渤海B油田油井堵塞机理分析及防治对策研究

方 涛 白健华 尚宝兵 陈华兴 吴华晓 庞 铭

中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300459

0 前言

在石油开采过程中,随着油、气、水从地层流入井筒,地层、井筒的温度和压力不断变化,井流物系统的稳定性受到破坏。当达到一定条件时,原油中蜡、沥青质等有机质和地层水中Ca2+、Mg2+等离子形成的CaCO3等无机质会沉积于地层和井筒中,影响油气井产能,甚至导致停产。国内外学者针对井筒沉积问题做了相关研究,主要集中在井筒堵塞原因分析[1-3]及相适应的化学解堵药剂筛选评价与应用[4-6],但缺乏复杂多类型沉积机理及主动防治措施的探索和研究。

渤海B油田D井区井筒堵塞问题频发,以往针对该区块主要采取以“治”为主的应对策略。投产以来先后实施钢丝作业、自生热解堵、加热车洗井、连续油管清蜡、有机解堵等措施90余井次,井筒堵塞问题未能得到彻底解决,单井产能受到较大影响,开发效果不理想。本文通过室内实验和理论预测,明确了该井区油井堵塞原因及机理,提出了“以防为主”的综合防治措施并在现场应用,成功解决了油井堵塞问题,对相似油田高效开发具有很好的指导意义。

1 研究区概况

渤海B油田位于渤海东部辽东湾海域,构造位于辽中凹陷中段的中洼反转带,被郯庐走滑断裂的辽中1号大断层分为东、西两块。D井区位于B油田东块,于2011年底投产,生产东二段,储层埋深1 300～1 470 m,平均原始地层压力13.9 MPa,地层温度57 ℃。

地层原油饱和压力10.4 MPa,地饱压差小;地层原油密度为893.2 kg/m3,单次脱气死油密度为945.1 kg/m3;井流物平均分子量为250.0 g/mol,C36以上组分分子量为679.5 g/mol;地层原油黏度50.9 mPa·s,属于稠油范畴。地面原油平均含蜡量7.0%,胶质含量17.5%,沥青质含量4.3%,密度为937.0 kg/m3, 50 ℃下黏度200～600 mPa·s,凝固点在-4 ℃以下;旋转黏度计无法测出原油析蜡点,差示扫描量热法测试析蜡点在28～37 ℃之间。

D井区采用注水开发,早期部署7口生产井和1口注水井,见图1。投产5 a后,地层亏空较大,地层压力保持程度为72%。开发过程中,油井反复表现出井底流压上升、产量下降的动态特征,生产波动大,产量递减快,B3、B4井甚至常年无产出关停。自生热解堵、加热车洗井等措施实施后,油井堵塞问题不仅没有得到彻底解决,修井液漏失还造成一定程度的储层伤害,油井产能恢复程度也不理想。

图1 D井区早期布井示意图Fig.1 Schematic diagram of early well layout in Well D

2 井筒堵塞物分析

2.1 化学组分分析

根据CJ/T 221—2005《城市污水处理厂污泥检验方法》和GB/T 6531—1986《原油和燃料油中沉淀物测定法(抽提法)》标准方法,分析堵塞物主要成分为油质有机物,含量99.95%,含水0.05%,不含CaCO3垢、泥沙等无机质。采用SY/T 5119—2008《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》和SY/T 7550—2012《原油中蜡胶质沥青质含量的测定》标准方法,分析堵塞物中沥青质和蜡含量分别为42.23%和20.73%,较原油中含量大幅增加,表明井筒堵塞的主要原因是蜡和沥青质沉积。

2.2 模拟蒸馏分析

对原油和堵塞物进行模拟蒸馏分析,堵塞物初馏点为227.6 ℃,远高于原油初馏点77.8 ℃;在700 ℃以下,堵塞物收率低于油样;在高于700 ℃时,堵塞物收率高于油样,表明堵塞物的中—重质组分含量较原油有所增加,见图2。

图2 模拟蒸馏分析结果图Fig.2 Simulated distillation analysis

2.3 化学元素分析

一般地,原油中C、H含量变化不大,但N、O、S等有机杂原子和Al、Fe等金属杂原子含量差异较大,主要集中于胶质和沥青质组分中。这些杂原子和C、H相比含量并不高,但对原油及其组分的性质却有很大影响[7],会导致沥青质电荷不平衡,使沥青质分子产生极性。沥青质的极性越大,其缔合性越大,越容易在溶液中聚集[8]。采用SH/T 0715—2002《原油和残渣燃料油中镍、钒、铁含量测定法(电感耦合等离子体发射光谱法)》标准方法,分析堵塞物中Fe、Ca、Na、K、Mg等金属杂原子含量较原油中含量增加数十倍至上百倍,见表1。这些金属杂原子使分子结构复杂化,强化了胶质、沥青质、油蜡网状结构,导致形成的堵塞物也更稳定。

表1 无机元素组成分析表Tab.1 Inorganic elements analysis μg/g

3 有机质沉积机理分析

3.1 原油蜡沉积

D井区油井产量较低,井筒热量损失大,导致井口产液温度低于析蜡点,存在井筒析蜡问题。根据原油性质和生产动态数据,预测蜡沉积相包络线,见图3[9]。预测原油析蜡点在33 ℃左右,压力对析蜡点影响较小,温度是蜡沉积的主要影响因素之一。井筒中400 m以上位置处于蜡沉积相包络线以内,存在析蜡风险。若改变井筒温度场至蜡沉积相包络线以外,可避免井筒蜡沉积。

图3 原油蜡沉积相包络线图Fig.3 Phase envelope curve of wax deposition

3.2 原油沥青质沉积

考虑原油组分影响,利用井下原油样品开展了沥青质沉积高压模拟实验[10],得到不同压力下沥青质生成微观形态,见图4。原油在饱和压力下已有沥青质沉积发生;随着压力进一步降低,原油组分间的平衡受到影响,累积析出的沥青质颗粒密度增加,沥青质沉积量也逐渐增加。

a)10.4 MPa

建立D井区沥青质沉积相包络线[11-12],见图5。井筒部分位置温压曲线在沥青质沉积相包络线以内,存在沥青质沉积风险。投产初期,油藏条件位于沥青质沉积相包络线以外。投产5 a后,部分构造高部位井地层压力低于饱和压力,油藏条件处于沥青质沉积相包络线以内,近井地带存在井筒沥青质沉积风险。若提高近井地带地层压力,改善井筒温度场,可降低沥青质沉积对开发的影响。

图5 原油沥青质沉积相包络线图Fig.5 Phase envelope curve of asphaltene deposition

由此可见,D井区井筒存在蜡和沥青质复合沉积，近井地带存在沥青质沉积。沥青质沉积与蜡沉积相互影响、相互制约,堵塞物还会将原油中的液态烃捕集到形成的有机物网络结构中[13-14],导致井筒有机质沉积过程极其复杂。

4 有机质沉积防治对策及应用

结合以往治理措施的经济性和效果,考虑“以防为主”，提出了“井筒升温+地层保压”相结合的治理策略。通过井筒电加热工艺可大幅提升井筒流体温度,从而预防井筒有机质沉积;通过优化注采井网、强化注水恢复地层压力,则可形成不利于近井地带沥青质析出的条件。

4.1 井筒升温

在陆地杆式泵空心杆电加热工艺的基础上[15],研发了适合海上油田电潜泵井的空心杆电加热工艺[16],即将抽油杆置于油管内部,抽油杆底部连接终端器,终端器与导电座对接,形成闭式回路;抽油杆上部与抽油杆悬挂器连接;抽油杆悬挂器坐挂于油管挂下部的改造双公短节内,上端与专用偏心免拆井口采油树对接密封;管柱底部设计采用深井安全阀,满足海上油田井控要求,见图6。

图6 海上油田电泵井空心杆电加热管柱示意图Fig.6 Schematic diagram of hollow rod electric heating pipe string for offshore oilfield ESP wells

在B1井试验应用空心杆电加热工艺后,井筒流体温度维持在43 ℃以上,远高于析蜡点,见图7。井筒上部流体升温更加明显,井口温度维持在60 ℃以上,较正常不加热情况下提升约33 ℃,不仅防止了蜡晶的析出,也有效抑制了沥青质在井筒的沉积、聚集[17-18]。

图7 B1井井筒温度场剖面图Fig.7 Temperature field in wellbore of well B1

4.2 地层保压

为对存在沥青质沉积风险的油藏及时补充能量[19-21],根据井间连通关系,先后将B8和B7两口油井转为注水井,从而由七采一注调整为五采三注,并进一步优化B5井注水量。井区注采比由0.21提升至0.80,地层压力逐年恢复,地层压力保持程度由最低72%增加至94%,见图8。

图8 注采比及地层压力保持程度逐年变化情况图Fig.8 Variation of injection-production ratio and the formation pressure with production time

综合防治后,B1、B2井平均日产油有所增加,B3、B4两口长期停产井也恢复了正常生产,B6井因含水上升产油有所下降,但所有生产井都没有再出现井筒堵塞问题,提高了生产时率,累产油15×104m3,治理效果显著,见表2。

表2 有机质沉积防治对策应用效果分析表

5 结论

1)研究认为,影响渤海B油田D井区油井正常生产的原因是地层温度和压力下降,致使蜡和沥青质复合沉积，造成油井堵塞。

2)研发形成了电潜泵井的空心杆电加热工艺技术,将井筒流体温度提升至析蜡点以上,实现了井筒升温，解决了井筒堵塞问题;通过注采井网调整和优化注水量,提高了注采比,地层压力得到恢复,避免了近井地带沥青质析出。

3)现场应用表明,“井筒升温+地层保压”的治理策略有效解决了渤海B油田D井区油井堵塞问题。