富含沥青质油藏沥青质沉积位置预测方法

廉培庆，丁美爱，高慧梅，段太忠

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)



富含沥青质油藏沥青质沉积位置预测方法

廉培庆，丁美爱，高慧梅，段太忠

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

针对沥青质在油藏、井筒和地面管线中沉积的问题，采用Eclipse和IPM软件耦合建立了油藏、井筒和地面管网一体化数值模拟模型，计算了从油藏到分离器的温度和压力分布，结合沥青质沉积包络线，准确预测了沥青质沉积位置。研究表明：利用一体化模型预测的沥青质沉积位置与实际沉积位置相对误差在3%以内。研究成果对沥青质沉积的防治及提高单井产量具有重要的指导意义。

油田开发；沥青质；沉积包络线；井筒；一体化模拟；沉积位置

0 引 言

A油田F油藏埋深为4 300 m，地层温度高达135 ℃，原始地层压力为64.59 MPa，泡点压力为25.67 MPa，地层压力和泡点压力之差大；储层储集空间主要为次生孔隙，溶洞次之，裂缝较少；储层平均孔隙度为12.04%，平均渗透率为5.87×10-3μm2；地层条件下原油黏度为0.35 mPa·s，密度为0.65 g/cm3。目前，F油藏10口井投入生产，在开发过程中沥青质沉积严重，堵塞了井筒和地面管线，影响正常生产。

针对沥青质沉积问题，国内外许多学者开展了研究。Buriro等[1-4]利用实验手段研究了沥青质在油藏条件下的沉积规律，并提出了沥青质沉积模型，制订了沥青质沉积的控制策略。赵凤兰等[5-7]采用岩心流动实验装置，建立了可定量评价原油沥青质沉积所引起储层损害的新方法。贾英等[8-9]研究了注CO2过程中的沥青质沉积问题。郭东红等[10-15]研究了肯基亚克油田井筒堵塞物的组成，并研制了解堵配方体系。

为了防止沥青质在井筒和管线中沉积，不仅要考虑沥青质的沉积特征，还需要明确生产过程中沥青质的沉积位置，这涉及到油藏、采油和地面多个专业[16-21]。目前，针对连贯的生产系统，油藏、井筒、地面管线间却分段研究，当某个生产环节受到影响时，不能及时进行调整。文中建立了考虑沥青质沉积的油藏、井筒和地面一体化模型，各专业间模型实现无缝对接，有效地预测了沥青质沉积情况。

1 沥青质沉积包络线

采用F油藏原油开展了沥青质沉积量测定实验，表1为F油藏在不同温度(135、120、105 ℃)及不同压力下沥青质沉积量，随着温度降低，沥青质相对沉积量增加。在油藏温度(135 ℃)下，沥青质相对沉积量最大值对应的压力在26.00 MPa左右，接近泡点压力25.67 MPa。当压力低于泡点压力时，由于较轻的气体(如甲烷、乙烷和丙烷)从原油中脱离，原油中重质组分变多，沥青质溶解度又会再次变大，沥青质沉积量逐渐减少。

表1 沥青质沉淀量随压力的变化

通过调整沥青质固相的摩尔质量以及轻质和重质组分之间的二元交互系数，拟合沥青质沉积量实验数据，绘制了沥青质沉积包络线(图1)。上、下包络线之外的区域为安全生产区域，只有在包络线之间的区域才会发生沥青质沉积。温度越高，沥青质沉积的压力范围越小，原油就越稳定。

图1 沥青质沉积包络线

2 油藏、井筒、地面一体化模型

2.1 油藏模型

根据F油藏的PVT测试数据和流动特征，采用Eclipse数值模拟软件建立了考虑沥青质沉积的数值模拟模型。模型中将原油划分为9个拟组分(表2)，其中沥青质包含3个拟组分：溶解组分(PREC)、絮凝组分(FLOC)和固相沉积组分(DEPO)。

表2 沥青质数值模拟组分设置

在地层压力较高时，沥青质溶解在原油里，当地层压力降低到上包络线压力时，沥青质开始析出并絮凝，当絮凝量较大形成颗粒时，开始沉积为固相组分。

2.2 井筒模型

油藏渗流和井筒多相流动是两个紧密相联的流动过程，彼此相互影响。在建立井筒模型时，流体PVT参数与油藏中一致，压降计算采用Beggs-Brill法。通过井筒多相垂直管流分段迭代，可求解井筒压力分布曲线。根据能量守恒原理推导出的井筒传热基本方程，可计算井筒温度场分布。

2.3 地面管网系统

根据单井的井口管线、控制管汇、到地面干线、油气处理中心的分离器分布数据，可建立单井管网系统，在IPM软件GAP界面上，连接各油藏和各单井模型，建立了A油田地面管网系统(图2)。在管网系统中，通过设置多个节点来观察不同位置的温度和压力，例如F1井到分离器之间设置了JF1-1、JF1-2、J11、J12、J13和J14节点。

图2 地面油气管网系统

2.4 一体化模型建立

在IPM软件的Resolve平台上，将井筒模型、地面管线与Eclipse软件耦合起来，以温度、压力、流量为纽带，油藏、井筒、管线协同计算。油藏和井筒之间通过井底流压迭代，井筒和地面通过油压迭代，油藏模型、井筒模型与地面生产系统产量之间迭代计算，实现了油藏、井筒和地面管线的一体化数值模拟。

3 沥青质沉积位置研究

3.1 沥青质沉积位置预测

在原油流动过程中，随着温度和压力的改变，沥青质总会在某个位置沉积，造成流动障碍问题。通过保持合理井底流压，可保证地层中不发生沥青质沉积，避免地层伤害。油藏、井筒和地面一体化模型建立后，可检测从井底到分离器的压力及温度变化。对比沥青质沉积包络线的压力温度范围，可以判断沥青质在井筒和地面管线中的沉积位置(图3)。由图3可知，把F1井从油藏到分离器的温度和压力分布投影在沥青质沉积包络线上。F1井的井底压力较高，在沥青质沉积上包络线以外，说明油藏无沥青质沉积风险；地面管线直至油气处理中心分离器压力在沥青质沉积下包络线以下，也无沥青质沉积风险；压力从井底到井口逐渐降低，井筒内温度和压力满足沥青质沉积的包络线区域，沥青主要在井筒及井口附近沉积，温度压力线与上包络线的交点即为开始沉积的位置。

根据沥青质沉积位置的温度和压力分布，可进一步确定在井筒中的沉积深度。图4中平面位置为沥青质沉积位置的温度和压力，平面与曲线的交点即为沥青质沉积深度。由图4可以看出，沥青质在2 731.5 m的深度位置开始沉积。在计算过程中，F1井产量为302.4 m3/d，井口油压为26.2 MPa，生产油气比为267.5 m3/m3。

图4 F1井沥青质沉积深度

3.2 结果验证

A油田4口井沥青质沉积严重，沉积后堵塞井筒，通过机械清理明确了沥青质的沉积位置。表3给出了利用一体化模型预测的沥青沉积位置与实际沉积位置的对比。由表3可知，相对误差在3%以内，绝对误差最大为74.2 m，可满足工程作业的要求。总体上看，预测的沥青质沉积位置要比实际沉积位置深度大，这是由于沥青质沉积后，较小的颗粒可由流体携带到高处，絮凝成大颗粒时开始附着在井筒表面，因此，实际沉积位置要在预测沉积位置以上。预测出沉积位置后，向该位置以上部位加入沥青质抑制剂，即可防止沥青质的沉积。

4 结 论

(1) 通过开展室内沥青质沉积实验，研究了沥青质在不同温度和压力下的沉积量，根据实验结果绘制了沥青质沉积包络线图。

(2) 采用Eclipse和IPM软件耦合建立了油藏、井筒和地面管线的一体化数值模拟模型，实现了开发过程中沥青质损害识别，预测了沥青质在井筒或管线中的沉积位置。

(3) 研究内容考虑了温度和压力对沥青质沉积的影响，预测沉积深度在实际沉积点以下；为提高预测精度，需进一步研究三场(速度、温度、压力)耦合下沥青质沉积位置。

表3 沥青质实际沉积位置和预测沉积位置对比

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编辑 张耀星

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.016

20160324；改回日期：20160711

国家科技重大专项“孔隙型碳酸盐岩油藏提高采收率关键技术”(2011ZX05031-003)

廉培庆(1983-)，男，高级工程师， 2005年毕业于中国石油大学(华东)信息与计算科学和石油工程专业，获双学士学位， 2011年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事油气田开发方面的科研工作。

TE349

A

1006-6535(2016)05-0070-04