深層-超深層異常高壓油藏工藝技術對策

王志堅

（中國石化新疆新春石油開發(fā)有限責任公司，山東東營 257000）

目前關于深層油藏的定義標準尚未統(tǒng)一。中國學者廣泛認可的標準為：對于東部地區(qū)，埋深3 500～4 500 m 為深層油藏，超過4 500 m 為超深層油藏；對于西部地區(qū)，埋深4 500～6 000 m 為深層油藏，超過6 000 m 為超深層［1］。關于地層流體壓力分類，一般采用壓力系數(shù)描述，壓力系數(shù)低于0.75 為超低壓，0.75～0.90 為低壓，0.90～1.10 為常壓，1.10～1.40 為高壓，大于1.40 為超高壓［2］。中國已發(fā)現(xiàn)的深層-超深層油氣田主要分布于鶯歌海盆地、四川盆地及新疆地區(qū)，大多以氣田為主［3-5］，油田較少。

永進油田油藏埋深為5 900～6 200 m，壓力系數(shù)為1.78～1.86，為深層-超深層異常高壓低滲透油藏，地層壓力高達102.13 MPa，初期日產油量為10～40 m3/d，說明研究區(qū)具有較高的開發(fā)價值。但是試采初期常出現(xiàn)出砂、瀝青質析出堵塞、套損等問題，最終被迫關井。而通常認為深層-超深層油藏由于儲層埋藏深，壓實作用強，生產過程中不易出砂。開發(fā)存在的主要問題為油井產能低，可以通過壓裂、酸化酸洗等儲層改造和壓裂、酸化酸洗等［6-13］能量補充方式解決。未見該類油藏出砂的相關報道。瀝青質析出多見于稠油油藏，中國文獻報道顯示以塔河油田居多［14］。稀油油藏瀝青質析出在國外伊拉克格拉芙油田及中東Y 油田等［15-17］有報道，采取的治理措施為添加化學藥劑輔助生產。中國油田稀油油藏開發(fā)過程中尚未見到瀝青質析出沉淀的報道，針對其析出機理、治理措施需進一步強化研究。為此，基于試油試采井資料的深入分析，結合出砂機理和瀝青質析出沉淀機理，對深層-超深層異常高壓油藏出砂控制和瀝青質析出沉淀防治進行探索與實踐。

1 區(qū)域地質概況

永進油田位于準噶爾盆地腹部，構造上位于準噶爾盆地中央坳陷昌吉凹陷西段，整體上呈南傾的單斜構造，傾角為2°～5°，主要目的層系為侏羅系西山窯組上段的2 砂組，埋深為5 900～6 200 m［18］。儲層以三角洲前緣沉積為主，巖性為中-細粒長石質巖屑砂巖，粒徑一般為0.13～0.25 mm，磨圓度為次棱角-次圓狀，顆粒支撐，分選中到好，泥質、灰質或白云質膠結。巖心分析孔隙度為6.3%～13.1%，平均為9.4%；滲透率為0.38～2.82 mD，平均為0.92 mD，屬低孔、低-特低滲透儲層。微觀孔隙研究發(fā)現(xiàn)，以粒間殘余孔為主，但分布不均，連通性較差，微孔發(fā)育，總體孔隙發(fā)育較差。由于碎屑顆粒在搬運過程中或巖石本身受地應力的作用，使少數(shù)碎屑顆粒發(fā)生破碎，形成了一定數(shù)量的微裂縫。根據(jù)流體資料，地面原油密度為0.889 4 g/cm3，地層原油密度為0.662 9～0.696 7 g/cm3，飽和壓力為33.83～42.41 MPa。根據(jù)永3 井溫壓測試資料，油層中部埋深為5 614.75 m，地層溫度為135.44 ℃，地溫梯度為2.06 ℃/100 m，屬正常溫度系統(tǒng)；地層靜壓為102.13 MPa，壓力系數(shù)為1.86，屬異常高壓系統(tǒng)。

永進油田已完鉆8口井，其中5口井（永1、永2、永3、永6、永8 井）進行了試油，3 口井獲工業(yè)油流，初期日產油量為20.7～34.2 t/d，不含水，后期不出液。3 口井（永1、永3、永1-平1 井）試采，初期日產油量為10.9～25.7 t/d，產量遞減快，永1 井平均月遞減率為24%；永1-平1井平均月遞減率為46%，后期因套壞、套錯、油管、環(huán)空雙堵等原因試采被迫結束，累積產油量僅為1 689～4 034 t。因出砂、結膠等問題，試油、試采不順利，試采數(shù)據(jù)無法反映油井真實情況。

2 合理生產壓差研究

儲層的聲波時差常用來鑒別地層是否出砂，當聲波時差大于295 μs/m 時，應采取防砂措施［19］。測井資料顯示，永進油田各井聲波時差為188.81～230.73 μs/m，均小于295 μs/m；同時考慮到儲層埋藏深，壓實作用強，認為生產過程中不出砂。試油未對生產壓差進行控制，但各井出砂嚴重。如永1 井生產壓差為49.63 MPa，作業(yè)發(fā)現(xiàn)封隔器砂埋，井筒沉砂厚度達500 m；永2 井生產壓差為83.1 MPa，多次發(fā)生油嘴刺損；永3 井生產壓差為41.9 MPa，發(fā)生砂堵油管。永進油田地層壓力異常高，生產壓差控制不合理，可導致套管損壞、出砂等問題，制約了油井的正常生產。如何控制生產壓差，在抑制出砂的同時獲得理想的產液量，是下步開發(fā)的關鍵。

2.1 臨界生產壓差確定

一般認為，油層出砂是由于受多種因素影響近井地帶儲層結構遭到破壞引起，歸結起來主要包括地質條件和開采因素2方面［20］。從出砂的力學機理來看，主要有2種機理：拉伸破壞機理和剪切破壞機理。剪切破壞是由于井眼的形成或射孔造成井眼周圍的巖石應力超過了巖石本身的強度，從而發(fā)生剪切破壞而出砂；拉伸破壞主要是由于流體流動形成的拖拽力過大而造成出砂［21-23］，為此有必要開展臨界生產壓差研究。

常用的出砂分析方法主要有4 類，包括巖心實驗法、經驗法、數(shù)值模擬法和解析計算法。目前應用較多的為數(shù)值模擬法和解析計算法［24］，其理論依據(jù)為莫爾-庫倫破裂理論。該理論認為，巖石能否發(fā)生剪切破壞，取決于應力莫爾圓與莫爾-庫倫線的相對位置。當二者相離時，應力莫爾圓位于安全區(qū)，巖石處于穩(wěn)定狀態(tài)；當二者相切時，巖石達到臨界破裂狀態(tài)；當二者相交時，巖石發(fā)生剪切破壞。而莫爾-庫倫線的形態(tài)主要由內聚力和內摩擦角表征。因此，根據(jù)巖石的內聚力和內摩擦角，就可以預測儲層出砂的難易程度。

利用WELL_COMP 軟件，對永進油田出砂難易程度進行預測。該軟件有楊氏模量22個模型，內聚力強度15個模型，內摩擦角3個模型，地應力4個模型，出砂準則5 個模型，為數(shù)值計算加上解析模型。同時結合平衡方程，達西流固耦合，再根據(jù)Mohr Coulomb準則獲得徑向應力，對其求導獲得。

將研究區(qū)永3井油層段的測井數(shù)據(jù)導入軟件進行計算。結果顯示，該井的巖石內聚力最大值為6.98 MPa，最小值為5.29 MPa，平均值為6.135 MPa。當內聚力約為5.293 9 MPa 時，臨界生產壓差約為34.9 MPa。因此在開發(fā)過程中，井底壓力應保持在67.7 MPa以上，否則井壁不穩(wěn)定，有出砂風險。

2.2 生產壓差對產液量和井口壓力的影響

2.2.1 井筒壓力計算模型

以能量守恒理論為基礎，利用Beggs & Brill Original（BBO），Beggs & Brill Revise（BBR），Orkisza?wski（ORK），Duns & Ros（DR），Hagedorn & Brown（HB）和Hagedorn & Brown Revised（HBR）等6 個井筒多相管流流動相關式計算模型，結合永1 井實測壓力數(shù)據(jù)，在日產液量為25 m3/d條件下進行流動相關式擬合（圖1）。采用壓力均方根最小法計算阻力系數(shù)修正系數(shù)和持液率修正系數(shù)，使得該流動相關式條件下計算的井筒壓力分布最接近實測數(shù)據(jù)（表1）。

圖1 永1井不同流動相關式條件下井筒壓力剖面Fig.1 Wellbore pressure profile under different flow correlation conditions in Well Yong1

表1 永1井流動相關式擬合結果Table1 Fitting results of flow correlation in Well Yong1

結果表明，采用BBR 模型，此時壓力均方根最小，為250.81，模型優(yōu)化后阻力系數(shù)修正系數(shù)為0.1，持液率修正系數(shù)為0.25，永1 井井筒壓力計算模型為：

2.2.2 產液量和井口壓力隨生產壓差的變化

應用（1）式，對永3-側平1井的井筒壓力進行計算，其中原始地層壓力為102.13 MPa，水平段長度為800 m 時，生產壓差為15～47 MPa，對油井日產液量和井口壓力進行預測。

在臨界生產壓差情況下，即生產壓差為34.9 MPa 時，對應的井口壓力為31 MPa，最大日產液量為69.44 m3/d。為避免出砂，應控制井口壓力高于31 MPa。井口壓力為31～50 MPa 時，日產液量為30.26～69.44 m3/d（表2）。

3 瀝青質析出原因及防治

永進油田各井生產過程中結膠堵塞頻繁發(fā)生。永1 井油嘴堵塞物中發(fā)現(xiàn)黑色膠塊，永3 井油嘴多次被膠狀物堵塞，永1-平1井開井5 d后，油管堵塞，間歇放噴，產出液中固狀物多，生產2 個月后，油管堵死，取樣分析證明堵塞物為瀝青質沉淀物。該井原油及堵塞物組成分析表明，原油瀝青質含量為8.95%，堵塞物中瀝青質含量為38.75%，瀝青質含量大幅增加（表3）；樣品觀察發(fā)現(xiàn)，堵塞物以硬瀝青為主（圖2）。瀝青質堵塞物嚴重影響了油井的正常生產，急需對瀝青質析出的原因和防治開展研究。

表2 投產初期不同井口壓力下日產液量及生產壓差分析Table2 Analysis of daily fluid production and production pressure drop under different wellhead pressures in the initial stage of production

表3 永1-平1井原油及堵塞物組成分析Table3 Composition analysis of crude oil and plugs in Well Yong1-Ping1%

圖2 永1-平1井瀝青析出物全巖光片顯微照片F(xiàn)ig.2 Analysis of microscopic compositions of the whole rock optical of asphalt precipitation in Well Yong1-Ping1

3.1 瀝青質析出原因

在油藏條件下原油是一種膠體狀態(tài)的穩(wěn)定系統(tǒng)，主要包括飽和烴、芳香烴、膠質和瀝青質等。瀝青質分子被原油中膠質分子包裹，以膠體狀態(tài)相對穩(wěn)定地分布在原油體系中，如果膠質的穩(wěn)定分布狀態(tài)被破壞，瀝青質將從原油中析出沉淀，這是瀝青質析出、沉淀的內在原因。在原油從井底流向井口的過程中，壓力逐漸降低至飽和壓力以下，原油組分中的輕質部分不斷從原油中分離出來，從而破壞了原始的穩(wěn)定狀態(tài)，導致瀝青質析出沉淀，堵塞井筒［25］。

通過調研發(fā)現(xiàn)，國外學者提出膠體的結膠指數(shù)（CI），可以通過原油四組分質量分數(shù)的比例關系，來預測原油是否會發(fā)生瀝青質析出，其中CI為飽和烴與瀝青質的質量分數(shù)之和除以芳烴與膠質的質量分數(shù)之和。當CI≥0.9，膠體體系不穩(wěn)定，瀝青質易于析出；當0.7＜CI＜0.9，膠體體系趨于不穩(wěn)定，瀝青質潛在析出；當CI≤0.7，膠體體系穩(wěn)定，瀝青質析出可能性小［26］。應用于永1-平1井，CI值為2.33，遠大于0.9，說明原油屬于膠體不穩(wěn)定體系，瀝青質易析出。

3.2 瀝青質析出防治

根據(jù)相關文獻［27-28］，溫度、壓力的變化都會引起瀝青質析出，其析出壓力隨著溫度的升高而降低，且在井筒溫度范圍內，其初始析出壓力隨溫度基本呈線性變化；對于含瀝青質的油藏，應盡可能確保井底流壓高于瀝青質的初始析出壓力；對渤海某油田具有代表性的3口油井的原油瀝青質發(fā)生析出的初始壓力進行實驗研究，發(fā)現(xiàn)隨著壓力不斷下降，原油中的瀝青質在初始壓力處開始發(fā)生析出，且該壓力比地層溫度下的原油飽和壓力高2～4 MPa，這為預防油井發(fā)生瀝青質析出具體措施的制訂提供了理論依據(jù)。

永進油田地層初始壓力高，初期可保持較高的壓力，防止瀝青質析出。隨著開發(fā)的深入，地層壓力不斷下降，瀝青質析出不可避免，必須添加瀝青分散劑輔助生產，為此開展了瀝青分散劑優(yōu)選和加入工藝優(yōu)化研究。

3.2.1 瀝青分散劑優(yōu)選與用量優(yōu)化

以永1-平1井150 g原油為分散介質，利用不同的分散劑進行實驗，考察分散劑對瀝青質樣品的溶解效果，實驗結果如表4所示。

表4 不同分散劑對永1-平1井瀝青質樣品的溶解實驗Table4 Dissolution test of asphaltene samples in Well Yong1-Ping1 with different dispersants

由表4 可以看出，分散劑的加入可明顯改變原油對瀝青質樣品的溶解度，明顯改變溶解瀝青質后原油的黏度。當加入質量分數(shù)為0.3%的FSJ 后，溶解度達31.33%，原油對瀝青質樣品的溶解度明顯提高，而油樣黏度略有下降，表明該系列分散劑對瀝青質分散效果好。

通過顯微鏡觀察，F(xiàn)SJ 實現(xiàn)瀝青質顆粒的分散、穩(wěn)定，從而有效防止瀝青質析出，結果如圖3 所示。處理前瀝青質樣品各顆粒之間無明顯鏈接，為單一、不連續(xù)的顆粒，半徑為10～20 nm；經FSJ作用后，無明顯瀝青質顆粒存在，在掃描范圍內瀝青質樣品呈厚度為0～400 nm不斷變化的連續(xù)體。

圖3 瀝青質樣品原子力顯微鏡分析Fig.3 Analysis of asphaltene samples by atomic force microscope

對礦場實施的瀝青分散劑用量進行了優(yōu)化，如圖4 所示。為確保不堵塞井筒，現(xiàn)場生產第1 個月按照質量分數(shù)為5%的保險量進行添加，正常生產1個月后，瀝青分散劑用量可優(yōu)化降至3%。

圖4 不同壓力溫度狀態(tài)下瀝青分散劑用量優(yōu)化Fig.4 Optimization of asphalt dispersant dosage under different pressure and temperature conditions

3.2.2 瀝青分散劑加入深度優(yōu)化

根據(jù)永1-平1 井的堵塞物加熱溶化實驗，在常壓下，流動的臨界溫度為90 ℃。不考慮產液情況下，根據(jù)該塊地溫梯度和油藏溫度測算，地層溫度為90 ℃時，埋深為3 409 m，即井筒3 409 m 以下，由于溫度較高，即使瀝青質發(fā)生析出沉淀，也不會產生堵塞。為安全起見，確定瀝青分散劑的加入深度為3 500 m。

4 工藝技術對策及礦場實踐

永3 井前期正常試油，出砂、出膠狀物，生產4 d后油管堵塞被迫關井。此后發(fā)現(xiàn)油層套管破損，技術套管和油層套管環(huán)空有壓力顯示。出于安全考慮，采用2 mm 油嘴套管控制放噴生產，平均日放20～28次，控制套壓為35～40 MPa，以保護井身安全。共計生產68 d，累積產油量為1 519.35 m3，平均日產油量為22.3 m3/d，折算為19 t/d，套管控壓間歇放噴期間未見出砂和膠狀物。

4.1 工藝技術對策

4.1.1 套管優(yōu)化

前期試油試采，由于缺乏超高壓油井的開發(fā)經驗，選用了鋼級為P110 的油層套管，理論上滿足了抗擠毀的要求。射孔過程中未考慮套管保護，射孔液以清水為主，放噴過程中，未進行壓力控制，永2井最大生產壓差達到83.1 MPa。作業(yè)探查發(fā)現(xiàn)，都發(fā)生了不同程度的套管損壞。永1 井在6 108.9～6 121.6 m 井段試油后，未采取其他措施，發(fā)現(xiàn)油層下部套管錯斷；永3 井試油出礫石，最大粒徑為25 mm，已超過了射孔孔眼直徑，說明套管已破裂。

優(yōu)選高強度套管，注意全過程套管保護，預防套管損壞。完井優(yōu)選高強度套管，確保套管抗擠毀壓力的80%超過原始地層壓力；射孔投產井，優(yōu)選高密度射孔液，防止套管損壞和地層激動出砂；生產過程中采用封隔器配合高密度套管保護液，進行套管保護。

4.1.2 壓差控制

開發(fā)初期，地層壓力水平保持較高，據(jù)前文計算，日產液量為30.26 m3/d，對應的井口壓力可達50 MPa。為了避免出砂，生產壓差應小于臨界生產壓差（34.9 MPa），此時對應的井口壓力應高于31 MPa；同時，由于瀝青質的初始沉淀壓力比飽和壓力高2～4 MPa，該區(qū)域原油飽和壓力為33.83～42.41 MPa，為避免瀝青質發(fā)生沉淀，井口壓力應保持在44～46 MPa。綜合以上2 個因素，投產初期井口壓力應控制在46 MPa 以上，日產液量接近40.46 m3/d，在解決油井出砂和結膠的前提下，產液量達到試油、試采初期水平，可滿足開發(fā)需求。

4.1.3 減少瀝青質沉淀

隨著開發(fā)的深入，待地層壓力下降后，通過控制液量，可以保持較小的生產壓差，達到控制出砂的目的，但無法控制瀝青質析出，需要添加瀝青分散劑輔助生產。優(yōu)選的瀝青分散劑為FSJ；初期添加質量分數(shù)為5%，正常生產1 個月后，可降至3%；添加深度為3 500 m；加入方式為環(huán)空泵注，在自噴管柱預先設計反循環(huán)閥。根據(jù)現(xiàn)場實際情況，當發(fā)現(xiàn)有瀝青質析出沉淀時，可實現(xiàn)不動管柱直接添加瀝青分散劑輔助生產。

4.2 礦場實踐

4.2.1 永3-側平1井

永3-側平1 井是2018 年完鉆的1 口側鉆水平井，采用裸眼濾砂管完井，濾砂管鋼級P140V，80%抗擠毀壓力為116 MPa，環(huán)空保護液密度為1.3 g/cm3，投產井口壓力為53～44 MPa（圖5），未添加瀝青分散劑，累積產油量為12 072.7 t，累積產氣量為392.2×104m3。由于是老井側鉆，2019 年2 月井筒堵塞，堵塞物深度為54 m，經分析堵塞物中鐵屑、水泥等固體顆粒含量較高。未發(fā)現(xiàn)出砂及瀝青質沉淀物，認為該井投產工藝取得成功。

圖5 永3-側平1井生產曲線Fig.5 Production curves of Well Yong3-Ceping1

4.2.2 永301井

永301 井是2019 年完鉆的1 口探井，采用套管射孔完井，套管鋼級P125V，80%抗擠毀壓力為120 MPa，射孔液密度為1.3 g/cm3，環(huán)空保護液密度為1.3 g/cm3，2019 年11 月13 日試油，控制井口壓力為41 MPa放噴，累積產油量為222.3 m3，未發(fā)現(xiàn)出砂和瀝青質沉淀堵塞，認為試油工藝取得成功。

5 結論

永進油田屬深層—超深層異常高壓油藏，地層壓力高，開發(fā)過程中參數(shù)控制不合理，易造成出砂、結膠、套損等問題，前期試油試采生產壓差控制不當、瀝青質析出沉淀認識不足，導致油田多年無法經濟動用。研究區(qū)臨界生產壓差為34.9 MPa，CI值為2.33，屬于不穩(wěn)定體系，易發(fā)生瀝青質析出沉淀。為此，優(yōu)選了瀝青分散劑FSJ；優(yōu)化了瀝青分散劑添加量，初期添加質量分數(shù)為5%，正常生產1 個月后為3%；優(yōu)化了添加深度，為3 500 m。形成了針對性的工藝技術對策，礦場試驗2口井，取得了較好的試采、試油效果，證實該研究具有可行性，為永進油田的高效動用提供了重要的技術支撐。按瀝青質析出壓力高于泡點壓力2～4 MPa 的結論，目前礦場試驗2 口井的油壓都低于44 MPa，但均未出現(xiàn)瀝青質析出堵塞現(xiàn)象，說明瀝青質的析出壓力、溫度以及瀝青分散劑的添加時機有待進一步研究。

符號解釋

Α——管的流通截面積，m2；

B——持液率修正系數(shù)；

C——阻力系數(shù)修正系數(shù)；

D——管的內徑，m；

g——重力加速度，m/s2；

Gm——氣液混合物的質量流量，kg/s；

Hl——持液率；

p——管的計算段平均壓力，Pa；

νm——液相流速，m/s；

νsg——氣相表觀流速，m/s；

Δp——壓差，Pa；

ΔΖ——流動位移，m；

θ——管線與水平方向的夾角，（°）；

λ——阻力系數(shù)；

ρl——液相密度，kg/m3；

ρg——氣相密度，kg/m3。