生產(chǎn)參數(shù)對(duì)油井瀝青質(zhì)沉積特征的影響*

熊瑞穎，郭繼香，楊小輝，吳鑫鵬，孫 新

(1 中國(guó)石油大學(xué)(北京)，非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249；2 中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

原油穩(wěn)定性在生產(chǎn)過(guò)程容易受組分、溫度、壓力等因素影響而破壞，導(dǎo)致瀝青質(zhì)的析出聚集，并在儲(chǔ)層、井筒及地面生產(chǎn)設(shè)備發(fā)生沉積堵塞，嚴(yán)重制約了原油的高效開(kāi)采[1]。明晰生產(chǎn)過(guò)程不同工況對(duì)瀝青質(zhì)沉積規(guī)律的影響，是防治瀝青質(zhì)沉積的關(guān)鍵。目前眾多學(xué)者從不同角度對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響因素進(jìn)行了詳細(xì)研究，其中包括原油組分、溫度、壓力、流速、無(wú)機(jī)顆粒等[2-5]，但這些研究忽略了油田開(kāi)采過(guò)程中生產(chǎn)周期及工況變化對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響[6]。研究表明，油井生產(chǎn)過(guò)程中原油組分、生產(chǎn)氣油比、油藏壓力、油嘴大小等生產(chǎn)參數(shù)對(duì)瀝青質(zhì)的沉積均有影響，對(duì)這些參數(shù)的研究更有利于掌握油田生產(chǎn)過(guò)程瀝青質(zhì)的沉積規(guī)律變化，從而優(yōu)化生產(chǎn)制度并制定瀝青質(zhì)沉積防治對(duì)策。本文以順北A油井原油為研究對(duì)象，采用高溫高壓固相沉積規(guī)律測(cè)試裝置，結(jié)合油井生產(chǎn)參數(shù)，測(cè)試了不同生產(chǎn)階段原油組分變化、生產(chǎn)氣油比(GOR)、油藏壓力及生產(chǎn)工況對(duì)瀝青質(zhì)沉積規(guī)律的影響。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)樣品

順北A油井不同生產(chǎn)時(shí)期原油樣品，取自地面分離器，取樣時(shí)間分別為2017.11、2018.08、2019.06、2020.03，測(cè)2020.03所取樣品原油密度0.79 g/cm3(20 ℃)，井深6000 m，油藏溫度145.3 ℃，油藏壓力72.9 MPa；甲烷氣，氣體純度99.9%，北京華通精科氣體化工有限公司；正己烷(GR)、二氯甲烷(GR)、三氯甲烷(GR)、異戊醇(GR)，北京伊諾凱科技有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

CG-CF10型棒狀薄層色譜儀，長(zhǎng)沙川戈科技發(fā)展有限公司；高溫高壓固相沉積規(guī)律測(cè)試裝置，中國(guó)石油大學(xué)(北京)研發(fā)，裝置見(jiàn)圖1所示。

高溫高壓固相沉積規(guī)律測(cè)試裝置主要由進(jìn)樣系統(tǒng)、PVT單元及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)構(gòu)成，裝置耐溫180 ℃、耐壓100 MPa?；诠馍⑸錅y(cè)試原理，由90瓦鎢燈光源發(fā)射200～1100 nm光信號(hào)沿高溫光纖由可視視窗垂直射入PVT單元，當(dāng)原油樣品中發(fā)生瀝青質(zhì)沉積時(shí)，沉積的瀝青質(zhì)顆粒會(huì)對(duì)光信號(hào)產(chǎn)生散射作用[7-8]，與入射光平行且反向的散射光信號(hào)稱作背散射光，通過(guò)記錄背散射光信號(hào)強(qiáng)度變化規(guī)律來(lái)表征瀝青質(zhì)的沉積狀況。

圖1 高溫高壓固相沉積規(guī)律測(cè)試裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of high temperature and high pressure solid deposition test device

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

1.3.1 原油族組分測(cè)試

參照中國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5119-2016，采用CG-CF10型棒狀薄層色譜儀測(cè)試原油樣品的四組分含量。由于A油井原油黏度小，瀝青質(zhì)含量少，油品質(zhì)高，為了避免瀝青質(zhì)組分在氫火焰離子化掃描過(guò)程無(wú)法顯示，提高樣品配置濃度為60 mg/mL。樣品前期處理參照Karlsen等人[9]提出的標(biāo)準(zhǔn)。通過(guò)原油組分?jǐn)?shù)據(jù)計(jì)算原油的CII數(shù)值[10]，用于分析原油穩(wěn)定性，計(jì)算公式見(jiàn)(1)。

(1)

當(dāng)CII<0.7，原油體系穩(wěn)定；CII>0.9，原油體系不穩(wěn)定，容易發(fā)生瀝青質(zhì)析出；CII介于兩者之間，原油處于穩(wěn)定-不穩(wěn)定過(guò)渡態(tài)。

1.3.2 瀝青質(zhì)沉積規(guī)律測(cè)試

實(shí)驗(yàn)前先將PVT單元進(jìn)行抽真空處理，將50 mL原油泵入高溫高壓PVT筒內(nèi)，再按氣油比276 sm3/sm3注入甲烷氣。設(shè)置裝置溫度145 ℃，壓力90 MPa，升溫升壓過(guò)程PVT筒不斷攪拌及旋轉(zhuǎn)48 h。當(dāng)PVT筒溫度壓力恒定時(shí)，配樣過(guò)程結(jié)束，樣品靜置4 h。采用等溫降壓的測(cè)試方法，設(shè)置PVT單元以0.05 mL/min速率退泵，記錄測(cè)試過(guò)程壓力、體積、背散射光信號(hào)變化，記錄周期為10 s/次，測(cè)試時(shí)長(zhǎng)8 h。通過(guò)分析降壓過(guò)程背散射光信號(hào)變化規(guī)律來(lái)表征瀝青質(zhì)沉積狀況，獲得瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間數(shù)據(jù)。

改變測(cè)試溫度為30 ℃、60 ℃、90 ℃、120 ℃，重復(fù)上述步驟。需注意：每次測(cè)試要重新配置原油樣品；樣品靜置主要使殘留在測(cè)試油樣的固體顆粒充分沉降，避免雜質(zhì)對(duì)測(cè)試光信號(hào)產(chǎn)生干擾。

1.3.3 生產(chǎn)氣油比對(duì)瀝青質(zhì)沉積規(guī)律測(cè)試

重復(fù)“1.3.2”小節(jié)實(shí)驗(yàn)步驟，改變氣油比分別為300 sm3/sm3、320 sm3/sm3，同時(shí)分別測(cè)試不同氣油比下溫度為30 ℃、60 ℃、90 ℃、120 ℃、145 ℃時(shí)等溫降壓過(guò)背散射光信號(hào)變化數(shù)據(jù)，分析瀝青質(zhì)沉積規(guī)律。

2 結(jié)果與討論

2.1 原油組分對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響

原油膠體體系理論對(duì)原油族組分的結(jié)構(gòu)分布進(jìn)行了合理解釋，同時(shí)也揭示了原油組分間存在微妙的平衡關(guān)系[11]。溫度、壓力等因素的改變間接破壞了原油組分之間的平衡，導(dǎo)致瀝青質(zhì)的沉積。研究中對(duì)不同時(shí)期獲取的A油井原油樣品進(jìn)行了族組成測(cè)試，結(jié)果見(jiàn)圖2所示。由圖2可得，隨著油井生產(chǎn)深入，原油飽和分含量及瀝青質(zhì)含量逐漸增加，芳香分和膠質(zhì)含量逐漸減小。分析認(rèn)為：芳香分與膠質(zhì)等組分在油藏高溫高壓條件下的裂解增加了原油中飽和分的含量；同時(shí)油藏壓力衰減，原油中的溶解氣析出，析出的氣體增加了油-氣兩相的交互作用[12-13]，將油中輕組分富集攜帶，導(dǎo)致原油中瀝青質(zhì)組分增加。

圖2 生產(chǎn)周期對(duì)原油組分的影響Fig.2 Effect of production cycle on crude oil compositions

表1為原油穩(wěn)定性分析結(jié)果。由表1可得，隨著油井生產(chǎn)深入，原油CII值逐漸增大。CII值越大，表明原油體系越不穩(wěn)定，發(fā)生瀝青質(zhì)沉積趨勢(shì)越大。

pH值，剩余葡萄糖含量和總蛋白質(zhì)含量具有一定影響?？Х葔A的添加能在一定程度上刺激冠突散囊菌的生長(zhǎng)，但在發(fā)酵過(guò)程中，其含量并未出現(xiàn)明顯變化，這說(shuō)明在該發(fā)酵系統(tǒng)中，冠突散囊菌既不能將其作為碳源、氮源分解代謝來(lái)維持生長(zhǎng)，也不能利用共培養(yǎng)發(fā)酵體系中其他成分來(lái)合成咖啡堿。該結(jié)果與前人研究基本一致，且研究表明微生物體系中，利用真菌分解代謝咖啡因遠(yuǎn)比細(xì)菌要難的多[18]，而且只發(fā)生在極少數(shù)的青霉屬和曲霉屬類群中，逐級(jí)代謝為茶堿和3-甲基黃嘌呤[19]。

表1 CII值判斷原油穩(wěn)定性Table 1 CII value determines the stability of crude oil

2.2 生產(chǎn)氣油比對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響

由于A油井為高溫高壓油井，生產(chǎn)氣油比在儲(chǔ)層條件下可視為完全溶解，儲(chǔ)層條件下飽和溶氣量可由Standing 提出的溶解氣模型[14]進(jìn)行計(jì)算。

順北A油井穩(wěn)產(chǎn)階段采用4.5 mm油嘴生產(chǎn)，生產(chǎn)過(guò)程氣油比逐漸下降，為了研究氣油比變化對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響，研究中選取A油井在2019.01生產(chǎn)節(jié)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的井筒溫度壓力分布數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)瀝青質(zhì)沉積狀況。氣油比變化規(guī)律見(jiàn)圖3所示。

圖3 穩(wěn)產(chǎn)階段A油井氣油比隨生產(chǎn)時(shí)間變化曲線Fig.3 Curve of GOR changing with production period of well A during stable production stage

表2 不同氣油比瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間Table 2 Asphaltene deposition pressure ranges with different gas-oil ratios

根據(jù)氣油比變化規(guī)律，選取并測(cè)試了氣油比為276 sm3/sm3、300 sm3/sm3、320 sm3/sm3對(duì)應(yīng)的瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間，結(jié)果見(jiàn)表2所示。

根據(jù)表2瀝青質(zhì)沉積數(shù)據(jù)，結(jié)合A油井井筒溫度壓力分布數(shù)據(jù)，繪制瀝青質(zhì)沉積包絡(luò)線相圖，結(jié)果見(jiàn)圖4所示。由圖4可得，氣油比越大，瀝青質(zhì)沉積區(qū)間也越大(井筒溫度壓力曲線與瀝青質(zhì)沉積包絡(luò)線相圖相交的區(qū)域)，瀝青質(zhì)初始沉積壓力也增大，即高氣油比下瀝青質(zhì)沉積越嚴(yán)重。由于井筒溫度壓力分布數(shù)據(jù)與井深一一對(duì)應(yīng)，A油井在穩(wěn)產(chǎn)階段，瀝青質(zhì)初始沉積位置(瀝青質(zhì)初始沉積點(diǎn))逐漸向井口方向移動(dòng)，井筒內(nèi)發(fā)生瀝青質(zhì)沉積深度范圍也在縮小。這現(xiàn)象主要與溶解在原油中的低分子烷烴相關(guān)，氣油比越高，低分子烷烴越多，低分子烷烴對(duì)膠質(zhì)分子的溶解能力強(qiáng)[15]，同時(shí)容易穿插在以瀝青質(zhì)為核心的膠質(zhì)層表面，增加了瀝青質(zhì)膠束表面能，使得瀝青質(zhì)分子間更容易聚集沉積[3,16]。

圖4 不同氣油比對(duì)瀝青質(zhì)沉積影響Fig.4 Effect of different gas-oil ratios on asphaltene deposition

2.3 油藏壓力對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響

油井生產(chǎn)過(guò)程地層能量損耗無(wú)可避免，這使得油藏壓力下降并改變了井筒溫度壓力分布。根據(jù)A油井不同氣油比下瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間數(shù)據(jù)，結(jié)合對(duì)應(yīng)階段的井筒溫度壓力分布，分析油藏壓力衰減對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響，結(jié)果見(jiàn)圖5所示。

圖5 A油井不同生產(chǎn)階段瀝青質(zhì)沉積預(yù)測(cè)Fig.5 Prediction of asphaltene deposition at different production stages of well A

由圖5可得，當(dāng)氣油比一定時(shí)，油藏壓力衰減，井筒溫度壓力分布線“下移”，導(dǎo)致瀝青質(zhì)初始沉積點(diǎn)向油井底部移動(dòng)；當(dāng)油藏壓力一定時(shí)，氣油比越小，瀝青質(zhì)沉積包絡(luò)線相圖中瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間也越小，這使得瀝青質(zhì)初始沉積點(diǎn)向井口移動(dòng)。油藏壓力衰減與氣油比減小對(duì)瀝青質(zhì)沉積影響呈現(xiàn)相反的規(guī)律，對(duì)瀝青質(zhì)沉積位置的改變主要取決于油藏壓力與氣油比減小速率。

根據(jù)圖5預(yù)測(cè)結(jié)果，可得油藏壓力衰減對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響占主導(dǎo)，整體表現(xiàn)為瀝青質(zhì)沉積位置逐漸向井筒深部移動(dòng)。分析認(rèn)為：該趨勢(shì)下沉積的瀝青質(zhì)將由井筒逐漸轉(zhuǎn)移至地層。這將增大瀝青質(zhì)的沉積治理難度，同時(shí)瀝青質(zhì)在地層沉積將會(huì)堵塞孔喉，降低采收率，造成儲(chǔ)層傷害[17-18]。

2.4 生產(chǎn)工況對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響

油田生產(chǎn)過(guò)程中通過(guò)調(diào)節(jié)油嘴大小改變不同的生產(chǎn)工況。研究中根據(jù)A油井生產(chǎn)狀況，選取油井以4.5 mm、5.5 mm、6.5 mm油嘴生產(chǎn)下的井筒溫度壓力分布數(shù)據(jù)，結(jié)合氣油比276 sm3/sm3時(shí)瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間，繪制瀝青質(zhì)沉積包絡(luò)線相圖，結(jié)果見(jiàn)圖6所示。

圖6 氣油比276 sm3/sm3，不同生產(chǎn)制度下瀝青質(zhì)沉積曲線Fig.6 GOR 276，The asphaltene deposition curve under different production condition

由圖6(a)可得：氣油比不變時(shí)，不同生產(chǎn)制度下，瀝青質(zhì)發(fā)生沉積的區(qū)間不同，油嘴越小瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間越大。6.5 mm油嘴生產(chǎn)下，瀝青質(zhì)發(fā)生沉積的壓力區(qū)間為37.2～54.0 MPa(對(duì)應(yīng)井深1200～4150 m)；4.5 mm油嘴生產(chǎn)下，瀝青質(zhì)發(fā)生沉積的壓力區(qū)間為37.0～55.2 MPa(對(duì)應(yīng)井深748～4040 m)。圖6(b)表明：油嘴越大，油井壓力衰減越快，越容易達(dá)到泡點(diǎn)。6.5 mm油嘴生產(chǎn)下，泡點(diǎn)壓力38.5 MPa；4.5 mm油嘴生產(chǎn)下，泡點(diǎn)壓力38.3 MPa。眾多學(xué)者研究結(jié)果表明，原油隨壓力的降低會(huì)逐漸析出瀝青質(zhì)，并在泡點(diǎn)壓力達(dá)到最大析出量[19]，泡點(diǎn)壓力可用于瀝青質(zhì)沉積位置的初步預(yù)測(cè)，這意味泡點(diǎn)壓力附近發(fā)生瀝青質(zhì)沉積堵塞油井風(fēng)險(xiǎn)最大。

3 結(jié) 論

(1)隨著順北A油井生產(chǎn)不斷深入，原油中瀝青質(zhì)組分含量增加，原油體系CII值也增大，導(dǎo)致原油穩(wěn)定性較差，生產(chǎn)過(guò)程容易發(fā)生瀝青質(zhì)的沉積問(wèn)題。

(2)地層能量衰減過(guò)程，生產(chǎn)氣油比及油藏壓力均下降。氣油比減小會(huì)縮小瀝青質(zhì)沉積壓力區(qū)間，減小瀝青質(zhì)沉積風(fēng)險(xiǎn)，使得瀝青質(zhì)初始沉積位置逐漸向井口移動(dòng)；油藏壓力下降會(huì)導(dǎo)致油井溫度壓力分布“下移”，使得瀝青質(zhì)初始沉積位置向井筒底部移動(dòng)，同時(shí)存在地層沉積的風(fēng)險(xiǎn)；氣油比衰減與油藏壓力衰減對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響呈現(xiàn)相反的規(guī)律。

(3)在生產(chǎn)氣油比不變時(shí)，大油嘴生產(chǎn)相比于小油嘴生產(chǎn)發(fā)生瀝青質(zhì)沉積的深度范圍更?。坏笥妥焐a(chǎn)會(huì)加劇地層能量衰減，使油井提前到達(dá)泡點(diǎn)壓力。