潿洲W斷塊高凝油油藏開發對策

鄭愛玲，劉德華

(湖北省油氣鉆采工程重點實驗室 長江大學，湖北 武漢 430100)

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潿洲W斷塊高凝油油藏開發對策

鄭愛玲，劉德華

(湖北省油氣鉆采工程重點實驗室 長江大學，湖北 武漢 430100)

潿洲W斷塊高凝油油藏具有構造復雜、原油含蠟量高、凝固點高、析蠟溫度高的特點，開發難度大。在總結斷塊高凝油油藏開發特征，及開發過程中注采系統不完善、油井結蠟、儲層傷害、壓力和產量下降快等問題的基礎上，采用立體井網優化控制理論的矢量化井網加密、注水井增注、深穿透射孔、加深保溫油管長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技術。經過現場實施，日產油量由38.33 m3/d增加到500.00 m3/d，充分發揮了高凝油油藏的生產潛能，實現了海上油田“少井、高產”，促進了海上油田高速高效開發。

高凝油；斷塊油藏；注水；清防蠟；開發特征；開發對策；潿洲W斷塊

引 言

高凝油油藏在儲層巖性、物性、儲集空間等方面與其他類型油藏具有相同的特征，區別在于高凝油具有高含蠟量、高凝固點、低氣油比、原油對溫度敏感的特征，使得高凝油油藏在開發和采油工藝方面與常規油藏存在較大差異[1-4]。而斷塊油藏由于構造復雜、砂體橫向分布穩定性差、儲層非均質性強的特點，增加了斷塊高凝油油藏開采的難度[5-9]。受環境制約和平臺限制，海上斷塊高凝油油藏開發更加困難。通過W斷塊的開發動態研究，確定了適合斷塊高凝油油藏的開發對策，促進了海上油田高速高效開發。

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、中滲儲層。W斷塊兩面被斷層封閉，向東傾斜，構造內部為4條斷層切割，為半封閉、未飽和的層狀邊水斷塊油藏。原油硅膠質含量高，瀝青質含量高，含蠟量高，凝固點、析蠟溫度高,具有高凝油的典型特征。

2 開發動態特征及存在的問題

W斷塊主力油層2012年投入開發，采用一套層系、一套井網、邊緣注水的開發方式。由于構造復雜，原油含蠟量高、凝固點高，油藏開發面臨很大困難，主要體現在以下幾個方面。

2.1 注采井網不完善，壓力衰竭快

W斷塊為天然能量不足的三角形小斷塊油藏，由于儲層構造復雜，砂體分布連續性差，連通性復雜，開采初期采用天然能量開采，地層壓力下降快，年產油量遞減率高達85.53%。

投產6個月后注水開發，由于海上油田井距大，且內部斷層的遮擋作用，難以建立有效的驅動體系，致使油井因地層壓力低而關井,目前僅W-A1井低產生產。

2.2 油井結蠟嚴重，影響生產

W-A3H井初始產液量為232 m3/d，產量遞減快，4個月后關井，作業時發現管柱上附著大量的蠟和膠質物。W-A2H井初始產液量為195 m3/d，5個月后降低至15 m3/d，井口溫度為31℃，管線內部全部被凝固的原油堵塞。

2.3 注水井污染嚴重

W-A5井井下沉積物取樣表明，沉積堵塞物為黑色黏稠物質和黃褐色物質，分析化驗顯示為硅膠質、油蠟、碳酸鹽和地層礦物。其堵塞原因為原油析蠟、鉆井液與儲層不配伍和完井液漏失造成污染。

3 高效開發技術對策

3.1 完善注采井網

通過經濟極限注采井距、技術界限研究，在原有邊部注水井網的基礎上，基于立體井網優化控制理論和矢量化布井方法，以斷塊平面的幾何形態和規模為基礎，確定考慮油層分布、物源方向、主滲透率方向、沉積微相適應斷塊油藏的水平井、定向井聯合布井方式。

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先推進，導致不同方向上的生產井見水時間差別較大，驅替過程不均衡，影響開發效果。為減輕滲透率各向異性的負面影響，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井井距按如下方式進行設計：

(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。

在無井控制區域增加3口油井(1口水平井和2口定向井)，考慮油藏內小斷層遮擋作用，增加2口注水井(定向井)，調整平面和縱向注采關系，提高儲量動用程度和水驅控制程度(圖1)。

3.2 注水井增注

根據高凝油滲流機理，適當提高流體流速，高剪切速率有助于改變蠟分子的網狀結構，使原油黏度降低；液流流速增加，井筒中熱損失小；液流流速大，對管壁的沖刷作用強，懸浮在油中的蠟結晶顆粒還未吸附在管壁上就被油流帶走，減少結蠟機會。因此對注水井增注，保持較高地層壓力開采，可提高油井產液速度。

圖1 W斷塊主力油層調整后井位

注水井W-A5存在原油重質組分造成的有機物堵塞及鉆完井液污染引起的無機物堵塞和堿敏傷害。2013年采用復合解堵工藝進行解堵，實施后吸水指數從8.80 m3/(d·MPa)上升到23.3 m3/(d·MPa)，在注水壓力18 MPa下注水量從實施前的40 m3/d提高到160 m3/d。同時，根據吸水指示曲線，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，及時進行能量補充，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油井生產潛能的發揮有重要影響，深穿透射孔技術能有效穿透污染帶。增大泄油面積，油流更易流向孔道進入井筒，增加油井產量、增強注水井吸水能力。

W斷塊產能測試研究顯示，采用深穿透射孔工藝的油井產能比常規射孔工藝的油井產能有明顯提高。生產井W-A1的初始產量為20 m3/d，生產一個多月后產量降低至1.2 m3/d，原層位經過深穿透補孔后產量穩定在30 m3/d。對于新井，采用深穿透射孔技術，能有效提高高凝油油藏油層的產能。

3.4 清防蠟技術

W斷塊含蠟量高、凝固點高、析蠟溫度高，在開采過程中易出現井筒結蠟。清防蠟技術是保持油井高產穩產的重要因素。

(1) 加深保溫油管長度。保溫油管具有良好的保溫效果，能有效提升井口溫度，避免油井井筒結蠟，為油井正常可持續生產提供保障。

W-A1井于2012年7月投產，初期使用普通油管，日產液量為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，日產液量達到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井保溫油管下深處靜溫低于析蠟溫度，油管中出現析蠟，根據靜溫梯度圖，建議將保溫油管下深增至1 000 m以上，地層靜溫為60℃左右，降低析蠟風險。

表1 保溫油管下入深度及靜溫

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

3.5 實施效果

根據以上研究成果，從“單井-平面-油藏”進行綜合調整，通過修井、解堵、補孔、增注、清防蠟等措施，實現單井正常注采；通過動、靜態結合，研究砂體展布情況，完善注采井網；綜合地質研究、動態研究、配套工藝，實現綜合調整。W斷塊主力油層實施綜合調整后，注水井注水正常，地層能量得到有效補充，析蠟和結蠟現象明顯改善，油井利用率由25%提高到100%。油井生產穩定，無明顯結蠟現象，日產油量由38.33 m3/d增加到500 m3/d，開發形勢明顯好轉，油藏數值模擬預測最終采收率由原來的28.2%提高到33.6%。

4 結論與建議

(1) 斷塊高凝油油藏具有構造復雜、原油含蠟量高、凝固點高、析蠟溫度高等特點，開發過程中表現為注采井網難以完善、地層壓力下降快、儲層傷害、井筒及地面管線結蠟，油田開發難以實現高產穩產。

(2) 結合斷塊油藏開發特點，提出立體井網優化控制理論和矢量化布井方法，完善注采井網，實現均衡驅替。

(3) 注水井增注、深穿透射孔技術、加深保溫油管長度和加深泵掛能有效避免蠟傷害，提高高凝油油層的產能，實現海上油田“少井、高產”，促進海上油田高速高效開發。

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編輯 劉 巍

20141111；改回日期：20150205

國家科技重大專項“剩余油分布綜合預測與精細注采結構調整技術”(2011ZX05010-002)

鄭愛玲(1979-)，女，講師，2002年畢業于江漢石油學院資源勘查工程專業，2005年畢業于長江大學油氣田開發地質專業，獲碩士學位，現從事于油氣田開發方面的教學和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.031

TE34

A

1006-6535(2015)02-0123-03