渤海N 油田稠油低產(chǎn)液成因及治理策略研究

2021-12-17 02:40:48李展峰王樹濤張振杰

復(fù)雜油氣藏 2021年3期

李展峰，王剛，王樹濤，劉斌，張振杰

（中海石油（中國）有限公司天津分公司天津 300452）

N 油田位于渤海遼東灣海域，其中Y 區(qū)塊為該油田的主力區(qū)塊之一，地層原油黏度為262 mPa?s，為典型的稠油油藏，該井區(qū)采用水平井分層系開發(fā)。目前綜合含水均已達到86%，進入高含水期。但該區(qū)塊多數(shù)采油井在生產(chǎn)過程中，表現(xiàn)出見水初期產(chǎn)液量迅速下降，高含水期后生產(chǎn)壓差大，無法提液，長期處于低液量的異常生產(chǎn)狀態(tài)，且酸化、解堵等常規(guī)措施無效。鑒于海上油田針對此類問題并無經(jīng)驗可循，本文通過室內(nèi)實驗分析、靜態(tài)資料、生產(chǎn)動態(tài)資料等對該類油井無法提液成因進行系統(tǒng)分析。

1 中、低含水期低產(chǎn)液成因分析

1.1 中、低含水期生產(chǎn)現(xiàn)狀

Y區(qū)塊采油井無水采油期產(chǎn)能較高，但見水后，產(chǎn)液量快速降低，油井產(chǎn)能隨之下降。且井口取樣可見明顯的乳化原油，表現(xiàn)出乳化傷害的特征（圖1、圖2）。

圖1 J03井中、低含水期生產(chǎn)曲線

圖2 J03井井口原油取樣

1.2 乳化傷害室內(nèi)評價

稠油遇水后在一定條件下易生成W/O 乳狀液，造成乳化原油黏度增加，產(chǎn)生乳化傷害。丁德磐等［1-12］學(xué)者指出稠油中的膠質(zhì)與瀝青質(zhì)作為天然表面活性劑可促進原油乳化，膠瀝含量越高，乳狀液越穩(wěn)定，乳化傷害越嚴(yán)重?；灧治鯵區(qū)塊膠質(zhì)+瀝清質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布在29.3%～37.2%（表1），較高的膠瀝含量使得原油見水后易形成穩(wěn)定乳狀液，造成乳化傷害。

表1 Y區(qū)塊原油各成分質(zhì)量分?jǐn)?shù)

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T0520-2008），采用Y 區(qū)塊原油樣品進行原油乳化室內(nèi)實驗評價，測定乳化原油黏度隨含水率變化規(guī)律?？梢钥闯觯榛宛ざ入S含水率變化曲線可分為三個階段，階段I，原油見水后W/O 乳狀液開始形成，黏度緩慢增加；階段II，隨著含水率增加，逐步形成穩(wěn)定的W/O乳狀液，黏度指數(shù)式增加，在含水率為70%時乳狀液黏度最大，達到未見水原油黏度10 倍以上；階段III，含水率進一步增加，W/O 乳狀液逐步過渡為O/W 乳狀液，黏度迅速下降，待含水達到80%后，原油乳化傷害自然解除，黏度為無水采油期時原油黏度（見圖3）。

圖3 Y區(qū)塊東二段乳化原油黏度隨含水率變化曲線

依據(jù)徑向流產(chǎn)量理論［13-15］，產(chǎn)液量與原油黏度負(fù)相關(guān)，黏度越大，產(chǎn)液量越低。由于原油乳化造成黏度急劇增加，Y區(qū)塊采油井在中、低含水期產(chǎn)液量下降。

2 高含水期低產(chǎn)液成因分析

2.1 高含水期生產(chǎn)現(xiàn)狀

依據(jù)原油乳化室內(nèi)實驗分析，Y 區(qū)塊采油井進入高含水期后，乳化傷害解除，且井口取樣未見原油乳化。但該區(qū)塊采油井依舊表現(xiàn)為低液量生產(chǎn)狀態(tài)（圖4）。

圖4 J03井高含水期生產(chǎn)曲線

2.2 低產(chǎn)液成因分析

Y 區(qū)塊采油井均設(shè)計為穿多層的水平井，水平段鉆遇多段泥巖夾層（圖5），為減少油氣滲流阻力，提高油井產(chǎn)能，目前海上水平井多采用裸眼礫石充填完井，這就導(dǎo)致穿多層水平井鉆遇的泥巖段裸露于井筒中，生產(chǎn)過程中泥巖段坍塌堵塞井筒，造成水平井生產(chǎn)異常［16-19］。對此，多采用盲管等工具封堵水平井泥巖段，但在礦場應(yīng)用中，由于井況復(fù)雜等原因，多數(shù)水平采油井泥巖段未得到完全有效封堵，泥巖段封堵率小于100%。

圖5 水平井穿多層生產(chǎn)示意圖

統(tǒng)計分析Y 區(qū)塊水平井泥巖段封堵率及采油井高含水期產(chǎn)液量，封堵率小于100%的多數(shù)采油井高含水期處于低液量生產(chǎn)狀態(tài)，封堵率大于100%的采油井均處于高液量生產(chǎn)狀態(tài)（見表2）。高含水期產(chǎn)液量的影響因素來自泥巖封堵情況和泥巖位置。

2.2.1 泥巖段封堵對高含水期產(chǎn)液量的影響

對比分析未完全封堵泥巖段與完全封堵泥巖段的采油井生產(chǎn)情況，J08、J10井泥巖段封堵率大于100%，均可大幅提液，以J10 為例，該井泥巖封堵率103%，目前該井日產(chǎn)液504 m3，日產(chǎn)油35 m3，含水率93%，產(chǎn)液量為無水采油期的6.63 倍（見圖6，表2）；高含水期處于低產(chǎn)液量的采油井泥巖段封堵率均小于100%，為87%～93%，以J03 井為例，該井泥巖封堵率91%，目前該井日產(chǎn)液95 m3，日產(chǎn)油4 m3，含水率96%，產(chǎn)液量僅為無水采油期0.68 倍（見圖7，表2）。

表2 Y區(qū)塊采油井高含水期產(chǎn)液量及泥巖段封堵率統(tǒng)計

圖6 J10井水平段泥巖封堵示意

圖7 J03井水平段泥巖封堵示意

2.2.2 泥巖段位置對提液的影響

J05 井泥巖段處于趾部，且趾部儲層滲透率較低，懷疑趾部泥巖段未見水，或見水后僅堵塞趾部儲層，該井高含水期可正常提液，水平段趾部泥巖段對采油井生產(chǎn)影響不大（見圖8）。而高含水期低液量的采油井，未封堵的泥巖段多位于水平段根部、中部，主要原因為水平段根部、中部的生產(chǎn)壓差較大，更易參與滲流，見水后泥質(zhì)易堵塞篩管，甚至造成未封堵泥巖處整個井筒堵塞，水平段有效貢獻長度明顯減小，進而造成高含水期采油井無法提液（見圖7）。

圖8 J05井水平段泥巖封堵示意

3 治理策略

通過以上分析可以看出，采油井生產(chǎn)異常在不同階段成因是不同的。主要分為見水階段（20%＜fw＜80%）與含水大于80%兩個階段。

在見水階段，采油井的“無法提液”主要由于原油乳化造成，針對此問題，可通過破乳劑或者降黏劑等手段治理。

在含水大于80%階段，采油井的“無法提液”主要由于泥質(zhì)堵塞造成，可在鉆完井階段下入盲管或采用其他措施封堵泥巖段。

4 實際應(yīng)用

采用鉆完井階段封堵泥巖段+見水階段（20%＜fw＜80%）降低原油黏度的治理策略，實施“低產(chǎn)液井”J03 原井眼側(cè)鉆治理先導(dǎo)試驗，該井完全封堵泥巖段，且在見水后滴注降黏劑，實現(xiàn)“低產(chǎn)液井”提液、高產(chǎn)，該井高峰日產(chǎn)油110 m3，目前計量日產(chǎn)液430 m3，含水91%，產(chǎn)液量為側(cè)鉆前相同含水期的4.3倍，實現(xiàn)日增油8倍（圖9）。