生产参数对油井沥青质沉积特征的影响*

熊瑞颖，郭继香，杨小辉，吴鑫鹏，孙 新

(1 中国石油大学(北京)，非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

原油稳定性在生产过程容易受组分、温度、压力等因素影响而破坏，导致沥青质的析出聚集，并在储层、井筒及地面生产设备发生沉积堵塞，严重制约了原油的高效开采[1]。明晰生产过程不同工况对沥青质沉积规律的影响，是防治沥青质沉积的关键。目前众多学者从不同角度对沥青质沉积的影响因素进行了详细研究，其中包括原油组分、温度、压力、流速、无机颗粒等[2-5]，但这些研究忽略了油田开采过程中生产周期及工况变化对沥青质沉积的影响[6]。研究表明，油井生产过程中原油组分、生产气油比、油藏压力、油嘴大小等生产参数对沥青质的沉积均有影响，对这些参数的研究更有利于掌握油田生产过程沥青质的沉积规律变化，从而优化生产制度并制定沥青质沉积防治对策。本文以顺北A油井原油为研究对象，采用高温高压固相沉积规律测试装置，结合油井生产参数，测试了不同生产阶段原油组分变化、生产气油比(GOR)、油藏压力及生产工况对沥青质沉积规律的影响。

1 实验部分

1.1 实验样品

顺北A油井不同生产时期原油样品，取自地面分离器，取样时间分别为2017.11、2018.08、2019.06、2020.03，测2020.03所取样品原油密度0.79 g/cm3(20 ℃)，井深6000 m，油藏温度145.3 ℃，油藏压力72.9 MPa；甲烷气，气体纯度99.9%，北京华通精科气体化工有限公司；正己烷(GR)、二氯甲烷(GR)、三氯甲烷(GR)、异戊醇(GR)，北京伊诺凯科技有限公司。

1.2 实验装置

CG-CF10型棒状薄层色谱仪，长沙川戈科技发展有限公司；高温高压固相沉积规律测试装置，中国石油大学(北京)研发，装置见图1所示。

高温高压固相沉积规律测试装置主要由进样系统、PVT单元及数据采集系统构成，装置耐温180 ℃、耐压100 MPa。基于光散射测试原理，由90瓦钨灯光源发射200～1100 nm光信号沿高温光纤由可视视窗垂直射入PVT单元，当原油样品中发生沥青质沉积时，沉积的沥青质颗粒会对光信号产生散射作用[7-8]，与入射光平行且反向的散射光信号称作背散射光，通过记录背散射光信号强度变化规律来表征沥青质的沉积状况。

图1 高温高压固相沉积规律测试装置示意图Fig.1 Schematic diagram of high temperature and high pressure solid deposition test device

1.3 实验步骤

1.3.1 原油族组分测试

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5119-2016，采用CG-CF10型棒状薄层色谱仪测试原油样品的四组分含量。由于A油井原油黏度小，沥青质含量少，油品质高，为了避免沥青质组分在氢火焰离子化扫描过程无法显示，提高样品配置浓度为60 mg/mL。样品前期处理参照Karlsen等人[9]提出的标准。通过原油组分数据计算原油的CII数值[10]，用于分析原油稳定性，计算公式见(1)。

(1)

当CII<0.7，原油体系稳定；CII>0.9，原油体系不稳定，容易发生沥青质析出；CII介于两者之间，原油处于稳定-不稳定过渡态。

1.3.2 沥青质沉积规律测试

实验前先将PVT单元进行抽真空处理，将50 mL原油泵入高温高压PVT筒内，再按气油比276 sm3/sm3注入甲烷气。设置装置温度145 ℃，压力90 MPa，升温升压过程PVT筒不断搅拌及旋转48 h。当PVT筒温度压力恒定时，配样过程结束，样品静置4 h。采用等温降压的测试方法，设置PVT单元以0.05 mL/min速率退泵，记录测试过程压力、体积、背散射光信号变化，记录周期为10 s/次，测试时长8 h。通过分析降压过程背散射光信号变化规律来表征沥青质沉积状况，获得沥青质沉积压力区间数据。

改变测试温度为30 ℃、60 ℃、90 ℃、120 ℃，重复上述步骤。需注意：每次测试要重新配置原油样品；样品静置主要使残留在测试油样的固体颗粒充分沉降，避免杂质对测试光信号产生干扰。

1.3.3 生产气油比对沥青质沉积规律测试

重复“1.3.2”小节实验步骤，改变气油比分别为300 sm3/sm3、320 sm3/sm3，同时分别测试不同气油比下温度为30 ℃、60 ℃、90 ℃、120 ℃、145 ℃时等温降压过背散射光信号变化数据，分析沥青质沉积规律。

2 结果与讨论

2.1 原油组分对沥青质沉积的影响

原油胶体体系理论对原油族组分的结构分布进行了合理解释，同时也揭示了原油组分间存在微妙的平衡关系[11]。温度、压力等因素的改变间接破坏了原油组分之间的平衡，导致沥青质的沉积。研究中对不同时期获取的A油井原油样品进行了族组成测试，结果见图2所示。由图2可得，随着油井生产深入，原油饱和分含量及沥青质含量逐渐增加，芳香分和胶质含量逐渐减小。分析认为：芳香分与胶质等组分在油藏高温高压条件下的裂解增加了原油中饱和分的含量；同时油藏压力衰减，原油中的溶解气析出，析出的气体增加了油-气两相的交互作用[12-13]，将油中轻组分富集携带，导致原油中沥青质组分增加。

图2 生产周期对原油组分的影响Fig.2 Effect of production cycle on crude oil compositions

表1为原油稳定性分析结果。由表1可得，随着油井生产深入，原油CII值逐渐增大。CII值越大，表明原油体系越不稳定，发生沥青质沉积趋势越大。

pH值，剩余葡萄糖含量和总蛋白质含量具有一定影响。咖啡碱的添加能在一定程度上刺激冠突散囊菌的生长，但在发酵过程中，其含量并未出现明显变化，这说明在该发酵系统中，冠突散囊菌既不能将其作为碳源、氮源分解代谢来维持生长，也不能利用共培养发酵体系中其他成分来合成咖啡碱。该结果与前人研究基本一致，且研究表明微生物体系中，利用真菌分解代谢咖啡因远比细菌要难的多[18]，而且只发生在极少数的青霉属和曲霉属类群中，逐级代谢为茶碱和3-甲基黄嘌呤[19]。

表1 CII值判断原油稳定性Table 1 CII value determines the stability of crude oil

2.2 生产气油比对沥青质沉积的影响

由于A油井为高温高压油井，生产气油比在储层条件下可视为完全溶解，储层条件下饱和溶气量可由Standing 提出的溶解气模型[14]进行计算。

顺北A油井稳产阶段采用4.5 mm油嘴生产，生产过程气油比逐渐下降，为了研究气油比变化对沥青质沉积的影响，研究中选取A油井在2019.01生产节点对应的井筒温度压力分布数据预测沥青质沉积状况。气油比变化规律见图3所示。

图3 稳产阶段A油井气油比随生产时间变化曲线Fig.3 Curve of GOR changing with production period of well A during stable production stage

表2 不同气油比沥青质沉积压力区间Table 2 Asphaltene deposition pressure ranges with different gas-oil ratios

根据气油比变化规律，选取并测试了气油比为276 sm3/sm3、300 sm3/sm3、320 sm3/sm3对应的沥青质沉积压力区间，结果见表2所示。

根据表2沥青质沉积数据，结合A油井井筒温度压力分布数据，绘制沥青质沉积包络线相图，结果见图4所示。由图4可得，气油比越大，沥青质沉积区间也越大(井筒温度压力曲线与沥青质沉积包络线相图相交的区域)，沥青质初始沉积压力也增大，即高气油比下沥青质沉积越严重。由于井筒温度压力分布数据与井深一一对应，A油井在稳产阶段，沥青质初始沉积位置(沥青质初始沉积点)逐渐向井口方向移动，井筒内发生沥青质沉积深度范围也在缩小。这现象主要与溶解在原油中的低分子烷烃相关，气油比越高，低分子烷烃越多，低分子烷烃对胶质分子的溶解能力强[15]，同时容易穿插在以沥青质为核心的胶质层表面，增加了沥青质胶束表面能，使得沥青质分子间更容易聚集沉积[3,16]。

图4 不同气油比对沥青质沉积影响Fig.4 Effect of different gas-oil ratios on asphaltene deposition

2.3 油藏压力对沥青质沉积的影响

油井生产过程地层能量损耗无可避免，这使得油藏压力下降并改变了井筒温度压力分布。根据A油井不同气油比下沥青质沉积压力区间数据，结合对应阶段的井筒温度压力分布，分析油藏压力衰减对沥青质沉积的影响，结果见图5所示。

图5 A油井不同生产阶段沥青质沉积预测Fig.5 Prediction of asphaltene deposition at different production stages of well A

由图5可得，当气油比一定时，油藏压力衰减，井筒温度压力分布线“下移”，导致沥青质初始沉积点向油井底部移动；当油藏压力一定时，气油比越小，沥青质沉积包络线相图中沥青质沉积压力区间也越小，这使得沥青质初始沉积点向井口移动。油藏压力衰减与气油比减小对沥青质沉积影响呈现相反的规律，对沥青质沉积位置的改变主要取决于油藏压力与气油比减小速率。

根据图5预测结果，可得油藏压力衰减对沥青质沉积的影响占主导，整体表现为沥青质沉积位置逐渐向井筒深部移动。分析认为：该趋势下沉积的沥青质将由井筒逐渐转移至地层。这将增大沥青质的沉积治理难度，同时沥青质在地层沉积将会堵塞孔喉，降低采收率，造成储层伤害[17-18]。

2.4 生产工况对沥青质沉积的影响

油田生产过程中通过调节油嘴大小改变不同的生产工况。研究中根据A油井生产状况，选取油井以4.5 mm、5.5 mm、6.5 mm油嘴生产下的井筒温度压力分布数据，结合气油比276 sm3/sm3时沥青质沉积压力区间，绘制沥青质沉积包络线相图，结果见图6所示。

图6 气油比276 sm3/sm3，不同生产制度下沥青质沉积曲线Fig.6 GOR 276，The asphaltene deposition curve under different production condition

由图6(a)可得：气油比不变时，不同生产制度下，沥青质发生沉积的区间不同，油嘴越小沥青质沉积压力区间越大。6.5 mm油嘴生产下，沥青质发生沉积的压力区间为37.2～54.0 MPa(对应井深1200～4150 m)；4.5 mm油嘴生产下，沥青质发生沉积的压力区间为37.0～55.2 MPa(对应井深748～4040 m)。图6(b)表明：油嘴越大，油井压力衰减越快，越容易达到泡点。6.5 mm油嘴生产下，泡点压力38.5 MPa；4.5 mm油嘴生产下，泡点压力38.3 MPa。众多学者研究结果表明，原油随压力的降低会逐渐析出沥青质，并在泡点压力达到最大析出量[19]，泡点压力可用于沥青质沉积位置的初步预测，这意味泡点压力附近发生沥青质沉积堵塞油井风险最大。

3 结 论

(1)随着顺北A油井生产不断深入，原油中沥青质组分含量增加，原油体系CII值也增大，导致原油稳定性较差，生产过程容易发生沥青质的沉积问题。

(2)地层能量衰减过程，生产气油比及油藏压力均下降。气油比减小会缩小沥青质沉积压力区间，减小沥青质沉积风险，使得沥青质初始沉积位置逐渐向井口移动；油藏压力下降会导致油井温度压力分布“下移”，使得沥青质初始沉积位置向井筒底部移动，同时存在地层沉积的风险；气油比衰减与油藏压力衰减对沥青质沉积的影响呈现相反的规律。

(3)在生产气油比不变时，大油嘴生产相比于小油嘴生产发生沥青质沉积的深度范围更小；但大油嘴生产会加剧地层能量衰减，使油井提前到达泡点压力。