塔里木盆地超深油氣藏流體相行為變化特征

胡偉，徐婷，楊陽，倫增珉，李宗宇，康志江，趙瑞明，梅勝文

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 102206；2.中國石化 石油勘探開發研究院，北京 102206；3.中國石化 西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011）

埋深超過6000 m的陸地超深新層系逐漸成為石油工業發展最具戰略性的領域之一，也是中國引領未來油氣勘探與開發最重要的戰略現實領域［1］。超深油氣藏具有溫度高、埋藏深、巖石類型多、次生孔隙發育和壓力異常等特征。由于異常高壓、斷裂和深部熱度活動等原因，深層多期流體交互現象頻發，導致其蘊藏的流體相態類型多且復雜［2-4］。以塔里木盆地的順北地區為例，該區位于順托果勒低隆起中部，屬于奧陶系超深斷溶體油氣藏，儲層發育主要受走滑斷裂帶控制，油氣沿斷裂帶富集。該區油氣藏類型涵蓋了黑油、揮發油、凝析氣和濕氣氣藏，不同斷裂帶甚至同一斷裂帶不同區域的地層流體高壓物性參數差異很大。中國石化西北油氣分公司通過開展大量地層流體樣品取樣分析工作，已基本明確了該地區平面流體相態分布整體呈“西油東氣”的特點。但由于對地層成藏以及斷溶體連通性方面缺乏有效認識，開發過程中頻繁出現地層流體組成與相行為不匹配的問題。以4號斷裂帶為例，從北向南地層流體類型由高含凝析油的凝析氣向低含凝析油的凝析氣（或濕氣）變化，但在生產過程中卻有瀝青質堵塞現象。此外，部分凝析氣井在同一取樣時間、不同取樣深度（取樣點壓力均遠高于露點壓力）獲取的井下樣品的高壓物性參數存在較大差異，僅依賴一次穩定的取樣無法真實反映實際油氣藏流體相態特征，這給油氣藏類型定性、儲量計算以及開發方案制定帶了極大干擾。地層流體相態類型的多樣性和多變性嚴重困擾著現場開發。

然而，目前國內外對于超深儲層流體相態的研究方法主要是延用常規油氣藏流體相態的研究方法，而已經公開的關于超深儲層流體相態的研究成果更是少之又少。Qi等［5］在開展富含氣態地層水凝析氣PVT相態實驗的基礎上，建立了考慮儲層形變和水影響下的露點壓力預測模型和反凝析液量預測模型。Chen等［6］采用將PVT相態模擬與盆地建模相結合的方法，研究了塔里木盆地兩個輕質油藏在深部環境成藏過程中的相態演化歷史。Murgich等［7］采用分子模擬研究了微量水存在下瀝青質聚集的相行為，認為水會加速瀝青質的聚集速度。Tharanivasan等［8］通過實驗發現，在瀝青質沉積前，乳化水對瀝青質的溶解度沒有明顯影響。而當瀝青質開始沉積時，瀝青質會被吸附在乳化液滴表面，形成“水沉淀”。綜上可知，由于對（超）深層流體相態缺乏有效的實驗研究方法，加之實驗儀器很難達到超高溫高壓的條件，導致大部分研究方法以模擬計算為主，由于缺乏有效的實驗支撐，導致模擬結果存在很大局限性。鑒于此，筆者提出采用等時間間隔連續井下取樣方法，在獲取不同生產階段地層流體樣品的基礎上，研究了多次取樣樣品的高壓物性參數、相圖及反凝析液量的變化特征，明確了超深層流體相行為的變化特征，并通過開展兩期充注流體混合開發瀝青質沉積實驗，揭示了凝析氣井發生瀝青質沉積的原因，對開采方式提出了建議，為超深層油氣藏流體相態研究提供了方法和依據。

1 超深油氣藏流體相態研究方法

1.1 等時間間隔井下取樣

通常，在開發過程中，隨著儲層壓力和開發時間的不斷變化，地層流體的相態參數也會隨之發生變化。對于超深巨厚型斷溶體儲層，儲層厚度在百米以上，地層流體組分重力分異明顯，開發過程中地層流體的物性參數更容易受到壓力變化的影響。因此，理論上而言，根據井底流壓的變化來進行等間隔壓降取樣更加客觀和準確。然而在實際生產中，取樣井作為代表性油氣井，具有高產且背負油田增儲上產的重任，很難采用固定的生產制度持續生產若干年。現場開發中取樣井的工作制度會被頻繁調整（這是不可避免的問題），導致流壓和油壓也在不斷變化。而長期進行井底流壓測量不但作業復雜、成本高昂、耗時，更難以長期連續監測，因而很難根據井底流壓的變化來確定取樣時機。此外，由于超深油氣井井筒垂深達到6000 m以上，井筒內流體會出現各種流態，想要根據油壓的變化來反算井底流壓也是異常困難的。再者，對于多期充注的超深油氣儲層，油氣井在開發過程中流體組分及組成不停變化，導致飽和壓力也隨之變化，很難根據某一固定的飽和壓力界限來判定取樣時機。因此，在綜合考慮井場可操作性和樣品代表性基礎上，提出采用等時間間隔連續取樣方法，獲取不同生產階段代表性的地層流體樣品，分析各批次樣品的高壓物性參數變化。

等時間間隔井下取樣的基本原則：①選取的取樣井必須具有代表性；②每次井下取樣深度保持不變；③時間間隔不可太密或太疏，應根據實際工作制度及油樣的變化來確定；④取樣井未發生作業堵塞等問題［9］。以順北地區4號斷裂帶的典型井D1和D2井為例，這兩口井分別位于4號斷裂帶的北段和南段，垂直井深分別為7883 m和8112 m。D1井2021年投產初期以10 mm油嘴生產，日產油、氣分別約為398 t和40×104m3。D2井2021年投產初期以10 mm油嘴生產，日產油、氣分別約為130 t和50×104m3。根據現場油井工作制度及油壓下降速度，確定按照4個月時間間隔進行井下取樣，圖1為D1和D2井生產動態以及每次取樣時間。所有井下樣品均采用相同的設備（地層流體相態分析儀，Vinci 200/250型，最高溫度和最大壓力分別為200 ℃和200 MPa，腔體最大體積250 mL，可耐76 g/m3H2S腐蝕）和操作人員進行檢測，以避免人為和設備因素對實驗結果的干擾。

圖1 塔里木盆地順北地區4號帶典型井D1井（a，b）和D2井（c，d）生產動態以及3次連續取樣時間Fig.1 Performance of typical wells D1 （a，b） and D2 （c，d） in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin， with three consecutive sampling times being shown

1.2 兩期充注流體混合開發瀝青質沉積實驗

1.2.1 凝析氣中瀝青質沉積驗證實驗

大量文獻［10-12］表明，瀝青質被定義為原油中最重組分（瀝青質碳數至少在C40以上），不溶于正戊烷或正庚烷的輕質正構烷烴，但溶于甲苯等芳香烴，屬于強極性分子，極易聚集締合。因而，凝析氣中通常不含瀝青質（或含有少量瀝青質），且瀝青質無法以單分子形式穩定存在于凝析氣中，也就是說凝析氣衰竭開發中不會產生瀝青質沉積。因此，為了驗證這一結論，采用Vinci固相顆粒分析系統（型號RFP 1000，最大壓力為20000 psi（約138 MPa），溫度范圍為-30 ～ 200 ℃，顆粒探測尺寸粒徑≥0.2 μm，激光探測器波長為近紅外）對D1井樣品衰竭降壓過程中的瀝青質沉積起始壓力進行激光探測，并對瀝青質團簇尺寸進行高壓顯微鏡（HPM）觀測。實驗溫度恒定在儲層溫度（165 ℃）下，從略低于地層壓力的80 MPa開始降壓，直至壓力降至露點壓力為止，記錄壓降過程中近紅外光的透光率以及高壓顯微圖像。

1.2.2 混合流體瀝青質沉積起始壓力及沉積量測定實驗

順北地區凝析氣井開發過程中出現的瀝青質沉積主要與深部儲集體中原油被同時動用有關。因此，為了進一步驗證這種推論，將凝析氣與揮發油按照一定比例混合，模擬兩期成藏流體混合開發中的瀝青質沉積。實驗中選取揮發油而非黑油作為混合相的原因，一是因為揮發油氣油比大，原油組分輕，在垂向上能夠與上部凝析氣穩定共存；二是因為揮發油中瀝青質穩定性更容易受到伴生氣組分及氣油比的影響［13-15］。

鑒于目前無法獲取D1井深部原油樣品，因此，本次實驗中將D1井取樣樣品與臨近5號斷裂帶的揮發油樣品進行混合（表1），混合比例為7∶3（該比例是按照2.3節中的上/下層凝析油之比，推算出凝析氣與揮發油的動用比例）。然后分別開展以下實驗： ①用固相顆粒分析系統，測定恒定溫度（165 ℃）下的揮發油和混合流體的瀝青質沉積起始壓力；②采用瀝青質重量分析法，測定恒定溫度（165 ℃）不同壓力下揮發油和混合流體的瀝青質含量。

表1 塔里木盆地順北地區揮發油及混合流體高壓物性參數Table 1 Physical property parameters of volatile oil and mixed fluids under high pressure， Shunbei area， Tarim Basin

2 超深油氣藏流體相行為變化特征

2.1 高壓物性參數變化特征

2.1.1 D1井高壓物性參數變化

表2為4號斷裂帶北段典型井（D1）3次井下取樣高壓物性參數對比。從表中可以看出，取樣深度均在4500 m，取樣點壓力均在粗測露點壓力37 MPa以上，且地層與露點壓力之差均達到50 MPa，表明3次取樣樣品的代表性較高，均能代表取樣時間下的地層流體性質。從表2可以進一步可以看出，隨著開發時間的增加，露點壓力上升，氣油比降低，凝析氣中凝析油含量也明顯增加。這些參數的變化規律明顯與常規認識相悖，因為對于常規凝析氣藏而言，當取樣點壓力高于露點壓力時，獲取的流體樣品的氣油比是不會變化的（因為沒有發生反凝析），露點壓力也是恒定的［16-17］。但是D1井3次取樣樣品的氣油比降低，凝析氣中凝析油含量增加，井流物中C7+含量也增大，且油罐油密度和平均分子量均在增大，所有這些參數的變化規律都表明D1井存在深部儲集體供給，且深部原油被同時動用。

表2 塔里木盆地順北地區4號帶D1井3次井下取樣高壓物性參數對比Table 2 Comparison of high-pressure physical property parameters of three samples from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin

2.1.2 D2井高壓物性參數變化

表3為4號斷裂帶南段典型井（D2）3次井下取樣高壓物性參數對比。從表中可以看出，由于地層壓力供給不足，第2次取樣點壓力僅略高于第1次取樣露點壓力0.3 MPa，而第3次取樣點壓力僅為37.6 MPa，說明第3次取樣時井底已經發生反凝析。雖然第3次取樣時井底已經發生反凝析，該樣品不代表原始儲層地層流體性質，但是卻能代表該生產階段下進入井筒的地層流體性質。通過對比3次樣品高壓物性參數的變化可以看出，D2井的高壓物性參數變化規律與D1井完全相反，即隨著開發時間的增加，露點壓力降低，氣油比快速增加，凝析氣中凝析油含量大幅降低，這是因為D2井鉆遇的斷溶體空間有限，地層壓力快速降低時，發生反凝析，重質組分因重力作用產生沉降，僅輕質組分被產出，導致油罐油密度、平均分子量和井流物C7+含量均明顯降低。D2井的高壓物性參數變化規律雖然與D1井相反，但與常規凝析氣藏衰竭開發中高壓物性參數的變化規律一致［18-19］。

表3 塔里木盆地順北地區4號帶D2井3次井下取樣高壓物性參數對比Table 3 Comparison of high-pressure physical property parameters of three samples from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin

2.2 相圖變化特征

2.2.1 D1井相圖變化

圖2為D1井3次井下取樣流體相圖的變化特征。其中圖2a顯示的三角相圖的變化，三角相圖主要代表流體樣品中組分的變化，從左到右劃定為3個區域，分別代表黑油油藏、揮發油藏和凝析氣（干/濕氣藏，越靠近最右邊區域代表流體組分越輕）。從圖2a可以看出，隨著開發時間的增加，3次取樣樣品所屬油氣藏類型由凝析氣藏向凝析氣-揮發油過渡型氣藏變化，說明流體樣品中重質組分含量增加。從圖2b可以看出，3次流體樣品對應的p-T相圖中臨界點向右上移動，向儲層溫度等溫線靠近，露點包絡線向右外擴，露點壓力增大，說明流體性質由凝析氣藏向近臨界態凝析氣藏（臨界點接近儲層溫度）變化。根據p-T相圖的變化規律，可以推斷如果后期持續進行井下取樣，未來第N次取樣流體的臨界點會移動至儲層溫度等溫線的右邊，露點包絡線會進一步向右外擴，流體性質由凝析氣藏變為揮發油藏。D1井相圖的變化規律與常規凝析氣藏的變化相圖相悖，這將在下一節中詳細論述。

圖2 塔里木盆地順北地區4號帶D1井3次流體樣品對應的相圖變化Fig.2 Diagram showing phase changes corresponding to three fluid samples from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basina．流體組分三角相圖；b.流體p-T（壓力-溫度）相圖

2.2.2 D2井相圖變化

圖3為D2井3次井下取樣流體相圖的變化規律。從圖3a三角相圖的變化規律可以看出，3次取樣樣品所屬油氣藏類型由凝析氣藏向濕氣氣藏變化，這是由于凝析氣發生反凝析后，凝析氣中凝析油的重質組分被滯留在儲層，只有輕質組分被產出，導致產出流體中凝析油含量越來越少，流體性質逐漸變為濕氣。從圖3b可以看出，臨界點向左下方移動，遠離儲層溫度等溫線，露點線向內收縮，露點壓力降低，流體樣品性質由凝析氣藏向濕氣氣藏變化。D2井的相圖變化規律與常規凝析氣藏相圖的變化規律基本一致，說明D2井鉆遇的斷溶體為單一封閉凝析氣藏，不存在深部原油供給。

圖3 塔里木盆地順北地區4號帶D2井3次流體樣品對應的相圖變化Fig.3 Diagram showing phase changes corresponding to three fluid samples from Well D2 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basina．流體組分三角相圖；b.流體p-T（壓力-溫度）相圖

2.3 反凝析變化特征

在對D1井第3次樣品開展恒質膨脹實驗中發現了3個與常規凝析氣反凝析不同的現象：

1） 當壓力降至露點壓力（40 MPa）后，凝析油立即快速大量析出，反凝析液量百分數（圖4a，藍線）急劇增大。當壓力降幅僅為1 MPa時（即壓力降至39 MPa時），在PVT容器中即可觀測到較高的液面（圖5中39 MPa圖片），說明該樣品中凝析油含量很高，最大反凝析液量百分數能夠達到20.8 %。而常規凝析氣反凝析過程中，當壓力降至露點壓力后，凝析油的析出相對緩慢。以D2井為例（2.1和2.2節中已經說明了D2井凝析氣的高壓物性參數及相圖的變化規律與常規凝析氣相似），從D2井的反凝析液量百分數曲線的變化（圖4b）可以看出，反凝析液量百分數的增幅相對緩慢，且當壓力降幅為1.4 MPa（即從露點降至45.8 MPa）時，在PVT容器中仍觀測不到液面。

圖4 塔里木盆地順北地區4號帶D1井和D2井反凝析液量百分數隨壓力的變化Fig.4 Percentage of retrograde condensate volume changing with pressure in wells D1 and D2 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basina.D1井 ；b.D2井

圖5 塔里木盆地順北地區4號帶D1井第3次取樣樣品恒質膨脹實驗中凝析油分層現象Fig.5 Condensate layering in constant mass expansion test of the third sample taken from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim BasinV.下部凝析油體積

2） 從露點壓力至最大反凝析壓力（最大反凝析液百分數對應的壓力）的壓力間隔非常小，僅為7 MPa（圖4a，藍線）。而根據統計，常規凝析氣反凝析過程中露點壓力至最大反凝析壓力的壓力間隔至少在13 MPa以上，例如D2井的壓力間隔達到15 MPa（圖4b）。說明D1樣品中凝析油析出速度很快，能夠在露點壓力以下的較小壓差內快速大量析出。

3） 壓力下降過程中，凝析油中出現了明顯的上下分層現象（圖5）。下層凝析油在壓力降至露點壓力時，立即快速大量析出，體積很快穩定不變（最大體積為2.07 mL），而上層凝析油體積則隨壓力降低逐漸增大。當壓力降至35 MPa時，上層和下層凝析油才混為單相。結合高壓物性參數及反凝析特征變化推測，成藏時期至少有兩期不同烴類流體充注，上層凝析油是凝析氣中原始蘊含的凝析油，而下層凝析油是開發過程中深部流體被凝析氣抽提出的輕質油。通過測定上層和下層凝析油體積隨壓力的變化后，可以獲得去除底部凝析油后的上層反凝析液量百分數隨壓力的變化（圖4a，紅線），即圖4a中紅線才是實際凝析氣中原始蘊含的凝析油量的變化特征。

2.4 斷溶體油氣藏類型

根據壓力與地層氣體和地層水的密度采用靜壓試井測試方法，可以計算出D1和D2井的氣-水界面深度大概在8744 m和8590 m，其中D1井在井底與氣-水界面之間存在1200 m左右的盲區（地質勘探認識不清）。因此，結合D1和D2井開發過程中的地層流體相行為變化特征，從流體相變角度可以將順北4號斷裂帶的儲層和連通類型歸納為以下4種類型，單一封閉型斷溶體（圖6中如D2井，斷溶體內蘊含著單一類型流體，壓力補給不足）、單一連通型斷溶體（圖6中如D4井，斷溶體內雖然只含一種類型流體，但與附近其它斷溶體相連通）、上氣下油型斷溶體（圖6中如D1井，垂向上呈現上氣下油的分布）、底水型斷溶體（圖6中如D3井，多個斷溶體與底水相連通，壓力補給充足）。因此，在衰竭開發中，D2井的地層流體相行為變化規律與常規單一凝析氣藏相似，而D1井的地層流體相行為變化規律受到深部儲集體中原油的影響。D3井的地層流體相行為變化規律受到油氣和油水界面深度影響，當油水界面較淺（靠近井底深度）時，則會出現大底水油氣藏的開發規律。D4井的地層流體相態變化規律受到臨近D1井開發的影響，當斷溶體整體壓力下降較快時，D4井地層流體相行為變化規律與單一凝析氣藏相似。

圖6 塔里木盆地順北地區4號斷裂帶流體垂向分布示意圖Fig.6 Diagram showing the vertical distribution of fluids in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin

3 兩期充注流體瀝青質沉積特征

3.1 凝析氣透光率變化特征

圖7為D1井第3次取樣樣品在恒溫（165 ℃）條件下透光率隨壓力的變化，從圖中可以看出，從80 MPa開始，隨著壓力的降低，透光率呈線性增大趨勢，這是由于壓力大于露點壓力時，凝析氣為單相狀態，隨著壓力的降低，凝析氣體積增大，密度減小，導致透光率不斷增加。而當壓力降至露點壓力時，由于凝析氣中出現霧狀小液滴，導致樣品的透光率開始大幅下降，隨著析出液量的增多，透光率不斷降低。當油、氣兩相達到相對穩定狀態時，透光率又會快速回升。通常測定瀝青質起始沉積壓力主要是在飽和壓力以上進行測定，當樣品出現油、氣兩相分離時，則會對透光率產生較大影響。通過透光率實驗驗證了凝析氣中不會發生瀝青質沉積，進一步證實了凝析氣井發生瀝青質沉積是因為深部儲集體中的原油被動用所致。

圖7 塔里木盆地順北地區4號帶D1井第3次取樣樣品恒溫條件下透光率隨壓力的變化Fig.7 Light transmittance changing with pressure under constant temperature for the third sample from Well D1 in No.4 fault zone，Shunbei area， Tarim Basinpd.露點壓力；T.溫度

3.2 混合流體瀝青質沉積特征

瀝青質沉積起始壓力（AOP）是指在恒溫降壓過程中，瀝青質開始從地層原油中產生沉積時對應的壓力，隨著體系壓力繼續降低，瀝青質沉積量增加，瀝青質團簇尺寸也增大，當壓力降至泡點壓力（pb）時，瀝青質沉積量達到最大［20-24］。圖8為揮發油和混合流體在恒溫降壓過程中透光率隨壓力的變化，從圖中可以看出，混合前，揮發油（藍線）的透光率隨著壓力的降低而減小，并在2個壓力點處出現了明顯拐點，同時輔以高壓顯微鏡圖像（HPM），可以準確判定38.9 MPa和32.0 MPa分別對應著揮發油的AOP和pb。而當兩種流體混合后，AOP則大幅升至50.8 MPa，并在46.0 MPa壓力下觀察到大量黑色瀝青質顆粒沉積，瀝青質最大團簇尺寸約在3 μm。此外，結合混合前后流體中瀝青質含量的變化（圖9）可以看出，混合后，不但AOP大幅提前，當壓力降至飽和壓力（39.3 MPa）時，瀝青質含量也大幅增加，質量含量由混合前的4.5 %增至18.9 %，說明上部凝析氣與下部揮發油混合開采會導致揮發油的AOP大幅提前，且瀝青質沉積量也大幅增加。

圖8 塔里木盆地順北地區4號帶揮發油和混合流體透光率隨壓力的變化Fig.8 Light transmittance of volatile oil and mixed fluids changing with pressure， No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basinp.壓力；pb.泡點壓力；AOP.瀝青質沉積起始壓力

圖9 塔里木盆地順北地區4號帶揮發油和混合流體中瀝青質含量隨壓力的變化Fig.9 Variation of asphaltene content in volatile oil and mixed fluids with pressure in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim BasinAOP.瀝青質沉積起始壓力

3.3 瀝青質沉積相圖

基于實驗數據，采用PVTsim軟件可以計算出揮發油和混合流體的瀝青質沉積起始線（由不同溫度下的瀝青質沉積起始壓力所構成，圖10中虛線）。從圖10可以看出，混合流體的飽和壓力線（紅色實線）和瀝青質沉積起始線（紅色虛線）均明顯向上大幅移動。如果先開采下部揮發油藏，壓力需降至38.9 MPa才開始出現瀝青質沉積。但是如果混合開采凝析氣與揮發油，當壓力降至50.8 MPa時就已經開始出現瀝青質沉積，當壓力繼續降低，會在井筒和儲層中出現嚴重的瀝青質沉積現象。如果先開采頂部凝析氣再開采揮發油，將會造成原始儲層溫度和壓力大幅降低，當再繼續開采底部揮發油藏時，瀝青質沉積起始壓力將會進一步提高（黑色虛線與紅色虛線交點對應的壓力達到58 MPa），此時儲層中已經發生了嚴重的瀝青質沉積，將會造成井底流壓和近井儲層壓力突降。這一現象已經在順北1號和5號斷裂帶的開發中出現過，與實驗描述的現象高度吻合。因此，在開發這種兩期（或多期）成藏且易發生瀝青質沉積的油氣藏時，一定要注意保壓開發，設定合理壓力界限是能否高效持續開發的關鍵。

圖10 塔里木盆地順北地區4號帶揮發油與混合流體的瀝青質沉積相圖變化Fig.10 Diagram showing asphaltene deposit phase changes in volatile oil and mixed fluids， No.4 fault zone， Shunbei area，Tarim Basin

4 結論

1） D1井鉆遇的斷溶體存在深部原油供給，垂向上呈現上氣下油的組分梯度變化，開發過程中樣品所屬油氣藏類型由凝析氣向近臨界態凝析氣過渡，再向揮發油變化。D2井鉆遇斷溶體為單一封閉凝析氣藏，不存在深部原油供給，相態變化規律與常規凝析氣一致。

2） D1井反凝析后的凝析油來源于兩期充注流體，一是凝析氣中自身蘊含的凝析油，另一小部分來自于深部儲層中被凝析氣抽提出的輕質油。

3） 實驗證明凝析氣不會發生瀝青質沉積，D1井出現的瀝青質沉積與上部凝析氣和深部原油被同時動用有關，當凝析氣與揮發油混合開采時，會嚴重影響揮發油中瀝青質的穩定性，導致瀝青質沉積起始壓力和沉積量大幅增加，加劇儲層和井筒中瀝青質沉積。

4） 對于易發生瀝青質沉積的上氣下油型連通斷溶體，建議保壓開發，并采用先油藏后氣藏的開發順序，以避免瀝青質沉積起始壓力和沉積量的大幅增加。