體溫度提升至析蠟點以上,實現(xiàn)了井筒升溫，解決了井筒堵塞問題;通過注采井網(wǎng)調(diào)整和優(yōu)化注水量,提高了注采比,地層壓力得到恢復,避免了近井地帶瀝青質(zhì)析出。

3)現(xiàn)場應用表明,“井筒升溫+地層保壓”的治理策略有效解決了渤海B油田D井區(qū)油井堵塞問題。