沥青质沉积对油井产能影响的模拟分析*——以南海北部湾盆地W-1油田为例

高 达 张乔良 米洪刚

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

沥青质沉积对油井产能影响的模拟分析*
——以南海北部湾盆地W-1油田为例

高 达 张乔良 米洪刚

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

高达,张乔良,米洪刚.沥青质沉积对油井产能影响的模拟分析——以南海北部湾盆地W-1油田为例[J].中国海上油气，2016,28(6)：53-58.

Gao Da,Zhang Qiaoliang,Mi Honggang.Simulation analysis of the influence of asphaltene deposition on oil well productivity:a case study of W-1 oilfield in Beibuwan basin of South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):53-58.

油田开发过程中油藏压力、温度等变化会导致原油中沥青质析出并沉积，从而对储层造成伤害并使油井产能降低。以南海北部湾盆地W-1油田为例，利用油藏数值模拟方法模拟了衰竭式开发及注水开发方式下沥青质析出与沉积的过程以及对油井产能的影响情况。由于采油井近井地带压力下降幅度最大，沥青质析出与沉积现象最为显著，造成原油黏度升高和渗透率下降的幅度也最大，从而导致油井产能下降。通过模拟分析，提出了针对由于压力下降导致的沥青质沉积伤害的主要开发对策：一是降低采油井生产压差，如采油井采用小排量生产或者水平井开发；二是提高采油井附近的能量补充速度，如注水井超注、加密注采井距等。基于模拟分析认识提出的水平调整井方案已在W-1油田实施，并取得了一定的增产效果。

沥青质沉积；储层伤害；油井产能；数值模拟；开发对策；北部湾盆地

沥青质是由含O、N、S元素的重质碳氢化合物和含少量微量元素(金属和非金属元素)的碳氢衍生物组成的一种结构复杂的化合物。沥青质析出后极易在油藏岩石以及井下设备上发生沉积，堵塞储层孔喉，降低油井产能，增加开采和作业成本[1-2]。北部湾盆地W-1油田部分采油井初期产量较高，但产量递减较快，后来长期处于较低水平生产；井下作业时井下仪器附带出大量油泥，对油泥进行分析化验后发现沥青质含量较高，分析认为该油田生产井产能下降与沥青质析出和沉积有关。笔者以北部湾盆地W-1油田为例，通过油藏数值模拟方法，对沥青质沉积过程以及对采油井产能影响进行了分析，有针对性地开展了开发对策研究，并进行了应用实例分析。

1 沥青质析出及沉积伤害机理

关于沥青质在原油中的存在状态主要有胶体溶液理论和分子溶液理论，目前研究趋向于采用基于分子溶液理论提出的絮凝模型，认为该理论能够较准确地反映实际沥青质沉积过程[3-5]。分子溶液理论是将沥青质视为固相溶质，原油为溶剂，沥青质溶于原油中并呈分子形态。研究表明，沥青质的溶解度大小与原油组成及油藏温度和压力相关，因此开发过程中油藏压力、温度和原油组成变化是引起沥青质析出的主要原因[6-7]。

分析认为，沥青质析出后发生絮凝作用，组合形成更大的颗粒会造成原油黏度增大；絮凝后形成的较大沥青质团块会堵塞孔隙喉道，相对较小的团块会随流体一起流动至孔隙喉道处产生桥塞，降低有效渗透率；带有电荷的沥青质颗粒会吸附在带负电的砂岩颗粒表面，岩石的润湿性由水湿变为油湿[8]，降低了水驱开发效果。

2 沥青质沉积对油井产能影响的模拟分析

2.1 数值模拟模型建立

油藏数值模拟软件Eclipse组分模型能够较好地模拟沥青质沉积的机理，在组分参数定义过程中，将沥青质定义成一个独立的组分，并且定义某些组分(如图1中组分Ci—Cj)可以析出絮凝成为沥青质(即图1中组分Ca)，沥青质组分的絮凝与分散是一个可逆过程。沥青质析出量的定量模拟是建立沥青质析出量与压力、温度、溶解相摩尔分数等3个变量中某一个或两个变量之间的函数关系[9-10]，并可定量描述原油黏度增加、渗透率下降、孔隙体积减小及岩石表面润湿性改变等伤害机理。

图1 沥青质组分的絮凝与分散过程示意图

建立二维剖面均质模型进行机理模拟，模拟储层厚度为40 m，渗透率为100 mD，孔隙度为25%，油藏初始压力为27.5 MPa。模型网格数为40×1×10，模拟2口开发井，1注1采，注采井距为800 m。模型中设置沥青质可溶组分为C20，初始摩尔含量为5%(质量分数为15.6%)；沥青质析出组分为Ca，初始含量为0。由于油藏开发过程中储层温度变化幅度较小，因此模型中沥青质溶解量主要考虑与油藏压力变化相关(图2)。

图2 数值模拟模型中沥青质溶解量与油藏压力关系曲线

另外，模型中主要考虑了原油黏度增加和储层渗透率下降对油井产能的影响，其中原油黏度增加倍数与沥青质析出量及储层渗透率下降倍数与沥青质沉积量之间的关系曲线分别见图3和图4。

图3 数值模拟模型中沥青质析出量对原油黏度升高倍影响曲线

图4 数值模拟模型中沥青质沉积量对渗透率下降倍数影响曲线

2.2 沥青质沉积过程模拟分析

衰竭式开发方式沥青质沉积过程模拟结果如图5a、b所示，可以看出：开发初期未注水，随着原油的采出，采油井周围地层压力逐渐下降，在压力下降到沥青质析出点后，沥青质开始析出和沉积，并从采油井周围逐渐向油藏其他区域扩展；由于采油井附近压力下降幅度最大，因此采油井附近沥青质析出浓度最大(图5a)。随着衰竭式开发的持续进行，整个油藏都发生了沥青质析出和沉积，采油井附近沥青质沉积伤害更为严重(图5b)。因此，对于存在沥青质沉积风险的油藏，不适合采用衰竭式开发方式。

注水开发方式沥青质沉积过程模拟结果如图5c所示，可以看出：在衰竭式开发一段时间后，开始注水开发，随着压力上升，采油井附近部分区域沥青质析出现象逐渐得到了控制。因此，对于存在沥青质沉积风险的油藏，适合采用注水保压开发方式。

图5 衰竭式开发和注水开发方式下沥青质析出浓度模拟结果

2.3 沥青质沉积对油井产能影响模拟分析

沥青质析出对油藏原油黏度及储层渗透率影响模拟结果如图6所示，可以看出：由于采油井附近沥青质析出浓度最大，采油井附近沥青质絮凝导致原油黏度增加的幅度也最大(图6a)，采油井附近沥青质絮凝沉积堵塞喉道导致渗透率下降的幅度也最大(图6b),因此原油黏度增加及储层渗透率下降都直接影响了采油井产能下降。

衰竭式开发和注水开发方式下沥青质沉积对油井产能影响模拟结果如图7所示，可以看出：衰竭式开发的情况下，当地层压力低于沥青质析出压力时，沥青质析出和沉积导致油井产能下降，采油指数从开发初始的195 m3/(d·MPa)逐渐下降至开发末期的40 m3/(d·MPa)，下降幅度非常显著。通过注水，保持地层压力在沥青质析出临界压力之上进行开发，油井采油指数稳定，没有受到沥青质析出伤害。由此可见，通过注水开发，保持地层压力高于沥青质析出压力，是解决沥青质沉积伤害的主要办法。

图6 沥青质析出与沉积导致原油黏度增大及储层渗透率下降模拟结果

图7 衰竭式开发与注水开发方式下沥青质沉积对油井产能影响模拟结果

2.4 开发对策模拟分析

针对由于压力下降导致的沥青质沉积伤害，提出采取降低采油井的生产压差，改善采油井附近沥青质局部析出严重问题的开发对策，一方面是降低采油井的生产压差，具体方法包括采油井小排量生产或水平井开发。模拟对比表明，在配产相同的情况下，水平井开发采油井生产压差低于直井采油井生产，水平井开发采油井附近地层压力下降幅度小于直井采油井生产(图8)，水平井开发采油井附近地层的沥青质析出浓度小于直井采油井生产(图9)。另一方面，提高采油井附近的能量补充速度，尽可能将采油井附近的地层压力保持在沥青质析出临界压力之上，具体方法包括注水井超注(增加注采井之间的注采压差)、加密注采井距等。

图8 直井开发和水平井开发地层压力模拟结果

图9 直井开发和水平井开发沥青质析出浓度模拟结果

3 实例分析

北部湾盆地W-1油田采油井B2井于2004年1月投产，初期衰竭式开发，自喷日产油149 m3，计算采油指数约为27 m3/(d·MPa)(生产压差5.5 MPa)，投产半年后测试地层压力系数降至0.79。之后该区采油井B5井转注，B2井压力略有回升，但在注采比为1.5的情况下地层压力系数仍无法回升至0.85以上，说明注采井之间储层连通性较差，无法得到注水井能量充分补充。注水开发投产一年后，该井测试日产油为36 m3，计算采油指数约为4 m3/(d·MPa)(生产压差9 MPa)，说明产能显著下降。2005年7月，该井在修井过程中发生钢丝作业软遇阻，从井筒内带出大量油泥，化验分析油泥中沥青质含量约为11%(该井区原油中初始胶质沥青质含量约为5%)；之后该井日产油一直在20 m3以下。2010年9月，曾对该井进行深穿透补孔，但措施未见效。地质分析表明，采油井B2井与注水井B5井之间存在一条小断层，该小断层具有一定的封隔作用，导致B2井注水能量补充不足，使井底附近及断块内部地层压力下降幅度较大，产生沥青质析出沉积而导致产能下降。

基于上述开发现状及地质分析认识，通过建立B2井区井组近似模型，进行数值模拟分析，结果表明受实际小断层阻隔的影响，B2井附近沥青质析出沉积比较严重(图10)，从而导致油井产能显著下降。由于沥青质伤害的范围较广，而深穿透射孔只能解除井筒附近1 m左右的污染和伤害，这可能是B2井进行深穿透射孔未见效的主要原因。在此基础上，建议B2井进行压裂(后来未实施)，或在该井区加密1口调整井进行开发，井型优选为水平井以降低生产压差，并进一步提高注水井B5井的注水量，以改善或避免该井区采油井沥青质伤害。目前该井区水平调整井方案已实施，并取得了一定的增产效果。

图10 W-1油田B2井沥青质析出现象模拟结果

4 结论

1) 通过油藏数值模拟方法，直观地模拟了沥青质沉积的过程。衰竭式开发时，采油井附近沥青质最先析出且最为严重，并逐渐向油藏深部扩展；注水开发补充能量后，随着压力回升，沥青质析出现象得到逐渐改善。因此，建议对于存在沥青质沉积风险的油藏要及时补充能量，例如注水开发。

2) 模拟分析了沥青质沉积对油井产能的影响，结果表明采油井附近压力下降幅度最大，沥青质析出现象最为显著，从而导致原油黏度增加和储层渗透率下降的幅度也最大，造成油井产能下降。

3) 基于模拟分析认识，提出了针对由于压力下降导致的沥青质沉积伤害的主要开发对策：一是降低采油井生产压差，如直井小排量生产或水平井开发；二是提高采油井附近的能量补充速度，如注水井超注、加密注采井距等。北部湾盆地W-1油田实例分析表明，基于模拟分析认识提出的水平调整井方案已取得一定的增产效果。

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(编辑：张喜林)

Simulation analysis of the influence of asphaltene deposition on oil well productivity: a case study of W-1 oilfield in Beibuwan basin of South China Sea

Gao Da Zhang Qiaoliang Mi Honggang

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The precipitation and deposition of asphaltene in crude oil due to the variation of reservoir pressure and temperature during oilfield development can cause reservoir damage, thus reducing well productivity. Taking W-1 oilfield in Beibuwan basin of South China Sea as an example, asphaltene precipitation and deposition processes and the influence on well productivity under the depletion development and water flooding development are analyzed with numerical simulation. Results show that dramatic pressure depletion near wellbore results in significant asphaltene precipitation and deposition, which cause oil viscosity increase and permeability decline, further leading to well productivity decline. The development strategies to reduce asphaltene deposition damage caused by pressure decrease are put forward: 1) reducing the well producing pressure drop, such as decreasing well production rate or development with horizontal wells; 2) increasing energy supplement rate near production wells, such as increasing water injection rate over production rate or reducing producer-injector spacing. The adjustment plan with horizontal wells based on the simulation analysis has been implemented in W-1 oilfield and certain stimulation effect has been achieved.

asphaltene deposition; reservoir damage; oil well productivity; numerical simulation; development strategy; Beibuwan basin

1673-1506(2016)06-0053-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.009

*中海石油(中国)有限公司综合科研项目“海上在生产油气田挖潜增效技术研究(编号:CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 03 ZJ 12)”部分研究成果。

高达，男，工程师，主要从事油藏工程方面研究。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。E-mail：gaoda@cnooc.com.cn。

TE258

A

2015-10-20 改回日期：2016-09-07