高52井区长10层油井井筒工艺配套效果评价

摘 要：长10油藏属安塞油田后期开发的高效区块，其特有的地层特性与原油性质随开发时间的延长，井筒矛盾问题日益突出，影响了油井的正常生产。本文主要针对速敏地层、高油气比等井筒现状的分析总结，提高长10油井井筒综合管理水平，保证长10油井的持续高效开发；针对新油藏井筒出现的出砂等问题进行综合分析和评价，提出保持长10 油井正常生产的技术途径

关键词：长10油藏 工艺配套 技术 研究 应用

一、长10油藏储层特征及开发现状

1.长10油层物性

1.1储层特征

长10油层孔隙以溶孔及粒间孔为主。浊沸石被酸性水沿解理缝溶蚀形成的孔隙是长10层最主要的此生孔隙。平均孔径300μm，相对长6油层大。

最大汞饱和度81.88%，退汞效率28.36%，说明地层物性较好，且为偏亲水性油藏有利于注水开发。但地层非均质性较强，边部物性较差。

长10层为中等偏强速敏、中等偏强酸敏、中等偏强碱敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏。

1.2流体性质

1.2.1地面原油物性

地面原油具有低密度0.8079Kg/m3、低粘度2.77mPa.・s、低凝固点22℃的特点。

1.2.2地层原油

地层原油密度0.687 Kg/m3，粘度0.83 mPa.・s，气油比116m3/t，饱和压力10.78MPa。

综上，长10油层储层条件、原油物性条件都是比较好的，但是某些特定的性质导致生产中出现问题。

2.开发现状

2.1开采现状

侯南区目前有长10油井142口，计开139口，地关3口，实开138口，油井利用率100%，采油时率98.47%，日产液量850m3，平均含水25.18%，抽汲参数2.42*4.21*34.5*1455.5，动液面951m。

2.2开发中出现的主要问题

2.2.1结蜡

长10层油井受原油性质和生产过程中井筒压力、温度变化的影响，结蜡特点不同于长6油层。

通过对长10油井修井现场的跟踪，发现结蜡严重段分为两段，蜡质及硬度也不相同。井口200-400米处结蜡严重，平均结蜡厚度2mm，均匀粘附在抽油杆周围，上提抽油杆过程中容易脱落，蜡质均匀，呈片状；900-1300米处再次出现结蜡严重情况，平均结蜡厚度2-3mm，蜡质粘稠，相对较硬，吸附在抽油杆上不易脱落。

2.2.2出砂

严重的出砂问题、气体影响问题不仅仅是影响到油井的正常生产，还给生产中带来了一系列的难题。

首先，地层出砂易造成砂卡，降低了油井的检泵周期，也增加了检泵的难度。

目前侯南区长10油层油井出砂问题主要还是在井筒防砂上，油井均下入防砂气锚。

从目前使用情况看：有一定的防砂效果，对地层细粉砂效果不大。并且因为抑制不了地层吐砂，常因为砂埋射孔段而导致油井减产，未完全起到防砂保产的作用；且在检泵过程中由于泵径过大而容易砂卡。

因此，防砂气锚在井筒防砂方面效果很好，但如果能将地层砂限制在油层中，避免掩埋射孔段，将极大降低油层出砂对油井正常生产的影响。

目前我区对高13-24进行地层防砂效果良好，自2009年4月份通过地层防砂后至目前生产正常，目前液量14m3，检泵周期649天。

2.2.3气体影响

Ⅰ、地层脱气

长10油层目前处于溶解气驱阶段，气体的膨胀能量是原油开采的动力，但由于地保压差仅2.27MPa，大部分油井在地层时已开始脱气，这是气体压力过高影响产量的原因。

针对这一问题，提高地保压差成为最有效的办法，因此积极实施注水提高地层压力是解决的好办法，但由于速敏性地层，不可强注，在未开发区块实行超前注水或同步注水。

Ⅱ、井筒内脱气

原油即使在地层内未脱气，进入井筒后，由于长10油层原油油气比较高，随着压力的不断下降也会产生严重的脱气现象。虽然气举能成为原油沿井筒上升的动力，但更关键的是由于气体产生的滑脱损失可能会导致油井出液量下降。因此，井筒防气也是必不可少。

二、长10油井工艺配套效果评价

为了确保长10油藏油井的正常生产，针对以上生产中出现的问题，在分析流体物性的基础上，开展了长10油藏清防蜡、防气、防砂等方面的研究和配套。取得了一定效果，但目前工艺还不是很完善，下面通过对已配套工艺技术进行评价，提出下步配套意见，确保长10油井高产、稳产。

1.防蜡工艺评价：

长10层机采井主要采取配套防蜡工具结合定期热洗的清防蜡措施。清防结合能有效的解决长10层结蜡严重的问题。

A、防蜡工具配套

目前现场主要采用的防蜡器有声波降粘防蜡器、防蜡防垢降粘增油器和空化防蜡器，截至目前共配套防蜡防垢降粘增油器17套，空化防蜡器8套，声波降粘防蜡器114套。

B、防蜡工具评价

2010年对长10层防蜡器效果对比，其中防蜡防垢降粘增油器4套，声波降粘防蜡器4套。通过跟踪修井现场情况，根据不同防蜡器结蜡厚度结合生产期间的热洗次数，评价两种防蜡器的效果。

声波降粘防蜡器效果统计表

防蜡防垢降粘增油器效果统计表

通过长10层不同防蜡器效果评价，防蜡防垢降粘增油器防蜡效果较声波降粘防蜡器好。

C、热洗效果分析

长10层地层水矿化度仅为8.7～15.25g/L ，在地层条件下与洛河层水混合，结垢潜量186.83～228.19mg/L，配伍性差。从长10层开发后，热洗采用热油热洗，热洗用量10-20m3，油温80～100度。

从2010年热洗效果看热洗后产量略有上升，液量由7.37m3上升至7.56m3，油量由5.24上升至5.38t。热洗后3至5天内液量有所上升，后期恢复至前期水平。从载荷看热洗后油井载荷比热洗前载荷下降1-3KN。

高13-24热洗前后载荷变化曲线

2.防砂工艺评价：

A、出砂现状

由于高52井区北部渗透率相对较高，部分井岩石胶结相对疏松，生产过程中含气量大、产液速度快，部分油井有出砂现象。从砂样分析和现场观察，主要以压裂砂为主，砂质颗粒大小、磨圆均匀，有少部分的地层。

B、出砂原因

油水井出砂原因是多方面的，根据内外因可以分为两大因素：地质因素和开发因素。地层出不出砂与地质因素有关而什么时候出砂则取决于开发因素。

2.1地质因素

2.1.1地层胶结疏松

容易出砂的地层主要是接触胶结，胶结物数量少，而且泥质较多.当其他条件相同时，渗透率越高，岩石强度越底，地层越容易出砂。

2.1.2地层构造变化

地层在构造上发生急剧变化的区域，例如在断层多、裂隙发育、地质倾角大及边水活动的区域，由于地层原始应力状态被复杂化，极易引起地层出砂。

2.2开发因素

2.2.1再地层流体渗流过程中，大部分有效压头消耗在井壁附近。因此，井壁岩石受渗流冲刷的作用力大，也最容易变形和破坏。

2.2.2注水井的急剧放压等原因造成地层压力梯度发生急剧变化致使岩层结构破坏引起出砂。

2.2.3频繁的增产措施会破坏地层岩石结构，引起地层出砂。

2.2.4在注水开发油田，当油井含水量上升时，为维持原油产量必须提高菜油速度，加大了地层流体对岩石颗粒的拖拽力，引起地层出砂。

长10油藏地层胶结疏松，层间局部存在高渗段，受储层速敏特征的影响，生产过程中高产液、高气量增大了对支撑剂和岩石的剪切作用，导致油井返吐砂严重，甚至部分井出现地层出砂现象。为此，长10油藏北部油井必须全部采取井筒防砂措施，对重复出砂井需进行地层防砂。

C、防砂工具

长10油井含气量大且出砂严重，从2009年开始使用防砂气锚，过对现场油井修井跟踪看，油井尾管中未出现细砂。从使用效果看，防砂气锚能有效的防止粒度较大砂粒进入泵筒，保护深井泵正常工作。2009年对防砂气锚进行改进，将外径由108减小至89mm，10年未出现砂卡。

缺点：防砂气锚能起到泵筒的防砂作用，但不能彻底的防治油井出砂。对部分出砂严重的油井出砂量会掩埋射孔段导致油井不出液，需进行地层防砂。

3.防气工艺评价：

目前长10油井采用定压放气阀装置来控制套管内的气体压力，使套压达到一定值时自动放套管气。该装置对套压控制较为有效，目前我们需做的工作就是验证在现阶段单井产能与套压的关系，以便寻求最大的单井产能。

高22-19定压放气阀测试数据

我们测试过高22-19单井产量与套压关系，测试数据如上表。从实验数据看来，套气压力过高或过低均影响油井产量，因此合理的套压能有效的提高单井产能。

三、结论及下步建议

1.长10油层开发应实行注水开发，因为溶解气驱驱油效率低，且由于地饱压差较低，容易造成地层原油大量脱气，影响溶解气的驱油效果。

2.针对油层出砂问题，在目前使用防砂气锚的基础上，加深对地层防砂的研究。

3.长10油井气体影响严重，定压阀能有效控制套压。

4.目前在高五区块发现油井见水，且见水速度快，对油井正常生产造成较大影响，下步在注水过程中不宜进行强注。

5.针对长10层油井结蜡、出砂、气体影响等问题，还需开展认真研究和认识，增强后期工艺技术配套的针对性和高效性。