注天然氣油井瀝青質析出規律研究

曹立虎 吳鑫鵬 徐海霞 沈建新 黃龍藏 吳紅軍 熊瑞穎 郭繼香

1.中國石油塔里木油田油氣工程研究院 2.中國石油大學(北京)非常規油氣科學技術研究院

瀝青質沉積是伴隨原油開采過程的嚴峻問題，沉積現象發生在石油生產、加工的各個環節[1-5]。正常情況下，原油是一個動態穩定的膠體體系，瀝青質與吸附在其表面的膠質分子以膠束形式穩定地存在于原油中[6-10]。由于溫度、壓力及原油組分的改變均會打破這一平衡，導致瀝青質分子析出、絮凝、聚集、沉積[11-12]。

東河油田1區塊是我國陸上發現的第一個埋深6 000 m的海相砂巖油藏，在注氣開發過程中，逐步出現瀝青沉積堵塞井筒的現象，嚴重影響油井正常生產。目前，測定瀝青質析出規律的方法主要有壓差法、顯微鏡法、透光率法、聲共振法、電導率法、黏度法[13-18]。上述方法由于測量信號響應相較于瀝青質初始析出點更為遲緩，導致測試精度不足、無法滿足高溫高壓測試需求等因素影響，不能準確用于東河油田注氣油井瀝青質析出規律研究。隨著光學技術的迅速發展，目前較多的國內外學者認為，光學法用于檢測原油體系瀝青質析出相較于傳統的測試方法具有更高的靈敏度，信號響應也更加迅速。采用自主研發的高溫高壓固相沉積規律測試裝置，基于光散射原理，測試注氣過程東河原油瀝青質析出的背散射光信號變化規律，得出瀝青質析出溫度壓力數據，繪制瀝青質沉積包絡線相圖，結合油井溫度壓力分布數據，預測瀝青質在井筒中的沉積深度，研究了溫度、壓力、注氣量等因素對瀝青質析出規律的影響，揭示注氣對瀝青質沉積的影響機理，為油田高效開采及瀝青質析出防治提供理論指導。

1 實驗部分

1.1 實驗樣品

原油為東河1區塊DH-1油井死油，20 ℃下原油密度0.831 6 g/cm3，原油中飽和烴48.16%(w)、芳香烴15.81%(w)、膠質8.46%(w)、瀝青質25.74%(w)；DH-1油井油藏溫度140 ℃，油藏壓力90 MPa；甲烷氣，氣體純度99.9%，北京華通精科氣體化工有限公司。

1.2 實驗裝置

采用中國石油大學(北京)自主研發“高溫高壓固相沉積規律測試裝置”，裝置耐溫180 ℃，耐壓100 MPa，基于背散射光測試原理對瀝青質析出規律研究。測試原理見圖1[8]。

經典的原油膠體理論認為，瀝青質與膠質以締合的形式穩定地存在于原油體系當中。原油自地層向井口運動的過程中，壓力逐漸降低，瀝青質-膠質的動態平衡被打破[19]，瀝青質顆粒間為降低表面自由能逐漸聚集形成更大的膠粒，進而導致瀝青質析出并逐漸沉積。本研究基于光散射理論，由光譜儀產生入射光照射到原油樣品中，當光信號遇到瀝青質顆粒時發生光散射，記錄背散射光信號變化強度可用于判斷瀝青質顆粒的析出規律。同時，瀝青質顆粒的析出、聚集會加劇散射的發生[20]。

1.3 實驗方法

選取東河1區塊DH-1原油，研究注入天然氣對原油瀝青質析出規律的影響。根據油藏壓力及實驗要求配制模擬油，配制過程充分攪拌4 h，模擬油配制好后靜置2 h。利用高溫高壓固相沉積規律測試裝置測試溫度、壓力、氣油比對瀝青質析出規律的影響，測試過程實時記錄溫度、壓力、體積、背散射光信號數據，記錄周期為10 s/次，測試裝置簡圖見圖2。

2 結果與討論

2.1 溫度對瀝青質析出的影響

按照氣油比(GOR，體積比)100，測試溫度為油藏溫度140 ℃，測試壓力為50 MPa配制模擬油，采用高溫高壓固相沉積規律測試裝置按程序降溫后進行實驗，測試溫度對模擬油背散射光信號影響如圖3所示。由圖3可知，溫度對瀝青質析出的影響可分為兩個階段：階段一(穩定區)，背散射光信號維持穩定，瀝青質不發生沉積；階段二(瀝青質沉積區間)，背散射光信號隨溫度降低逐漸升高，原油穩定性破壞，瀝青質發生析出沉積。東河1區塊DH-1原油溫度低于110 ℃，原油穩定性變差，隨著溫度繼續降低，瀝青質逐漸析出。分析認為，高溫有利于增加瀝青質在原油中的溶解度，當溫度降低時，瀝青質在原油中的溶解度減小，導致瀝青質從原油中逐漸析出并沉積。

2.2 壓力對瀝青質析出的影響

參照東河1區塊DH-1油井油藏參數，選取測試氣油比為100，測試溫度為140 ℃，測試壓力為90 MPa配制模擬油，采用高溫高壓固相沉積規律測試裝置執行程序退泵，退泵速率為0.05 mL/min，通過等溫降壓實驗，研究壓力對瀝青質析出的影響。改變測試溫度為110 ℃、80 ℃、50 ℃、35 ℃，重復上述實驗。

由圖4(a)可知：在90.00～76.03 MPa降壓過程中，背散射光信號穩定，瀝青質未析出；在76.03～15.04 MPa降壓過程中，背散射光信號逐漸增強并在泡點壓力附近達到最大值，然后逐漸下降；當壓力降低至15.04 MPa之后，背散射光信號維持穩定。分析認為，壓力76.03 MPa為瀝青質的初始析出壓力，在該壓力下瀝青質逐漸析出，背散射光信號隨著瀝青質的不斷析出而不斷增強，并在泡點壓力附近達到最大析出量[21-23]，泡點壓力之后背散射光信號減弱，這是由于析出的瀝青質開始大量聚集和沉積導致，當壓力降至15.04 MPa時，瀝青質不再析出，為瀝青質下沉積壓力。

分析圖4(a)～圖4(e)不同溫度下瀝青質析出壓力變化規律可得：相同氣油比下，溫度越高，瀝青質沉積壓力區間越小，該結論與溫度對瀝青質析出影響規律一致；壓力的改變對瀝青質的溶解度具有一定影響。Burke等[19]從溶解度角度分析壓力改變對瀝青質溶解度的影響，認為泡點壓力附近瀝青質的溶解度最低，進一步佐證了圖4在泡點壓力附近背散射光信號最強，瀝青質析出量達到最大值。

2.3 瀝青質沉積包絡線相圖

根據DH-1油井在氣油比100、不同溫度下瀝青質析出T-P關系數據，繪制出瀝青質沉積包絡線，結合DH-1油井井筒溫度壓力分布數據(見圖5(a))，用于DH-1油井瀝青質沉積位置預測(見圖5(b))。

由圖5可知：DH-1井溫度壓力分布線與上沉積包絡線交點為瀝青質初始析出位置點，根據井深與井筒溫度壓力一一對應關系，可得初始析出位置點為4 830 m；瀝青質在DH-1井發生沉積的深度范圍為4 830～1 730 m；在DH-1井沉積深度范圍內，泡點壓力對應井深2 140 m，根據第2.2節的分析，泡點壓力附近瀝青質沉積風險最大，與DH-1油井生產實際遇阻位置1 969 m相近。分析認為，泡點壓力對于瀝青質沉積位置預測具有重要意義，可為瀝青質堵塞油井位置初步預測作參考，油井實際堵塞位置還需參照油井開采速率，原油流動過程會攜帶瀝青質發生運移，進而改變瀝青質沉積位置。

2.4 氣油比對瀝青質析出的影響

選取測試溫度為50 ℃，測試壓力為90 MPa，依次改變氣油比為100、200、300、700配制不同注氣量的模擬油，采用高溫高壓固相沉積規律測試裝置開展等溫降壓實驗，分析氣油比對瀝青質析出的影響。

由圖6不同氣油比(溶解氣油比)下背散射光信號隨壓力變化的關系曲線可知，氣油比越大，瀝青質的初始析出壓力越大，同時瀝青質析出壓力區間也越大。分析認為，高氣油比相較于低氣油比，更容易導致原油穩定性破壞，引起瀝青質的析出與沉積，同時會增加瀝青質的析出壓力區間，瀝青質析出壓力區間增加在另一側面會擴大瀝青質沉積包絡線范圍(上沉積包絡線與下沉積包絡線區間增大)，使得瀝青質沉積位置向地層深度更深的地方下移，甚至出現地層堵塞的問題。

高氣油比更易導致原油穩定性被破壞，進而引起瀝青質的析出與沉積的機理研究，典型的瀝青質-膠質膠束模型很好地解釋了這一現象[24]，注天然氣原油瀝青質析出過程見圖7。首先，隨著天然氣的注入與溶解，增加了原油中飽和分含量，而飽和分會促進膠質的溶解，根據原油膠體理論，膠質是包裹在瀝青質外層防止瀝青質析出沉積的有利條件，高氣油比引發膠質在原油中溶解量增加，導致原油不穩定性增加，瀝青質在原油中析出并沉淀。而后，隨著原油開采過程壓力逐漸降低，溶解在原油中的天然氣組分從原油中不斷析出與溶解，表現為天然氣對原油輕組分進行多次抽提作用，抽提過程中，天然氣組分將原油組分的輕組分不斷帶出，使得原油重組分含量增加(見圖6)。高氣油比加劇瀝青質組分之間碰撞聚集現象的發生，瀝青質容易從原油中析出并沉淀。

東河1區塊某油井自2014年起注入天然氣開展注氣開發試驗，周圍采油井注氣受效顯著，故而采取了增大注氣量的措施，該舉措導致原油穩定性破壞程度加大，注氣試驗井組遇阻事故時有發生，影響油井正常生產。因此，在原油注氣開采的過程中，應當合理地控制氣油比，既要保障原油產量的平穩增加，也應考慮增大注氣所引發的瀝青質沉積對儲層及井筒造成的損害問題。

3 結論

(1) 溫度對瀝青質的影響存在兩種狀態，溫度升高有利于增加瀝青質在原油中的溶解度，促進原油的穩定性；當溫度降低時，瀝青質在原油中的溶解度降低，表現為原油穩定性破壞，瀝青質逐漸析出并沉積。

(2) 等溫降壓過程中，壓力降低瀝青質逐漸析出，并在泡點壓力附近達到最大析出量；相同氣油比下，溫度越高瀝青質沉積壓力區間越小，瀝青質沉積過程表現為瀝青質的析出、絮凝、聚集、沉積。

(3) 對DH-1井瀝青質堵塞位置進行預測并結合實際堵塞位置對比分析表明，泡點壓力對應油井深度與實際堵塞位置相近，即瀝青質在油井泡點壓力位置發生沉積風險最大，泡點壓力可用于油井堵塞的初步預測。

(4) 溶解氣油比越大，瀝青質初始析出壓力越大，發生瀝青質沉積的壓力區間越大，即溶解氣油比越大，瀝青質沉積風險越大，同時沉積位置也向油井深處下移。因此，在油井實際注氣生產過程中，采取合理注氣比，對于防治瀝青質在儲層及近井地帶的沉積具有重要意義。