顺北高温高压油井沥青质沉积规律研究

2023-12-25杨小辉

石油化工应用 2023年11期

杨小辉

（中国石化西北油田分公司采油四厂，新疆沙雅 842200）

原油是由多种低分子烃类和重有机质（蜡、沥青质、胶质）组成，重有机质受外界干扰易在油藏孔缝、生产井筒、运输管线发生沉积。沥青质在储层沉积会引起储层岩矿润湿性反转[1－2]，堵塞储层孔道；在近井地带沉积会引起井筒变径，造成产能下降，同时增加清理成本。因此，研究沥青质在井筒的沉积规律以及预测沥青质沉积状况，进而制定沥青质沉积防治对策，对于避免沥青质井筒堵塞，提高采油效益具有重要意义。

沥青质沉积影响因素较多，TRBOVICH 等[3]指出主要为组分、温度、压力、气油比；杨照等[4]采用透光率法测试了原油中沥青质初始沉淀点；CHEN 等[5]基于浊度法原理研究了原油稳定性；乔进帅等[6-7]进一步指出胶质含量、形态和粒径大小对沥青质稳定性影响最大；HIRSCHBERG 等[8]将Flory-Huggins 聚合物理论与沥青质高分子类比，成功描述了沥青质在油相中的沉积行为。此后，NGHIEM 等[9－11]提出了气-液-固平衡的沥青质固体模型，并由KOHSE 等[12]用逸度理论进一步完善。

SHB-X 井位于新疆塔里木盆地，埋深8 225 m，油藏温度166.00 ℃，泡点压力为37.30 MPa，油藏压力83.81 MPa，气油比491 m3/m3，井口温度26.95 ℃，井口压力36.67 MPa，油嘴开度4 mm。本研究将用高温高压固相沉积测试仪研究温度、压力、气油比对顺北原油沥青质沉积规律的影响，运用逸度模型[13-14]计算了沥青质在井筒的沉积量及沉积速率。

1 实验部分

1.1 实验样品

SHB-X 井原油取自油田分离器，所得井流物组成见表1；模拟气依照油井原油伴生气测试化验资料配制，配制所用的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、氮气等由北京华通精科气体化工有限公司生产，油井伴生气测试化验结果见表2。

表1 原油井流物组成

表2 油井伴生气组成成分

1.2 实验装置

固相沉积测试仪Solid Detection System，美国Core Lab 岩心公司，示意图见图1。

图1 固相沉积测试仪装置简图

SDS 装置耐温200.00 ℃、耐压100 MPa，通过等温降压或等压降温实验操作进行固体（沥青质、蜡、垢）沉积规律研究，蓝宝石可视单元两侧运用CCD 相机监测固相沉积状况，结合Ellix 图像处理软件可分析沉积固相颗粒大小、沉积百分含量，装置可识别最小颗粒粒径0.2 μm。

1.3 实验方法

1.3.1 地层原油配制将100 mL SHB-X 井原油装入SDS 配样转样器中，按照气油比491 m3/m3，将模拟气泵入配样转样器内，设置配样温度、压力分别为原始地层温度166.00 ℃、原始地层压力83.81 MPa。配制过程由磁力搅拌器充分搅拌，配制时长24 h，每1 h 记录油样混溶状况。

1.3.2 不同因素对沥青质沉积规律研究

1.3.2.1 温度对沥青质沉积的影响采用等压降温的实验方法，固定实验压力83.81 MPa，分别测试温度在90.00、70.00、50.00、30.00 ℃下沥青质沉积状况，每降低一个温度，循环搅拌维持油样稳定2 h，记录沥青质沉积状况。

1.3.2.2 压力对沥青质沉积的影响采用等温降压的实验方法，固定实验温度166.00 ℃，分别测试压力在83.81、65.00、45.00、25.00 MPa 下沥青质沉积状况，每降低一个压力，循环搅拌维持油样稳定2 h，记录沥青质沉积状况。

1.3.2.3 气油比对沥青质沉积的影响配制不同气油比下的地层模拟油，采用等温降压的方法测试气油比对沥青质沉积影响。依次配制气油比491、200 m3/m3，维持温度166.00 ℃不变，采取等温降压的方法，按照等压降10.00 MPa 降压处理，分别测试压力在83.81、73.81、63.81、53.81、43.81 MPa 下沥青质沉积状况。

1.3.3 沥青质沉积位置预测采用等温降压的方法，在地层温度为166.00 ℃下开始缓慢降压，通过CCD相机分别记录不同压力（83.81、65.00、45.00、25.00 MPa）下沥青质沉积状况；再依次改变温度（130.00、100.00、70.00、40.00 ℃）模拟井筒不同部位，重复测试，获得沥青质沉积压力-温度关系；最后运用PVTsim 求解器进行校正，绘制沥青质沉积包络线，预测沥青质沉积位置。

2 结果与讨论

2.1 温度对沥青质沉积的影响

按照1.3.2.1 方法，在压力83.81 MPa 下，分别测试了不同温度对沥青质沉积的影响，结果见图2。

图2 温度对原油溶解沥青质含量、沉积速率的影响

从图2 可得，固定实验压力83.81 MPa 不变，当实验温度从90.00 ℃降低到30.00 ℃时，原油中沥青质溶解量由0.011 4 g 降低到0.001 3 g，沥青质沉积速率从0 增加到0.001 5 g/℃。原油开采受地面传热等影响，温度呈梯度递减，导致沥青质沉积量、沉积速率增加。

2.2 压力对沥青质沉积的影响

固定实验温度为166.00 ℃，分别测试不同压力对沥青质沉积的影响，结果见图3。

图3 压力对原油沥青质沉积速率与沉积量的影响曲线

由图3 可得，随着压力的降低，原油中沥青质沉积量逐渐增加，当压力越靠近原油泡点压力，沥青质析出量越大。原油在开采过程中，压力降低引起沥青质沉积相比于温度降低显著，压力是影响沥青质沉积的重要因素之一。

2.3 气油比对沥青质沉积的影响

采用等温降压的实验方法研究了两种气油比对沥青质沉积规律的影响，结果见图4。

从图4 数据可得，温度恒定时，降低压力，高气油比相比于低气油比更容易析出沥青质。分析认为，高气油比原油在降压过程中，溶解气大量析出，原油组分改变，稳定体系破坏严重。同时作者认为，溶解气析出在流体中不规则运动对原油的扰动剪切作用不能忽视。

2.4 沥青质沉积包络线绘制

采用等温降压的实验方法，研究了不同温度下沥青质随压力沉积规律，绘制了SHB-X 井沥青质沉积包络线图，结果见图5。

图5 顺北油田原油沥青质沉积压力-温度变化关系

由图5 可得，沥青质上沉积压力随温度的升高逐渐减小，沥青质下沉积压力随温度升高而逐渐增加，温度升高减小了沥青质沉积压力区域，沥青质较不容易发生沉积；当温度恒定时，沥青质沉积速率随压力降低而增加，并在泡点压力处达到最大。

分析认为：沥青质沉积是一个可逆过程，温度升高有利于沥青质的溶解；当油样中压力大于泡点压力时，原油中有大量的轻组分和溶解气，这些溶剂促进了沥青质溶解，在高于泡点压力时沥青质不易沉积，当压力小于泡点压力时，溶解气体从油相中逸出，油样中重组分增加，原油稳定状态被破坏，沥青质大量沉积。

2.5 沥青质沉积位置预测

由校准后的SHB-X 井原油沥青质沉积包络线图，结合油田现场开采温度、压力随井筒深度变化数据，预测SHB-X 井沥青质初始沉积位置，结果见图6。

图6 油田沥青质沉积位置预测

油井生产温压曲线与上沉积压力线交点即为沥青质初始沉积位置，由图6 得出沥青质初始沉积条件对应温度、压力分别为158.00 ℃、75.00 MPa，沥青质初始沉积条件对应井筒深度为6 900 m，沉积过程一直持续到井口，同时沉积量在泡点压力处达到最大，泡点压力处对应井深200 m。

3 沥青质沉积模型

沥青质沉积模型基于气-液模型，并将析出的沥青质假设为不溶于原油的纯液相。当气液体系达到平衡时，气相组分i 的逸度与液相相同组分i 的活度之间存在下述关联关系：

式中：fAS-气相中沥青质的逸度，Pa；P-平衡相态下的压力，Pa；aAS-油相中沥青质的活度。

浓度与活度相关：理想溶液中，液相沥青质的活度等于其浓度。非理想溶液存在下式：

式中：PAS-气相中沥青质组分的分压，Pa；k-比例系数；CAS-液相中沥青质的浓度。

逸度与活度正相关，前人运用气-液逸度模型用于原油稳定性分析[13-14]，本研究采用气-液逸度模型计算不同温度、压力时的逸度，通过逸度变化率表征原油中沥青质的析出量，计算单位井深中沥青质的沉积速率。在已知原油开采速度下，可由单位井深中沥青质沉积量计算沥青质沉积速率。

气-液逸度模型：

沥青质沉积量：

沥青质沉积速率：

式中：mAS-沥青质沉积量，g；vAS-沥青质沉积速率，g/s；D-井筒管径，cm；ρ0-原油密度，g/cm3；voil-原油开采速度，g/s；dh-所计算一段井深的距离，cm；Δh-对应相邻逸度fi之间的井深，cm。

采用逸度模型计算不同温度、压力对应的逸度，表征不同压差对应的沥青质沉积速率和沉积量见表3。由顺北油田原油沥青质析出沉积包络线预测初始沉积位置为6 900 m，温度为156.89 ℃、压力为74.42 MPa，取初始沉积位置为沉积速率计算起点。

表3 SHB-X 井原油沥青质沉积速率、沉积量表

上述结果表明，SHB-X 井在无井壁坍塌、井筒变径形成砂桥等因素影响下，在井筒深度6 900 m 开始沉积，并在井深200 m 处沉积速率达到最大，该深度下压力接近泡点压力，伴随大量溶解气析出。目前顺北油田在测压、清蜡等工艺操作中存在轻微遇阻，遇阻位置普遍在井深150～280 m，常规机械解堵操作能解堵。分析认为，SHB-X 井原油自身沥青质含量偏低，沉积出来的沥青质随原油开采流速被携带出井筒，但随着开采时间的增加，原油中饱和分、芳香分、胶质等百分含量逐渐减小，沥青质百分含量逐渐增加，不利于顺北油田长远开采，因此，提前开展沥青质沉积抑制措施，对于维持顺北油田长期高效开采具有重要意义[15-18]。