渤海Q油田油井低產原因分析及增產對策

田苗王濤馮青狄桂榮曾鳴楊慰興(中海油田服務股份有限公司，天津300459)

0 引言

渤海Q油田位于一個大型復雜的斷裂背斜上，油層埋藏淺，儲層疏松，膠結程度差，以泥質膠結為主，黏土礦物含量高、成分復雜，敏感性強。含油井段長，油層累計厚度大，小層數量多，非均質性強。油田原油為重質油，黏度為0.9～944mPa·s。

壓裂等儲層改造措施受到平臺空間、作業費用等條件限制，因而酸化解堵技術應用廣泛。近年來受井況復雜、返排液處理難度大等因素影響，非酸及生物酶等新型解堵技術也得到了一定程度應用。分析油井低產原因，明確解堵潛力層，以便采用合適的解堵措施，對于高含水油田的控水穩產、提高開發效果具有重要意義。

1 油井低產原因分析

造成Q油田油井低產的因素眾多，結合油藏認識、生產動態、巖心實驗分析、垢樣化驗分析等手段，認為造成油井低產的原因主要表現在以下幾個方面：

1.1 鉆完、修井污染

鉆完井和修井過程中鉆、完井液和修井液漏失會造成近井地帶黏土礦物水化膨脹、分散運移，引起水敏性傷害，堵塞地層孔隙和油流通道。鉆完井過程的高黏堵漏劑，鉆完井液中的黏土等固相顆粒侵入，也會造成地層堵塞。

油田部分油井實鉆顯示壓力保持相對較好，各主力層與注水井連通較好。而油井投產后未達到配產，比采液指數明顯低于周邊生產相近層位、物性近似的油井，可以結合鉆完井情況，判斷該井是否存在鉆完井污染。根據完井報告資料，部分油井完井液漏失比較多，以Q38井為例，該井完井作業期間，最大完井液比重1.2g/cm3，漏失量439m3。因此，要進一步優化完井液配方，確定合理的壓差，控制漏失量，減少完井液對儲層的傷害。

1.2 地層能量不足

Q油田邊、底水能量弱，采用早期注水保持地層壓力開發。但由于局部井網不完善，注水水質差，縱向吸水干擾大等原因，水井吸水能力下降快，隨著開采，地層壓力呈現逐漸下降趨勢，導致油井產量衰減。對于地層能量不足的油井，難以保障解堵措施后的增液效果，在地層壓力未改善前，不宜進行油井解堵作業。

通過分析注采關系，結合隨鉆測壓和打水測漏失等資料，判斷地層壓力保持情況。對油井以較大排量向環空打水測漏失，通過井口返出情況可以推測井底是否存在吸液能力強的欠壓層，進而提高解堵成功率。以Q18井為例，打水41m3后井口見到返出，之后排量2bbl/min 見返出，排量1bbl/min，無返出，可知漏失量很低，推測該井液量下降不是因為地層壓力不足。

1.3 生產過程中微粒運移

Q油田儲層以粉細砂到中砂為主，膠結程度差，填隙物以泥質為主，黏土礦物含量高，通常大于15%，具有強水敏、中等偏弱速敏等特征。

油井產液量高，生產過程中微粒易發生剝落、運移，導致細粉砂、黏土等固相顆粒堵塞近井附近。油井非產層泥質含量高，出水后易造成泥質脫落，原油見水后乳化攜帶細粉砂運移，都會造成地層孔喉的堵塞。此外，原油黏度大，地下滲流阻力大，尤其在近井地帶隨溫度、壓力等急劇變化，流動剪切會進一步造成粉、細砂巖的運移。

1.4 生產過程中垢類沉淀

Q油田原油黏度高，膠質、瀝青質含量高(約25%)，且生產壓差大，原油在近井地帶可能發生脫氣，進而產生膠質、瀝青質等有機堵塞，降低儲層滲透性，影響油井產量。

Q油田地層水鈣鎂等離子含量高，隨著油田開采，部分油井長期產水，且含水率較高，易形成碳酸鈣垢、硫酸鈣垢等無機垢類沉淀，導致滲透率下降。根據油田生產及修井情況，個別平臺的部分油井存在結垢現象，油井井口無流動，檢泵過程中存在機組大量結垢、油嘴被堵的情況。通過現場垢樣取樣，化驗分析成分主要是鈣垢和鐵腐蝕產物。

2 解堵增產措施

受平臺空間、作業費用等條件限制，酸化解堵是Q油田油井常用的增產措施，此外非酸解堵、生物酶解堵等無需返排的解堵技術也得到了一定程度的應用。

2.1 酸化解堵

酸化是Q油田重要的增產措施之一，多氫酸、氟硼酸等體系應用較多。可以實現不動管柱酸化作業，對于普通的合采管柱，通過油套環空反擠酸液；對于Y 分管柱，使用鋼絲作業投撈Y 堵，從油管正擠酸液。近幾年Q油田油井年酸化量平均在20井次左右，為油田產量的完成做出了重要貢獻，經濟效益明顯。

但產出液的處理一直是困擾海上油田油井酸化的技術難題之一。常規酸體系需返排設備，對場地要求較高。此外，酸液使用不當，可能會對流程及管柱產生影響，還容易造成二次沉淀。

2.2 非酸解堵

砂巖酸化中易產生鐵化合物、氟硅酸鹽、氟化鈣等二次沉淀，會造成儲層傷害，對酸化效果造成重要影響。而非酸解堵通過鰲合一部分金屬離子，能一定程度減少這些沉淀的產生，從而改善酸化效果[1]。

非酸解堵體系較常規酸化反應緩慢，可以與污染物及孔道壁面更加充分接觸，反應后殘液穩定性好，不會產生二次傷害，能有效解決殘液影響流程的問題，返排液能夠直接進生產流程，可以大幅提升作業時率。

目前Q油田已實施的非酸解堵，除了個別油井增液不增油外，大都有較好的增油效果，部分油井措施后初期日增油30m3/d以上。但非酸解堵對鉆完井中高粘堵漏劑等造成的傷害，措施效果有限，此類低產井建議首選油井酸化。

2.3 生物酶解堵

生物酶是運用現代生物技術制成的一種以蛋白質為基質的非活性制劑，可以改變巖石的潤濕狀態，具有非常高的釋放儲層巖石顆粒表面碳氫化合物的能力，能使儲層中附著在巖石上的原油迅速分離，溶解沉積在近井地帶的有機垢，達到疏通油流通道、降低流動阻力的目的。生物酶解堵效果好，無需返排，具有良好的自破乳功能，具有安全、高效、施工方便等優點[2]。

生物酶主要解決膠質、瀝青質等有機堵塞，對油井含水等有一定要求(含水40%～80%，生物酶可吸附在巖石表面，持久地發生作用)，藥劑成本較高，這些問題都在一定程度上限制了該技術的推廣應用。

3 面臨的挑戰及對策

通過總結Q油田近年來解堵技術的應用實踐和效果，發現還主要面臨以下問題和挑戰：

3.1 解堵體系的選擇

體系的選擇是解堵技術的核心，解堵需要設計高效低傷害針對性的體系和配套添加劑。

通過分析油藏地質特征、開發特征，結合單井生產和歷次作業情況，分析低產原因，選擇針對性的解堵體系。

儲層傷害通常是多種因素綜合作用的結果，在解堵體系設計時應盡量考慮對盡可能多的傷害因素的解除，并考慮在儲層改變、保護等方面發揮作用。酸化體系主要解決細粉砂及黏土堵塞的問題，需選用緩速酸，以防酸液對巖石骨架造成傷害，同時延長有效期。部分油井污染原因復雜，可考慮進行復合解堵，兼顧解除膠質、瀝青質等有機垢及鈣鎂、鐵等無機垢，同時溶解黏土、細粉砂運移堵塞物，抑制二次沉淀，改善油流通道。

3.2 解堵后含水上升快

Q油田含油井段長、縱向層系多、多段合采，層間滲透率、壓力差異大，層間矛盾突出。油田處于中高含水期，主力產油層也是主要的出水層。籠統注入解堵液，解堵液易沿著高滲透層指進，而對低滲儲層改造力度弱，容易造成含水上升，呈現增液不增油的特點。

針對油井層間物性、壓力及水淹差異大等特點，從井況上看，可以逐漸采用分層開采的方式，結合生產測試、油藏工程及數模模擬等手段判斷各小層的產能貢獻、含水率、剩余油潛力等，針對性的進行分層解堵。從分流工藝看，建議可以采用暫堵劑、泡沫分流等化學轉向輔助措施，解決多層長井段非均質儲層解堵液分布不均的問題，進一步提高油井解堵效果。

3.3 酸化后返排

油井酸化后的殘酸容易引起儲層堵塞沉淀，返排是減少沉淀的最好處理方法。常規酸化返排設備占地面積大、工期長，影響平臺其它作業的開展。返排液成分復雜，固懸物、金屬離子含量高，乳化程度高，油水分離困難[3]。海上油田生產流程短，應對返排液沖擊的能力較弱，返排液易對平臺電脫等裝置產生影響，影響流程穩定和外輸。

返排液中的硫化亞鐵是導致返排液乳化油乳化狀態趨于穩定的主要原因。酸化返排開始后，可以注入鐵離子穩定劑，與返排液中的亞鐵離子絡合，降低其含量，進而減少乳化液的形成，在Q油田應用效果顯著。

此外還可以對返排液中和、過濾處理后再回注注水井，這樣既可以解決酸化作業后返排液處理困難的問題，還可以對平臺注水井進行簡單的解堵處理[4]。

除上述幾大主要挑戰外，Q油田油井解堵還面臨多輪酸化有效期變短、效果變差，疏松儲層出砂，大斜度井、水平井等復雜結構井的分流布酸難度大等問題。

4 結論

(1)鉆完修井污染、地層能量不足、微粒運移及垢類沉淀等是造成渤海Q油田油井低產低效的主要原因。

(2)針對地層污染，目前在Q油田主要應用油井酸化、非酸及生物酶解堵等增產措施，取得了較好的應用效果，但也具有一定的技術局限性。

(3)近些年來海上油田解堵技術發展迅速，加強解堵技術綜合研究，研發高效低傷害有針對性的新型解堵體系，實現多體系協同增效，解決多重傷害問題，達到最佳解堵效果，是未來海上油田解堵技術的發展方向。