生產參數對油井瀝青質沉積特征的影響*

熊瑞穎，郭繼香，楊小輝，吳鑫鵬，孫 新

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

原油穩定性在生產過程容易受組分、溫度、壓力等因素影響而破壞，導致瀝青質的析出聚集，并在儲層、井筒及地面生產設備發生沉積堵塞，嚴重制約了原油的高效開采[1]。明晰生產過程不同工況對瀝青質沉積規律的影響，是防治瀝青質沉積的關鍵。目前眾多學者從不同角度對瀝青質沉積的影響因素進行了詳細研究，其中包括原油組分、溫度、壓力、流速、無機顆粒等[2-5]，但這些研究忽略了油田開采過程中生產周期及工況變化對瀝青質沉積的影響[6]。研究表明，油井生產過程中原油組分、生產氣油比、油藏壓力、油嘴大小等生產參數對瀝青質的沉積均有影響，對這些參數的研究更有利于掌握油田生產過程瀝青質的沉積規律變化，從而優化生產制度并制定瀝青質沉積防治對策。本文以順北A油井原油為研究對象，采用高溫高壓固相沉積規律測試裝置，結合油井生產參數，測試了不同生產階段原油組分變化、生產氣油比(GOR)、油藏壓力及生產工況對瀝青質沉積規律的影響。

1 實驗部分

1.1 實驗樣品

順北A油井不同生產時期原油樣品，取自地面分離器，取樣時間分別為2017.11、2018.08、2019.06、2020.03，測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 實驗裝置

CG-CF10型棒狀薄層色譜儀，長沙川戈科技發展有限公司；高溫高壓固相沉積規律測試裝置，中國石油大學(北京)研發，裝置見圖1所示。

高溫高壓固相沉積規律測試裝置主要由進樣系統、PVT單元及數據采集系統構成，裝置耐溫180 ℃、耐壓100 MPa。基于光散射測試原理，由90瓦鎢燈光源發射200～1100 nm光信號沿高溫光纖由可視視窗垂直射入PVT單元，當原油樣品中發生瀝青質沉積時，沉積的瀝青質顆粒會對光信號產生散射作用[7-8]，與入射光平行且反向的散射光信號稱作背散射光，通過記錄背散射光信號強度變化規律來表征瀝青質的沉積狀況。

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

1.3 實驗步驟

1.3.1 原油族組分測試

參照中國石油天然氣行業標準SY/T 5119-2016，采用CG-CF10型棒狀薄層色譜儀測試原油樣品的四組分含量。由于A油井原油黏度小，瀝青質含量少，油品質高，為了避免瀝青質組分在氫火焰離子化掃描過程無法顯示，提高樣品配置濃度為60 mg/mL。樣品前期處理參照Karlsen等人[9]提出的標準。通過原油組分數據計算原油的CII數值[10]，用于分析原油穩定性，計算公式見(1)。

(1)

當CII<0.7，原油體系穩定；CII>0.9，原油體系不穩定，容易發生瀝青質析出；CII介于兩者之間，原油處于穩定-不穩定過渡態。

1.3.2 瀝青質沉積規律測試

實驗前先將PVT單元進行抽真空處理，將50 mL原油泵入高溫高壓PVT筒內，再按氣油比276 sm3/sm3注入甲烷氣。設置裝置溫度145 ℃，壓力90 MPa，升溫升壓過程PVT筒不斷攪拌及旋轉48 h。當PVT筒溫度壓力恒定時，配樣過程結束，樣品靜置4 h。采用等溫降壓的測試方法，設置PVT單元以0.05 mL/min速率退泵，記錄測試過程壓力、體積、背散射光信號變化，記錄周期為10 s/次，測試時長8 h。通過分析降壓過程背散射光信號變化規律來表征瀝青質沉積狀況，獲得瀝青質沉積壓力區間數據。

改變測試溫度為30 ℃、60 ℃、90 ℃、120 ℃，重復上述步驟。需注意：每次測試要重新配置原油樣品；樣品靜置主要使殘留在測試油樣的固體顆粒充分沉降，避免雜質對測試光信號產生干擾。

1.3.3 生產氣油比對瀝青質沉積規律測試

重復“1.3.2”小節實驗步驟，改變氣油比分別為300 sm3/sm3、320 sm3/sm3，同時分別測試不同氣油比下溫度為30 ℃、60 ℃、90 ℃、120 ℃、145 ℃時等溫降壓過背散射光信號變化數據，分析瀝青質沉積規律。

2 結果與討論

2.1 原油組分對瀝青質沉積的影響

原油膠體體系理論對原油族組分的結構分布進行了合理解釋，同時也揭示了原油組分間存在微妙的平衡關系[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，導致瀝青質的沉積。研究中對不同時期獲取的A油井原油樣品進行了族組成測試，結果見圖2所示。由圖2可得，隨著油井生產深入，原油飽和分含量及瀝青質含量逐漸增加，芳香分和膠質含量逐漸減小。分析認為：芳香分與膠質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，導致原油中瀝青質組分增加。

圖2 生產周期對原油組分的影響Fig.2 Effect of production cycle on crude oil compositions

表1為原油穩定性分析結果。由表1可得，隨著油井生產深入，原油CII值逐漸增大。CII值越大，表明原油體系越不穩定，發生瀝青質沉積趨勢越大。

pH值，剩余葡萄糖含量和總蛋白質含量具有一定影響。咖啡堿的添加能在一定程度上刺激冠突散囊菌的生長，但在發酵過程中，其含量并未出現明顯變化，這說明在該發酵系統中，冠突散囊菌既不能將其作為碳源、氮源分解代謝來維持生長，也不能利用共培養發酵體系中其他成分來合成咖啡堿。該結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比細菌要難的多[18]，而且只發生在極少數的青霉屬和曲霉屬類群中，逐級代謝為茶堿和3-甲基黃嘌呤[19]。

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

2.2 生產氣油比對瀝青質沉積的影響

由于A油井為高溫高壓油井，生產氣油比在儲層條件下可視為完全溶解，儲層條件下飽和溶氣量可由Standing 提出的溶解氣模型[14]進行計算。

順北A油井穩產階段采用4.5 mm油嘴生產，生產過程氣油比逐漸下降，為了研究氣油比變化對瀝青質沉積的影響，研究中選取A油井在2019.01生產節點對應的井筒溫度壓力分布數據預測瀝青質沉積狀況。氣油比變化規律見圖3所示。

圖3 穩產階段A油井氣油比隨生產時間變化曲線Fig.3 Curve of GOR changing with production period of well A during stable production stage

表2 不同氣油比瀝青質沉積壓力區間Table 2 Asphaltene deposition pressure ranges with different gas-oil ratios

根據氣油比變化規律，選取并測試了氣油比為276 sm3/sm3、300 sm3/sm3、320 sm3/sm3對應的瀝青質沉積壓力區間，結果見表2所示。

根據表2瀝青質沉積數據，結合A油井井筒溫度壓力分布數據，繪制瀝青質沉積包絡線相圖，結果見圖4所示。由圖4可得，氣油比越大，瀝青質沉積區間也越大(井筒溫度壓力曲線與瀝青質沉積包絡線相圖相交的區域)，瀝青質初始沉積壓力也增大，即高氣油比下瀝青質沉積越嚴重。由于井筒溫度壓力分布數據與井深一一對應，A油井在穩產階段，瀝青質初始沉積位置(瀝青質初始沉積點)逐漸向井口方向移動，井筒內發生瀝青質沉積深度范圍也在縮小。這現象主要與溶解在原油中的低分子烷烴相關，氣油比越高，低分子烷烴越多，低分子烷烴對膠質分子的溶解能力強[15]，同時容易穿插在以瀝青質為核心的膠質層表面，增加了瀝青質膠束表面能，使得瀝青質分子間更容易聚集沉積[3,16]。

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

2.3 油藏壓力對瀝青質沉積的影響

油井生產過程地層能量損耗無可避免，這使得油藏壓力下降并改變了井筒溫度壓力分布。根據A油井不同氣油比下瀝青質沉積壓力區間數據，結合對應階段的井筒溫度壓力分布，分析油藏壓力衰減對瀝青質沉積的影響，結果見圖5所示。

圖5 A油井不同生產階段瀝青質沉積預測Fig.5 Prediction of asphaltene deposition at different production stages of well A

由圖5可得，當氣油比一定時，油藏壓力衰減，井筒溫度壓力分布線“下移”，導致瀝青質初始沉積點向油井底部移動；當油藏壓力一定時，氣油比越小，瀝青質沉積包絡線相圖中瀝青質沉積壓力區間也越小，這使得瀝青質初始沉積點向井口移動。油藏壓力衰減與氣油比減小對瀝青質沉積影響呈現相反的規律，對瀝青質沉積位置的改變主要取決于油藏壓力與氣油比減小速率。

根據圖5預測結果，可得油藏壓力衰減對瀝青質沉積的影響占主導，整體表現為瀝青質沉積位置逐漸向井筒深部移動。分析認為：該趨勢下沉積的瀝青質將由井筒逐漸轉移至地層。這將增大瀝青質的沉積治理難度，同時瀝青質在地層沉積將會堵塞孔喉，降低采收率，造成儲層傷害[17-18]。

2.4 生產工況對瀝青質沉積的影響

油田生產過程中通過調節油嘴大小改變不同的生產工況。研究中根據A油井生產狀況，選取油井以4.5 mm、5.5 mm、6.5 mm油嘴生產下的井筒溫度壓力分布數據，結合氣油比276 sm3/sm3時瀝青質沉積壓力區間，繪制瀝青質沉積包絡線相圖，結果見圖6所示。

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

由圖6(a)可得：氣油比不變時，不同生產制度下，瀝青質發生沉積的區間不同，油嘴越小瀝青質沉積壓力區間越大。6.5 mm油嘴生產下，瀝青質發生沉積的壓力區間為37.2～54.0 MPa(對應井深1200～4150 m)；4.5 mm油嘴生產下，瀝青質發生沉積的壓力區間為37.0～55.2 MPa(對應井深748～4040 m)。圖6(b)表明：油嘴越大，油井壓力衰減越快，越容易達到泡點。6.5 mm油嘴生產下，泡點壓力38.5 MPa；4.5 mm油嘴生產下，泡點壓力38.3 MPa。眾多學者研究結果表明，原油隨壓力的降低會逐漸析出瀝青質，并在泡點壓力達到最大析出量[19]，泡點壓力可用于瀝青質沉積位置的初步預測，這意味泡點壓力附近發生瀝青質沉積堵塞油井風險最大。

3 結 論

(1)隨著順北A油井生產不斷深入，原油中瀝青質組分含量增加，原油體系CII值也增大，導致原油穩定性較差，生產過程容易發生瀝青質的沉積問題。

(2)地層能量衰減過程，生產氣油比及油藏壓力均下降。氣油比減小會縮小瀝青質沉積壓力區間，減小瀝青質沉積風險，使得瀝青質初始沉積位置逐漸向井口移動；油藏壓力下降會導致油井溫度壓力分布“下移”，使得瀝青質初始沉積位置向井筒底部移動，同時存在地層沉積的風險；氣油比衰減與油藏壓力衰減對瀝青質沉積的影響呈現相反的規律。

(3)在生產氣油比不變時，大油嘴生產相比于小油嘴生產發生瀝青質沉積的深度范圍更小；但大油嘴生產會加劇地層能量衰減，使油井提前到達泡點壓力。