渤海Q油田油井低产原因分析及增产对策

2020-01-14田苗王涛冯青狄桂荣曾鸣杨慰兴中海油田服务股份有限公司天津300459

化工管理 2020年4期

田苗王涛冯青狄桂荣曾鸣杨慰兴(中海油田服务股份有限公司，天津300459)

0 引言

渤海Q油田位于一个大型复杂的断裂背斜上，油层埋藏浅，储层疏松，胶结程度差，以泥质胶结为主，黏土矿物含量高、成分复杂，敏感性强。含油井段长，油层累计厚度大，小层数量多，非均质性强。油田原油为重质油，黏度为0.9～944mPa·s。

压裂等储层改造措施受到平台空间、作业费用等条件限制，因而酸化解堵技术应用广泛。近年来受井况复杂、返排液处理难度大等因素影响，非酸及生物酶等新型解堵技术也得到了一定程度应用。分析油井低产原因，明确解堵潜力层，以便采用合适的解堵措施，对于高含水油田的控水稳产、提高开发效果具有重要意义。

1 油井低产原因分析

造成Q油田油井低产的因素众多，结合油藏认识、生产动态、岩心实验分析、垢样化验分析等手段，认为造成油井低产的原因主要表现在以下几个方面：

1.1 钻完、修井污染

钻完井和修井过程中钻、完井液和修井液漏失会造成近井地带黏土矿物水化膨胀、分散运移，引起水敏性伤害，堵塞地层孔隙和油流通道。钻完井过程的高黏堵漏剂，钻完井液中的黏土等固相颗粒侵入，也会造成地层堵塞。

油田部分油井实钻显示压力保持相对较好，各主力层与注水井连通较好。而油井投产后未达到配产，比采液指数明显低于周边生产相近层位、物性近似的油井，可以结合钻完井情况，判断该井是否存在钻完井污染。根据完井报告资料，部分油井完井液漏失比较多，以Q38井为例，该井完井作业期间，最大完井液比重1.2g/cm3，漏失量439m3。因此，要进一步优化完井液配方，确定合理的压差，控制漏失量，减少完井液对储层的伤害。

1.2 地层能量不足

Q油田边、底水能量弱，采用早期注水保持地层压力开发。但由于局部井网不完善，注水水质差，纵向吸水干扰大等原因，水井吸水能力下降快，随着开采，地层压力呈现逐渐下降趋势，导致油井产量衰减。对于地层能量不足的油井，难以保障解堵措施后的增液效果，在地层压力未改善前，不宜进行油井解堵作业。

通过分析注采关系，结合随钻测压和打水测漏失等资料，判断地层压力保持情况。对油井以较大排量向环空打水测漏失，通过井口返出情况可以推测井底是否存在吸液能力强的欠压层，进而提高解堵成功率。以Q18井为例，打水41m3后井口见到返出，之后排量2bbl/min 见返出，排量1bbl/min，无返出，可知漏失量很低，推测该井液量下降不是因为地层压力不足。

1.3 生产过程中微粒运移

Q油田储层以粉细砂到中砂为主，胶结程度差，填隙物以泥质为主，黏土矿物含量高，通常大于15%，具有强水敏、中等偏弱速敏等特征。

油井产液量高，生产过程中微粒易发生剥落、运移，导致细粉砂、黏土等固相颗粒堵塞近井附近。油井非产层泥质含量高，出水后易造成泥质脱落，原油见水后乳化携带细粉砂运移，都会造成地层孔喉的堵塞。此外，原油黏度大，地下渗流阻力大，尤其在近井地带随温度、压力等急剧变化，流动剪切会进一步造成粉、细砂岩的运移。

1.4 生产过程中垢类沉淀

Q油田原油黏度高，胶质、沥青质含量高(约25%)，且生产压差大，原油在近井地带可能发生脱气，进而产生胶质、沥青质等有机堵塞，降低储层渗透性，影响油井产量。

Q油田地层水钙镁等离子含量高，随着油田开采，部分油井长期产水，且含水率较高，易形成碳酸钙垢、硫酸钙垢等无机垢类沉淀，导致渗透率下降。根据油田生产及修井情况，个别平台的部分油井存在结垢现象，油井井口无流动，检泵过程中存在机组大量结垢、油嘴被堵的情况。通过现场垢样取样，化验分析成分主要是钙垢和铁腐蚀产物。

2 解堵增产措施

受平台空间、作业费用等条件限制，酸化解堵是Q油田油井常用的增产措施，此外非酸解堵、生物酶解堵等无需返排的解堵技术也得到了一定程度的应用。

2.1 酸化解堵

酸化是Q油田重要的增产措施之一，多氢酸、氟硼酸等体系应用较多。可以实现不动管柱酸化作业，对于普通的合采管柱，通过油套环空反挤酸液；对于Y 分管柱，使用钢丝作业投捞Y 堵，从油管正挤酸液。近几年Q油田油井年酸化量平均在20井次左右，为油田产量的完成做出了重要贡献，经济效益明显。

但产出液的处理一直是困扰海上油田油井酸化的技术难题之一。常规酸体系需返排设备，对场地要求较高。此外，酸液使用不当，可能会对流程及管柱产生影响，还容易造成二次沉淀。

2.2 非酸解堵

砂岩酸化中易产生铁化合物、氟硅酸盐、氟化钙等二次沉淀，会造成储层伤害，对酸化效果造成重要影响。而非酸解堵通过鳌合一部分金属离子，能一定程度减少这些沉淀的产生，从而改善酸化效果[1]。

非酸解堵体系较常规酸化反应缓慢，可以与污染物及孔道壁面更加充分接触，反应后残液稳定性好，不会产生二次伤害，能有效解决残液影响流程的问题，返排液能够直接进生产流程，可以大幅提升作业时率。

目前Q油田已实施的非酸解堵，除了个别油井增液不增油外，大都有较好的增油效果，部分油井措施后初期日增油30m3/d以上。但非酸解堵对钻完井中高粘堵漏剂等造成的伤害，措施效果有限，此类低产井建议首选油井酸化。

2.3 生物酶解堵

生物酶是运用现代生物技术制成的一种以蛋白质为基质的非活性制剂，可以改变岩石的润湿状态，具有非常高的释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物的能力，能使储层中附着在岩石上的原油迅速分离，溶解沉积在近井地带的有机垢，达到疏通油流通道、降低流动阻力的目的。生物酶解堵效果好，无需返排，具有良好的自破乳功能，具有安全、高效、施工方便等优点[2]。

生物酶主要解决胶质、沥青质等有机堵塞，对油井含水等有一定要求(含水40%～80%，生物酶可吸附在岩石表面，持久地发生作用)，药剂成本较高，这些问题都在一定程度上限制了该技术的推广应用。

3 面临的挑战及对策

通过总结Q油田近年来解堵技术的应用实践和效果，发现还主要面临以下问题和挑战：

3.1 解堵体系的选择

体系的选择是解堵技术的核心，解堵需要设计高效低伤害针对性的体系和配套添加剂。

通过分析油藏地质特征、开发特征，结合单井生产和历次作业情况，分析低产原因，选择针对性的解堵体系。

储层伤害通常是多种因素综合作用的结果，在解堵体系设计时应尽量考虑对尽可能多的伤害因素的解除，并考虑在储层改变、保护等方面发挥作用。酸化体系主要解决细粉砂及黏土堵塞的问题，需选用缓速酸，以防酸液对岩石骨架造成伤害，同时延长有效期。部分油井污染原因复杂，可考虑进行复合解堵，兼顾解除胶质、沥青质等有机垢及钙镁、铁等无机垢，同时溶解黏土、细粉砂运移堵塞物，抑制二次沉淀，改善油流通道。

3.2 解堵后含水上升快

Q油田含油井段长、纵向层系多、多段合采，层间渗透率、压力差异大，层间矛盾突出。油田处于中高含水期，主力产油层也是主要的出水层。笼统注入解堵液，解堵液易沿着高渗透层指进，而对低渗储层改造力度弱，容易造成含水上升，呈现增液不增油的特点。

针对油井层间物性、压力及水淹差异大等特点，从井况上看，可以逐渐采用分层开采的方式，结合生产测试、油藏工程及数模模拟等手段判断各小层的产能贡献、含水率、剩余油潜力等，针对性的进行分层解堵。从分流工艺看，建议可以采用暂堵剂、泡沫分流等化学转向辅助措施，解决多层长井段非均质储层解堵液分布不均的问题，进一步提高油井解堵效果。

3.3 酸化后返排

油井酸化后的残酸容易引起储层堵塞沉淀，返排是减少沉淀的最好处理方法。常规酸化返排设备占地面积大、工期长，影响平台其它作业的开展。返排液成分复杂，固悬物、金属离子含量高，乳化程度高，油水分离困难[3]。海上油田生产流程短，应对返排液冲击的能力较弱，返排液易对平台电脱等装置产生影响，影响流程稳定和外输。

返排液中的硫化亚铁是导致返排液乳化油乳化状态趋于稳定的主要原因。酸化返排开始后，可以注入铁离子稳定剂，与返排液中的亚铁离子络合，降低其含量，进而减少乳化液的形成，在Q油田应用效果显著。

此外还可以对返排液中和、过滤处理后再回注注水井，这样既可以解决酸化作业后返排液处理困难的问题，还可以对平台注水井进行简单的解堵处理[4]。

除上述几大主要挑战外，Q油田油井解堵还面临多轮酸化有效期变短、效果变差，疏松储层出砂，大斜度井、水平井等复杂结构井的分流布酸难度大等问题。