某碎屑巖油藏油井蠟堵原因剖析及對策

王彥青

（中海油天津分公司，天津 300459）

1 概況

M油藏主力目的層埋深6500～7000m，原始地層溫度162.5℃，原始地層壓力71MPa，飽和壓力36MPa，屬于輕質油，產出天然氣以溶解氣為主，地面原油密度0.8130g/cm3（20℃），凝固點-16～-30℃，含蠟 1.67～9.23%，平均 5.45%，含硫0.12-1.53%，平均0.71%，膠質+瀝青質含量3.03～17.0%，平均9.44%。2010年投入開發以來，46口結蠟井累計清蠟2300井次，嚴重遇阻245井次，嚴重遇阻率10.7%，2018年清蠟507井次，嚴重遇阻68井次，嚴重遇阻率13.4%，M油藏油井出蠟現象嚴重[1]。

2 出蠟影響因素分析

2.1 油品性質

原油中含有蠟、膠質、瀝青質含量越高，原油析蠟點越低，結蠟越容易。M油藏平均含蠟量為5.45%，平均膠質和瀝青質含量9.44%，而46口結蠟投產時平均含蠟量為9.01%，平均膠質和瀝清質量含量13.2%，因此高含蠟、高膠質、高瀝青質含量是油井出蠟主要因素。

2.2 油井開采條件

M油藏45口油井首次發生蠟堵時間距離投產時間平均間隔624天，說明油井在投產初期清蠟時未發生嚴重遇阻，隨著生產時間的延長，原油開采條件發生變化，比如地層壓力下降，原油開始脫氣，原始組分發生變化，粘度增大，蠟在原油中溶解度下降，開始出現蠟結晶。石蠟析出附在井壁上，導致機采井抽油桿下行遇阻無法正常生產。M油藏主力目層油藏中深6750m，原始地層溫度170℃，溫度梯度2.42℃/100m，原油析蠟溫度40℃，可確定油井在1378m以上會發生結蠟問題[2-3]。

2.3 膠質組分降低

M油藏46口蠟堵井投產時平均膠質和瀝青質含量13.2%，平均膠瀝比3.24，發生首次蠟堵時平均膠質+瀝清質含量5.43%，平均膠瀝比0.64，平均膠瀝比下降2.6，膠質組分損失后會導致瀝青質組分析出，一方面為結蠟提供結晶核，另一方面析出的瀝青質與蠟、砂等機械雜質形成異物在井筒內部處形成堵塞（圖1），導致清蠟嚴重遇阻。

圖1 析出瀝清塊與蠟混合物

2.4 原油中雜質含量

原油中含有雜質物質較多，比如砂、泥、懸浮顆粒等，提供蠟晶析出后依附條件。46口井中有12口地層出細粉砂，占比26%，具體見圖2。

圖2 析出砂泥與蠟混合物

3 出蠟井治理

M油藏油井出蠟嚴重，經過多年現場實踐，制定了一系列治理手段，基本實現出蠟井治理，措施成功率100%，具體包括三方面[4]。

一是現場井口鋼絲繩配合通井規清蠟。清蠟遇阻時根據現場工具重量及鋼絲張力變化情況，總結出“一擴、二小、三通、四組合、五清蠟”的處理方法，即油井出蠟遇阻后先實施油嘴擴大，提高流體對油管內壁的沖刷能力，然后選擇小型通井規逐級通井，或選擇上面大下面小工具的組合方式一次下放工具，多次通井清蠟堵，簡便快捷。

二是對結蠟嚴重井采取解堵措施。采取“一洗、二藥、三連、四鉆”的解堵措施，即熱洗、瀝青分散劑、連續油管、鉆磨，首先如油井嚴重遇阻，刮蠟工具竄無法下放，則需先進行熱洗處理，油管內壁被結蠟堵死或反洗不通，需要向油管內擠入清蠟劑或瀝青分散劑對蠟堵位置進行溶解，若不能解決蠟堵問題或蠟堵位置較深，則需配合連續油管解堵，先擠分散劑或清蠟劑，然后再擠入熱油進行解堵，如仍不能解決蠟堵，說明油管內已被嚴重堵塞，必須進行鉆磨解堵，如圖3所示。M3井注水替油過程中油壓上升快，開井油壓下降快，井筒內部存在堵塞，現場通井規通井證實蠟堵，未成功，后實施連通油管通井，輔助瀝清分散劑和熱油解堵，油壓快速恢復，表明井筒已通，開井生產后階段累增油1830噸，效果較好[5]。

圖3 M3井采油生產曲線

三是對結蠟嚴重井使用電磁復合清蠟，裝置是由環形刮蠟片、左刀刮蠟片、右刀刮蠟片、提升電纜、電磁加熱清蠟桿組成，在提升電纜上依次設置環形刮蠟片、左刀刮蠟片、右刀刮蠟片、電磁加熱清蠟桿，電磁加熱清蠟桿的作用是給油管內的蠟進行快速加熱，降低蠟的粘度和對油管內壁的粘附力，左刀刮蠟片、右刀刮蠟片、環形刮蠟片是分別從左側、右側、四周等不同角度刮削油井內的結蠟；提升電纜的作用是給電磁加熱清蠟桿輸送電能，目前僅現場實施試驗3井次，成功率100%（圖4）。

圖4 電磁復合清蠟裝置結構示意圖

4 結論及建議

1）對油井出蠟機理進行研究，包括溶液理論、結晶理論、吸附理論、擴散理論等。

2）對M油藏影響油井出蠟因素進行分析，包括油品性質、油井開采條件、膠質組分降低以及原油雜質含量等。

3）對M油藏制定現場清除蠟治理對策，措施成功率100%。

4）本文取得的認識及方法，可為其它同類型油藏提供經驗。