涠洲W断块高凝油油藏开发对策

郑爱玲，刘德华

(湖北省油气钻采工程重点实验室 长江大学，湖北 武汉 430100)



涠洲W断块高凝油油藏开发对策

郑爱玲，刘德华

(湖北省油气钻采工程重点实验室 长江大学，湖北 武汉 430100)

涠洲W断块高凝油油藏具有构造复杂、原油含蜡量高、凝固点高、析蜡温度高的特点，开发难度大。在总结断块高凝油油藏开发特征，及开发过程中注采系统不完善、油井结蜡、储层伤害、压力和产量下降快等问题的基础上，采用立体井网优化控制理论的矢量化井网加密、注水井增注、深穿透射孔、加深保温油管长度和加深泵挂等措施，形成了适合W断块高凝油油藏的开发技术。经过现场实施，日产油量由38.33 m3/d增加到500.00 m3/d，充分发挥了高凝油油藏的生产潜能，实现了海上油田“少井、高产”，促进了海上油田高速高效开发。

高凝油；断块油藏；注水；清防蜡；开发特征；开发对策；涠洲W断块

引 言

高凝油油藏在储层岩性、物性、储集空间等方面与其他类型油藏具有相同的特征，区别在于高凝油具有高含蜡量、高凝固点、低气油比、原油对温度敏感的特征，使得高凝油油藏在开发和采油工艺方面与常规油藏存在较大差异[1-4]。而断块油藏由于构造复杂、砂体横向分布稳定性差、储层非均质性强的特点，增加了断块高凝油油藏开采的难度[5-9]。受环境制约和平台限制，海上断块高凝油油藏开发更加困难。通过W断块的开发动态研究，确定了适合断块高凝油油藏的开发对策，促进了海上油田高速高效开发。

1 油田概况

涠洲W断块高凝油油藏位于南海西部北部湾盆地，油藏埋深为2 086～2 760 m，主力油层W3段主要沉积三角洲前缘水下分流河道砂体，为中孔、中渗储层。W断块两面被断层封闭，向东倾斜，构造内部为4条断层切割，为半封闭、未饱和的层状边水断块油藏。原油硅胶质含量高，沥青质含量高，含蜡量高，凝固点、析蜡温度高,具有高凝油的典型特征。

2 开发动态特征及存在的问题

W断块主力油层2012年投入开发，采用一套层系、一套井网、边缘注水的开发方式。由于构造复杂，原油含蜡量高、凝固点高，油藏开发面临很大困难，主要体现在以下几个方面。

2.1 注采井网不完善，压力衰竭快

W断块为天然能量不足的三角形小断块油藏，由于储层构造复杂，砂体分布连续性差，连通性复杂，开采初期采用天然能量开采，地层压力下降快，年产油量递减率高达85.53%。

投产6个月后注水开发，由于海上油田井距大，且内部断层的遮挡作用，难以建立有效的驱动体系，致使油井因地层压力低而关井,目前仅W-A1井低产生产。

2.2 油井结蜡严重，影响生产

W-A3H井初始产液量为232 m3/d，产量递减快，4个月后关井，作业时发现管柱上附着大量的蜡和胶质物。W-A2H井初始产液量为195 m3/d，5个月后降低至15 m3/d，井口温度为31℃，管线内部全部被凝固的原油堵塞。

2.3 注水井污染严重

W-A5井井下沉积物取样表明，沉积堵塞物为黑色黏稠物质和黄褐色物质，分析化验显示为硅胶质、油蜡、碳酸盐和地层矿物。其堵塞原因为原油析蜡、钻井液与储层不配伍和完井液漏失造成污染。

3 高效开发技术对策

3.1 完善注采井网

通过经济极限注采井距、技术界限研究，在原有边部注水井网的基础上，基于立体井网优化控制理论和矢量化布井方法，以断块平面的几何形态和规模为基础，确定考虑油层分布、物源方向、主渗透率方向、沉积微相适应断块油藏的水平井、定向井联合布井方式。

由于渗透率存在各向异性，注入流体沿着渗透率较大的方向优先推进，导致不同方向上的生产井见水时间差别较大，驱替过程不均衡，影响开发效果。为减轻渗透率各向异性的负面影响，新部署油井水平段与物源方向平行，注水井不同方向上的生产井井距按如下方式进行设计：

(1)

式中：lx、ly为注水井到x方向与y方向的距离，m；φx、φy为x方向与y方向的孔隙度；Kx、Ky为x方向与y方向的渗透率，10-3μm2；Δpx、Δpy为x方向与y方向的压差，MPa。

在无井控制区域增加3口油井(1口水平井和2口定向井)，考虑油藏内小断层遮挡作用，增加2口注水井(定向井)，调整平面和纵向注采关系，提高储量动用程度和水驱控制程度(图1)。

3.2 注水井增注

根据高凝油渗流机理，适当提高流体流速，高剪切速率有助于改变蜡分子的网状结构，使原油黏度降低；液流流速增加，井筒中热损失小；液流流速大，对管壁的冲刷作用强，悬浮在油中的蜡结晶颗粒还未吸附在管壁上就被油流带走，减少结蜡机会。因此对注水井增注，保持较高地层压力开采，可提高油井产液速度。

图1 W断块主力油层调整后井位

注水井W-A5存在原油重质组分造成的有机物堵塞及钻完井液污染引起的无机物堵塞和碱敏伤害。2013年采用复合解堵工艺进行解堵，实施后吸水指数从8.80 m3/(d·MPa)上升到23.3 m3/(d·MPa)，在注水压力18 MPa下注水量从实施前的40 m3/d提高到160 m3/d。同时，根据吸水指示曲线，将注水井W-A6的注入压力提高至20 MPa，注水量上升至400 m3/d，及时进行能量补充，大幅度缓解了地层亏空。

3.3 深穿透射孔工艺

油层在井眼附近的完善程度对油井生产潜能的发挥有重要影响，深穿透射孔技术能有效穿透污染带。增大泄油面积，油流更易流向孔道进入井筒，增加油井产量、增强注水井吸水能力。

W断块产能测试研究显示，采用深穿透射孔工艺的油井产能比常规射孔工艺的油井产能有明显提高。生产井W-A1的初始产量为20 m3/d，生产一个多月后产量降低至1.2 m3/d，原层位经过深穿透补孔后产量稳定在30 m3/d。对于新井，采用深穿透射孔技术，能有效提高高凝油油藏油层的产能。

3.4 清防蜡技术

W断块含蜡量高、凝固点高、析蜡温度高，在开采过程中易出现井筒结蜡。清防蜡技术是保持油井高产稳产的重要因素。

(1) 加深保温油管长度。保温油管具有良好的保温效果，能有效提升井口温度，避免油井井筒结蜡，为油井正常可持续生产提供保障。

W-A1井于2012年7月投产，初期使用普通油管，日产液量为20 m3/d，井口温度为32～34℃，低于析蜡温度45℃，井筒析蜡。2012年12月下入斜深为1 400 m的保温油管，日产液量达到22～25 m3/d，井口温度为45～53℃，高于析蜡温度。

目前W-A2H、W-A3H和W-A4H井下管柱外径11.43 cm的保温油管下深及静温如表1所示。由表1可知，W-A2H和W-A3H井保温油管下深处静温低于析蜡温度，油管中出现析蜡，根据静温梯度图，建议将保温油管下深增至1 000 m以上，地层静温为60℃左右，降低析蜡风险。

表1 保温油管下入深度及静温

(2) 加深泵挂。W断块地层原油泡点压力为6.78 MPa，W-A2H井泡点压力对应的油井井深为1 800 m，泵挂垂深为1 500 m；W-A4H井泡点压力对应的油井井深为1 303 m，泵挂垂深为1 150 m。在泵吸入口位置，原油已经脱气。原油脱气降低了蜡质、胶质、沥青质的溶解度，促使该类物质析出，影响泵的举升。同时，原油中气含量增加，泵吸入口离封隔器距离小(41～50 m)，气体的积聚对泵的性能产生影响，或出现欠载停机，造成保护器失灵，导致电机烧坏。加深泵挂至原油脱气点以下，避免泵挂处脱气，可减少蜡质、胶质、沥青质析出所造成的影响。

3.5 实施效果

根据以上研究成果，从“单井-平面-油藏”进行综合调整，通过修井、解堵、补孔、增注、清防蜡等措施，实现单井正常注采；通过动、静态结合，研究砂体展布情况，完善注采井网；综合地质研究、动态研究、配套工艺，实现综合调整。W断块主力油层实施综合调整后，注水井注水正常，地层能量得到有效补充，析蜡和结蜡现象明显改善，油井利用率由25%提高到100%。油井生产稳定，无明显结蜡现象，日产油量由38.33 m3/d增加到500 m3/d，开发形势明显好转，油藏数值模拟预测最终采收率由原来的28.2%提高到33.6%。

4 结论与建议

(1) 断块高凝油油藏具有构造复杂、原油含蜡量高、凝固点高、析蜡温度高等特点，开发过程中表现为注采井网难以完善、地层压力下降快、储层伤害、井筒及地面管线结蜡，油田开发难以实现高产稳产。

(2) 结合断块油藏开发特点，提出立体井网优化控制理论和矢量化布井方法，完善注采井网，实现均衡驱替。

(3) 注水井增注、深穿透射孔技术、加深保温油管长度和加深泵挂能有效避免蜡伤害，提高高凝油油层的产能，实现海上油田“少井、高产”，促进海上油田高速高效开发。

[1] 阳晓燕，杨胜来，吴向红，等.高凝油油藏注水开采温度场变化规律[J].特种油气藏，2011,18(4)：87-89.

[2] 闫玉鹏，李爽.利用侧钻水平井、分支井开采静17块低渗高凝油油藏[J].特种油气藏，2004,11(4)：81-85.

[3] 徐萍.深层高凝油油藏注水研究[J].特种油气藏，2007,14(3)：66-80.

[4] 姚凯，姜汉桥，党龙梅，等.高凝油油藏冷伤害机制[J].中国石油大学学报：自然科学版，2009,33(3)：95-98.

[5] 余守德.复杂断块砂岩油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：23-36.

[6] 李延军.复杂断块油藏开发调整技术对策及效果[J].特种油气藏，2013,20(3)：89-92.

[7] 王平，李纪辅，李幼琼.复杂断块油藏祥探与开发[M].北京：石油工业出版社，1994：55-60.

[8] 徐庆龙.中浅层低渗透断块砂岩气田开发调整实践[J].大庆石油地质与开发，2013,32(4)：67-70.

[9] 崔传智，杨赤宸，牛栓文，等.复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法及其影响因素[J].油气地质与采收率，2013,20(4)：53-56.

[10] 陈仁保.洪泽探区高凝油油藏渗流特性试验研究及开发模式优选[J].石油天然气学报，2007,29(5)：121-124.

[11] 杨滨，方洋，姜汉桥，等.提高高凝油油藏水驱效率试验研究[J].钻采工艺，2012,35(6)：94-97.

编辑 刘 巍

20141111；改回日期：20150205

国家科技重大专项“剩余油分布综合预测与精细注采结构调整技术”(2011ZX05010-002)

郑爱玲(1979-)，女，讲师，2002年毕业于江汉石油学院资源勘查工程专业，2005年毕业于长江大学油气田开发地质专业，获硕士学位，现从事于油气田开发方面的教学和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.031

TE34

A

1006-6535(2015)02-0123-03