井筒結蠟原因分析及治理措施

顧 明，尚欣然，盧溪源，朱華夏，貟 懿，魏軍紅，王鵬程，鄭 浩

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 生產概況

X193C7 油藏平均孔隙度8.1 %，滲透率0.11 mD，氣油比104.1 m3/t，原油黏度1.01 mPa·s，地層飽和壓力9.6 MPa，與超低滲透油藏及同類致密油藏相比，屬于低孔低滲、高氣油比油藏[1]。該油藏2017 年規模開發至今，定向井開井240 口，單井日產液1.52 m3，日產油0.77 t，綜合含水40.4 %。水平井開井15 口，單井日產液28 m3，日產油8.4 t，綜合含水64.7 %。該油藏井筒普遍存在結蠟現象，開發至今，核實井筒結蠟油井152口，占比60 %，因蠟卡檢泵上修82 井次（63 口），結蠟周期120 d～300 d，結蠟厚度1 mm～20 mm 不等，結蠟井段集中在井口以下0～500 m。

2 X193 油藏結蠟原因及規律分析

2.1 結蠟機理

結蠟過程可以簡單概括為下述過程：

（1）析蠟階段：原油溫度下降，低于析蠟點時，蠟開始結晶析出。

（2）聚晶階段：溫度壓力繼續降低，輕質組分開始析出。此時，析出的蠟晶不斷聚集，聚集到一定程度形成蠟晶體。

（3）沉積階段：蠟晶體在油管內壁粗糙處粘附，并不斷沉積。

2.2 黏溫曲線與析蠟點

在原油從井底流向井口的過程中，原油溫度逐漸降低，隨著油溫的降低，原油黏度逐漸增加。在油溫降至析蠟點之前，隨溫度的降低，黏度值變化不大，當油溫降到析蠟點以后，原油中的高碳數蠟首先結晶、析出，造成原油黏度加速增大。隨著油溫的進一步降低，越來越多的蠟分子結晶、聚結、長大、析出，原油黏度變化加劇，黏度急劇上升，因此可以將黏溫曲線用于確定原油的析蠟點溫度。溫度降低至某一值時，黏度急劇上升，蠟大量析出，這一溫度稱為該原油的析蠟點，X193油藏原油析蠟點在48 ℃左右。

2.3 X193 油藏結蠟原因分析[2]

（1）蠟質組分中硬蠟比例高。具體為C35以上硬蠟含量超過20 %，而C18以上烷烴含量超過了99 %，C18對應烷烴凝點在26 ℃左右，表明X193 油藏油井易結蠟（見表1）。

（2）原油含氣量高。X193 油藏的原始氣油比高達104.1 m3/t。輕質組分的逸出，體積膨脹需吸收熱量使得體系溫度下降，導致原油中的蠟結晶析出，結蠟加劇。

表1 X193 原油碳數分析

（3）膠質、瀝青質（天然的防蠟劑）含量低。X193 油藏蠟樣中膠質含量在1.7 %，瀝青質含量在6.1 %，而其他區塊油井膠質含量在8.3 %左右，瀝青質含量在1.4 %～4.1 %。原油中含有的膠質、瀝青質對蠟結晶有雙重影響：一方面膠質是一種表面活性劑，可以阻止蠟的結晶；另一方面瀝青是膠質進一步聚合的產物，它們不溶于原油，成了蠟的結晶中心，而且粘結牢固，增加了蠟在管壁上的沉積強度，且不易被油流沖走（見表2）。

2.4 X193 油藏結蠟規律分析

2.4.1 結蠟與產液量、含水之間的關系 分別對X193油藏油井和2017 年至今的結蠟井按照產液量、含水進行統計，尋找油井結蠟和產液量、含水之間的聯系（見圖1、圖2）。

由圖1、圖2 可以看出，X193 油藏油井日產液量在0.8 m3～2 m3，含水分布在10 %～50 %，均不同程度出現結蠟現象。X193 油藏油井結蠟情況與產液量、含水之間沒有明顯的對應關系。

2.4.2 油井結蠟深度分布 X193 油藏現場跟蹤的蠟卡井檢泵作業起出的原井管柱情況，將檢泵周期在200 d～400 d 的油井按照結蠟深度、結蠟厚度進行統計，發現103 口油井井口下0～600 m 結蠟，22 口油井井口下0～1 000 m 結蠟，6 口油井井口下超過1 000 m以下有輕微結蠟（見圖3）。

2.4.3 油井結蠟深度與流壓、沉沒度之間的關系 理論上，沉沒度高，流壓高，井底脫氣量少，井筒溫度下降少，結蠟深度應當較淺（靠近井口）；沉沒度低，流壓低，井底脫氣量大，井筒溫度下降大，結蠟深度應當較深，結蠟點應下移。

通過對比現場資料，發現結蠟深度與流壓、沉沒度對應關系依然不明顯（見圖4、圖5）。分析認為：（1）隨著開采時間延長，井底流壓3 MPa～6.5 MPa 遠小于飽和壓力9.6 MPa（折合脫氣深度982 m～1 156 m）；（2）該油藏油井普遍供液不足，沉沒度低（50 m～200 m），導致原油進入泵筒前脫氣嚴重。

表2 不同結蠟嚴重層系原油膠質、瀝青質含量對比

圖1 X193 油藏油井液量、含水

圖2 X193 油藏結蠟油井液量、含水

圖3 結蠟厚度與結蠟深度散點圖

3 治理措施應用及效果

3.1 化學清蠟

X193 油藏主要應用化學清蠟技術，目前所用清蠟劑CX-1 為油基清防蠟劑。針對X193 油藏P202-98 井蠟樣做溶蠟試驗進行清蠟劑評價，生產批號為2019012357 的清蠟劑CX-1，溶蠟速率0.017 9 g/min>0.016 0 g/min（行業標準溶蠟速率），符合清蠟劑技術指標（見表3）。X193 油藏目前共88 口油井投加清蠟劑CX-1。X193 油藏區塊投加清蠟劑前結蠟速度為15 mm/a，投加后結蠟速度為5.6 mm/a，明顯減緩，但仍高于其他區塊。

表3 P202-98 溶蠟試驗數據

3.2 熱洗清蠟

圖5 結蠟深度與沉沒度散點圖

移動撬裝熱洗清蠟裝置是作業區近幾年使用的一種油井清蠟設備。在實際熱洗過程中，由于內襯油管耐受溫度不能超過90 ℃，且熱洗選井對于油井產液量要求較高，而三疊系長7 層液量較低（≤2.6 m3）。通過不同層系的熱洗效果對比可以看出，三疊系長7 層熱洗效果不佳，統計2019 年熱洗105 井次，熱洗后功圖變好的僅7 井次，占6.7 %（見表4）。

表4 2019 年WGC 不同層系熱洗效果對比

3.3 化學防蠟

對X193 油藏入井的防蠟工具進行效果跟蹤，防蠟筒防蠟效果較好。試驗防蠟筒22 井次，有效10 井次（延長檢泵周期273 d，其中5 口井仍未起出），待評價9 井次（入井時間較短），無效3 井次。日產液量2 m3左右的油井，下入防蠟筒有效周期在350 d 左右。

3.4 工具防蠟

（1）下封隔器憋壓：X193 油藏開展井底憋壓提流壓試驗10 口，對比發現該部分油井平均蠟卡檢泵周期520 d（延長120 d）。井底憋壓減少溶解氣在井底脫出，脫氣過程主要在油管內進行，能有效減緩井筒結蠟速率（見表5）。

（2）地面電磁防蠟裝置：X193 油藏應用井組地面電磁防蠟裝置1 臺，其中P205-96 井組蠟卡檢泵井次由6 次下降到0 次，蠟卡周期由145 d 上升到317 d，結蠟速率由14.5 mm/a 下降到4.6 mm/a，熱洗井次由11 次下降到4 次。

（3）防蠟油管：X193 油藏共計13 口井試驗防蠟油管15 km（其中5 口井全井配套，其余配套平均井口下1～80 根配套）。其中，起出管柱5 口井，結蠟速率由4.8 mm/a 下降到1.5 mm/a，檢泵周期由221 d 上升到310 d；8 口入井后未動管柱，平均入井263 d（可對比2口，平均延長檢泵周期220 d）。

表5 X193 井底憋壓井蠟卡檢泵情況統計

4 結論及認識

（1）X193C7 油藏頁巖油結蠟原因主要由高碳數蠟質成分含量多等因素引起，是該區油質物性所決定。

（2）X193 油藏現場跟蹤的蠟卡井檢泵作業起出的原井管柱情況，將檢泵周期在200 d～400 d 的油井按照結蠟深度、結蠟厚度進行統計，發現井口至600 m 結蠟嚴重，600 m～1 000 m 次之，1 000 m 以下輕微結蠟。

（3）清蠟劑CX-1，針對X193 油藏結蠟速度有明顯減緩，但仍高于其他區塊。

（4）由于熱洗選井對油井產液量要求較高且X193油藏所用的內襯油管耐受溫度不能超過90 ℃，所以X193 油藏熱洗效果不佳。

（5）“防蠟筒、地面電磁防蠟裝置、井下封隔器憋壓、防蠟油管”技術在X193 油藏目前試驗均有效。