渤海N 油田稠油低产液成因及治理策略研究

李展峰，王 刚，王树涛，刘 斌，张振杰

（中海石油（中国）有限公司天津分公司天津 300452）

N 油田位于渤海辽东湾海域，其中Y 区块为该油田的主力区块之一，地层原油黏度为262 mPa•s，为典型的稠油油藏，该井区采用水平井分层系开发。目前综合含水均已达到86%，进入高含水期。但该区块多数采油井在生产过程中，表现出见水初期产液量迅速下降，高含水期后生产压差大，无法提液，长期处于低液量的异常生产状态，且酸化、解堵等常规措施无效。鉴于海上油田针对此类问题并无经验可循，本文通过室内实验分析、静态资料、生产动态资料等对该类油井无法提液成因进行系统分析。

1 中、低含水期低产液成因分析

1.1 中、低含水期生产现状

Y区块采油井无水采油期产能较高，但见水后，产液量快速降低，油井产能随之下降。且井口取样可见明显的乳化原油，表现出乳化伤害的特征（图1、图2）。

图1 J03井中、低含水期生产曲线

图2 J03井井口原油取样

1.2 乳化伤害室内评价

稠油遇水后在一定条件下易生成W/O 乳状液，造成乳化原油黏度增加，产生乳化伤害。丁德磐等［1-12］学者指出稠油中的胶质与沥青质作为天然表面活性剂可促进原油乳化，胶沥含量越高，乳状液越稳定，乳化伤害越严重。化验分析Y 区块胶质+沥清质的质量分数分布在29.3%～37.2%（表1），较高的胶沥含量使得原油见水后易形成稳定乳状液，造成乳化伤害。

表1 Y区块原油各成分质量分数

依据石油天然气行业标准（SY/T0520-2008），采用Y 区块原油样品进行原油乳化室内实验评价，测定乳化原油黏度随含水率变化规律。可以看出，乳化原油黏度随含水率变化曲线可分为三个阶段，阶段I，原油见水后W/O 乳状液开始形成，黏度缓慢增加；阶段II，随着含水率增加，逐步形成稳定的W/O乳状液，黏度指数式增加，在含水率为70%时乳状液黏度最大，达到未见水原油黏度10 倍以上；阶段III，含水率进一步增加，W/O 乳状液逐步过渡为O/W 乳状液，黏度迅速下降，待含水达到80%后，原油乳化伤害自然解除，黏度为无水采油期时原油黏度（见图3）。

图3 Y区块东二段乳化原油黏度随含水率变化曲线

依据径向流产量理论［13-15］，产液量与原油黏度负相关，黏度越大，产液量越低。由于原油乳化造成黏度急剧增加，Y区块采油井在中、低含水期产液量下降。

2 高含水期低产液成因分析

2.1 高含水期生产现状

依据原油乳化室内实验分析，Y 区块采油井进入高含水期后，乳化伤害解除，且井口取样未见原油乳化。但该区块采油井依旧表现为低液量生产状态（图4）。

图4 J03井高含水期生产曲线

2.2 低产液成因分析

Y 区块采油井均设计为穿多层的水平井，水平段钻遇多段泥岩夹层（图5），为减少油气渗流阻力，提高油井产能，目前海上水平井多采用裸眼砾石充填完井，这就导致穿多层水平井钻遇的泥岩段裸露于井筒中，生产过程中泥岩段坍塌堵塞井筒，造成水平井生产异常［16-19］。对此，多采用盲管等工具封堵水平井泥岩段，但在矿场应用中，由于井况复杂等原因，多数水平采油井泥岩段未得到完全有效封堵，泥岩段封堵率小于100%。

图5 水平井穿多层生产示意图

统计分析Y 区块水平井泥岩段封堵率及采油井高含水期产液量，封堵率小于100%的多数采油井高含水期处于低液量生产状态，封堵率大于100%的采油井均处于高液量生产状态（见表2）。高含水期产液量的影响因素来自泥岩封堵情况和泥岩位置。

2.2.1 泥岩段封堵对高含水期产液量的影响

对比分析未完全封堵泥岩段与完全封堵泥岩段的采油井生产情况，J08、J10井泥岩段封堵率大于100%，均可大幅提液，以J10 为例，该井泥岩封堵率103%，目前该井日产液504 m3，日产油35 m3，含水率93%，产液量为无水采油期的6.63 倍（见图6，表2）；高含水期处于低产液量的采油井泥岩段封堵率均小于100%，为87%～93%，以J03 井为例，该井泥岩封堵率91%，目前该井日产液95 m3，日产油4 m3，含水率96%，产液量仅为无水采油期0.68 倍（见图7，表2）。

表2 Y区块采油井高含水期产液量及泥岩段封堵率统计

图6 J10井水平段泥岩封堵示意

图7 J03井水平段泥岩封堵示意

2.2.2 泥岩段位置对提液的影响

J05 井泥岩段处于趾部，且趾部储层渗透率较低，怀疑趾部泥岩段未见水，或见水后仅堵塞趾部储层，该井高含水期可正常提液，水平段趾部泥岩段对采油井生产影响不大（见图8）。而高含水期低液量的采油井，未封堵的泥岩段多位于水平段根部、中部，主要原因为水平段根部、中部的生产压差较大，更易参与渗流，见水后泥质易堵塞筛管，甚至造成未封堵泥岩处整个井筒堵塞，水平段有效贡献长度明显减小，进而造成高含水期采油井无法提液（见图7）。

图8 J05井水平段泥岩封堵示意

3 治理策略

通过以上分析可以看出，采油井生产异常在不同阶段成因是不同的。主要分为见水阶段（20%＜fw＜80%）与含水大于80%两个阶段。

在见水阶段，采油井的“无法提液”主要由于原油乳化造成，针对此问题，可通过破乳剂或者降黏剂等手段治理。

在含水大于80%阶段，采油井的“无法提液”主要由于泥质堵塞造成，可在钻完井阶段下入盲管或采用其他措施封堵泥岩段。

4 实际应用

采用钻完井阶段封堵泥岩段+见水阶段（20%＜fw＜80%）降低原油黏度的治理策略，实施“低产液井”J03 原井眼侧钻治理先导试验，该井完全封堵泥岩段，且在见水后滴注降黏剂，实现“低产液井”提液、高产，该井高峰日产油110 m3，目前计量日产液430 m3，含水91%，产液量为侧钻前相同含水期的4.3倍，实现日增油8倍（图9）。

图9 J03-1井生产曲线

5 结论

对N油田Y区块采油井低产液成因进行系统分析主要得到以下几点结论：

（1）在见水阶段（20%＜fw＜80%），由于原油乳化造成采油井产液量低，可加入破乳剂或降黏剂治理原油乳化问题，提高该阶段采油井产液量。

（2）在高含水阶段（fw＞80%），原油乳化自然解除后，依旧存在无法提液的问题，其主要原因为钻完井阶段未实现泥岩段的有效封堵，造成储层泥质堵塞采油井无法提液。可通过下入盲管或者采用其它措施完全封堵泥岩段，以治理高含水期低产液问题。

（3）应用以上策略成功实现“低产液”J03 井侧钻后大幅提液，并在此基础上，继续推动Y 区块“无法提液井”治理，提高该井区稠油油藏采收率。对于存在此类问题的稠油油田，均可采用类似方法治理，以改善油田开发效果。