某碎屑岩油藏油井蜡堵原因剖析及对策

王彦青

（中海油天津分公司，天津 300459）

1 概况

M油藏主力目的层埋深6500～7000m，原始地层温度162.5℃，原始地层压力71MPa，饱和压力36MPa，属于轻质油，产出天然气以溶解气为主，地面原油密度0.8130g/cm3（20℃），凝固点-16～-30℃，含蜡 1.67～9.23%，平均 5.45%，含硫0.12-1.53%，平均0.71%，胶质+沥青质含量3.03～17.0%，平均9.44%。2010年投入开发以来，46口结蜡井累计清蜡2300井次，严重遇阻245井次，严重遇阻率10.7%，2018年清蜡507井次，严重遇阻68井次，严重遇阻率13.4%，M油藏油井出蜡现象严重[1]。

2 出蜡影响因素分析

2.1 油品性质

原油中含有蜡、胶质、沥青质含量越高，原油析蜡点越低，结蜡越容易。M油藏平均含蜡量为5.45%，平均胶质和沥青质含量9.44%，而46口结蜡投产时平均含蜡量为9.01%，平均胶质和沥清质量含量13.2%，因此高含蜡、高胶质、高沥青质含量是油井出蜡主要因素。

2.2 油井开采条件

M油藏45口油井首次发生蜡堵时间距离投产时间平均间隔624天，说明油井在投产初期清蜡时未发生严重遇阻，随着生产时间的延长，原油开采条件发生变化，比如地层压力下降，原油开始脱气，原始组分发生变化，粘度增大，蜡在原油中溶解度下降，开始出现蜡结晶。石蜡析出附在井壁上，导致机采井抽油杆下行遇阻无法正常生产。M油藏主力目层油藏中深6750m，原始地层温度170℃，温度梯度2.42℃/100m，原油析蜡温度40℃，可确定油井在1378m以上会发生结蜡问题[2-3]。

2.3 胶质组分降低

M油藏46口蜡堵井投产时平均胶质和沥青质含量13.2%，平均胶沥比3.24，发生首次蜡堵时平均胶质+沥清质含量5.43%，平均胶沥比0.64，平均胶沥比下降2.6，胶质组分损失后会导致沥青质组分析出，一方面为结蜡提供结晶核，另一方面析出的沥青质与蜡、砂等机械杂质形成异物在井筒内部处形成堵塞（图1），导致清蜡严重遇阻。

图1 析出沥清块与蜡混合物

2.4 原油中杂质含量

原油中含有杂质物质较多，比如砂、泥、悬浮颗粒等，提供蜡晶析出后依附条件。46口井中有12口地层出细粉砂，占比26%，具体见图2。

图2 析出砂泥与蜡混合物

3 出蜡井治理

M油藏油井出蜡严重，经过多年现场实践，制定了一系列治理手段，基本实现出蜡井治理，措施成功率100%，具体包括三方面[4]。

一是现场井口钢丝绳配合通井规清蜡。清蜡遇阻时根据现场工具重量及钢丝张力变化情况，总结出“一扩、二小、三通、四组合、五清蜡”的处理方法，即油井出蜡遇阻后先实施油嘴扩大，提高流体对油管内壁的冲刷能力，然后选择小型通井规逐级通井，或选择上面大下面小工具的组合方式一次下放工具，多次通井清蜡堵，简便快捷。

二是对结蜡严重井采取解堵措施。采取“一洗、二药、三连、四钻”的解堵措施，即热洗、沥青分散剂、连续油管、钻磨，首先如油井严重遇阻，刮蜡工具窜无法下放，则需先进行热洗处理，油管内壁被结蜡堵死或反洗不通，需要向油管内挤入清蜡剂或沥青分散剂对蜡堵位置进行溶解，若不能解决蜡堵问题或蜡堵位置较深，则需配合连续油管解堵，先挤分散剂或清蜡剂，然后再挤入热油进行解堵，如仍不能解决蜡堵，说明油管内已被严重堵塞，必须进行钻磨解堵，如图3所示。M3井注水替油过程中油压上升快，开井油压下降快，井筒内部存在堵塞，现场通井规通井证实蜡堵，未成功，后实施连通油管通井，辅助沥清分散剂和热油解堵，油压快速恢复，表明井筒已通，开井生产后阶段累增油1830吨，效果较好[5]。

图3 M3井采油生产曲线

三是对结蜡严重井使用电磁复合清蜡，装置是由环形刮蜡片、左刀刮蜡片、右刀刮蜡片、提升电缆、电磁加热清蜡杆组成，在提升电缆上依次设置环形刮蜡片、左刀刮蜡片、右刀刮蜡片、电磁加热清蜡杆，电磁加热清蜡杆的作用是给油管内的蜡进行快速加热，降低蜡的粘度和对油管内壁的粘附力，左刀刮蜡片、右刀刮蜡片、环形刮蜡片是分别从左侧、右侧、四周等不同角度刮削油井内的结蜡；提升电缆的作用是给电磁加热清蜡杆输送电能，目前仅现场实施试验3井次，成功率100%（图4）。

图4 电磁复合清蜡装置结构示意图

4 结论及建议

1）对油井出蜡机理进行研究，包括溶液理论、结晶理论、吸附理论、扩散理论等。

2）对M油藏影响油井出蜡因素进行分析，包括油品性质、油井开采条件、胶质组分降低以及原油杂质含量等。

3）对M油藏制定现场清除蜡治理对策，措施成功率100%。

4）本文取得的认识及方法，可为其它同类型油藏提供经验。