高 達(dá) 張喬良 米洪剛

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能影響的模擬分析*
——以南海北部灣盆地W-1油田為例

高 達(dá) 張喬良 米洪剛

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

高達(dá),張喬良,米洪剛.瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能影響的模擬分析——以南海北部灣盆地W-1油田為例[J].中國海上油氣，2016,28(6)：53-58.

Gao Da,Zhang Qiaoliang,Mi Honggang.Simulation analysis of the influence of asphaltene deposition on oil well productivity:a case study of W-1 oilfield in Beibuwan basin of South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):53-58.

油田開發(fā)過程中油藏壓力、溫度等變化會導(dǎo)致原油中瀝青質(zhì)析出并沉積，從而對儲層造成傷害并使油井產(chǎn)能降低。以南海北部灣盆地W-1油田為例，利用油藏數(shù)值模擬方法模擬了衰竭式開發(fā)及注水開發(fā)方式下瀝青質(zhì)析出與沉積的過程以及對油井產(chǎn)能的影響情況。由于采油井近井地帶壓力下降幅度最大，瀝青質(zhì)析出與沉積現(xiàn)象最為顯著，造成原油黏度升高和滲透率下降的幅度也最大，從而導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降。通過模擬分析，提出了針對由于壓力下降導(dǎo)致的瀝青質(zhì)沉積傷害的主要開發(fā)對策：一是降低采油井生產(chǎn)壓差，如采油井采用小排量生產(chǎn)或者水平井開發(fā)；二是提高采油井附近的能量補充速度，如注水井超注、加密注采井距等?；谀M分析認(rèn)識提出的水平調(diào)整井方案已在W-1油田實施，并取得了一定的增產(chǎn)效果。

瀝青質(zhì)沉積；儲層傷害；油井產(chǎn)能；數(shù)值模擬；開發(fā)對策；北部灣盆地

瀝青質(zhì)是由含O、N、S元素的重質(zhì)碳?xì)浠衔锖秃倭课⒘吭?金屬和非金屬元素)的碳?xì)溲苌锝M成的一種結(jié)構(gòu)復(fù)雜的化合物。瀝青質(zhì)析出后極易在油藏巖石以及井下設(shè)備上發(fā)生沉積，堵塞儲層孔喉，降低油井產(chǎn)能，增加開采和作業(yè)成本[1-2]。北部灣盆地W-1油田部分采油井初期產(chǎn)量較高，但產(chǎn)量遞減較快，后來長期處于較低水平生產(chǎn)；井下作業(yè)時井下儀器附帶出大量油泥，對油泥進(jìn)行分析化驗后發(fā)現(xiàn)瀝青質(zhì)含量較高，分析認(rèn)為該油田生產(chǎn)井產(chǎn)能下降與瀝青質(zhì)析出和沉積有關(guān)。筆者以北部灣盆地W-1油田為例，通過油藏數(shù)值模擬方法，對瀝青質(zhì)沉積過程以及對采油井產(chǎn)能影響進(jìn)行了分析，有針對性地開展了開發(fā)對策研究，并進(jìn)行了應(yīng)用實例分析。

1 瀝青質(zhì)析出及沉積傷害機理

關(guān)于瀝青質(zhì)在原油中的存在狀態(tài)主要有膠體溶液理論和分子溶液理論，目前研究趨向于采用基于分子溶液理論提出的絮凝模型，認(rèn)為該理論能夠較準(zhǔn)確地反映實際瀝青質(zhì)沉積過程[3-5]。分子溶液理論是將瀝青質(zhì)視為固相溶質(zhì)，原油為溶劑，瀝青質(zhì)溶于原油中并呈分子形態(tài)。研究表明，瀝青質(zhì)的溶解度大小與原油組成及油藏溫度和壓力相關(guān)，因此開發(fā)過程中油藏壓力、溫度和原油組成變化是引起瀝青質(zhì)析出的主要原因[6-7]。

分析認(rèn)為，瀝青質(zhì)析出后發(fā)生絮凝作用，組合形成更大的顆粒會造成原油黏度增大；絮凝后形成的較大瀝青質(zhì)團塊會堵塞孔隙喉道，相對較小的團塊會隨流體一起流動至孔隙喉道處產(chǎn)生橋塞，降低有效滲透率；帶有電荷的瀝青質(zhì)顆粒會吸附在帶負(fù)電的砂巖顆粒表面，巖石的潤濕性由水濕變?yōu)橛蜐馵8]，降低了水驅(qū)開發(fā)效果。

2 瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能影響的模擬分析

2.1 數(shù)值模擬模型建立

油藏數(shù)值模擬軟件Eclipse組分模型能夠較好地模擬瀝青質(zhì)沉積的機理，在組分參數(shù)定義過程中，將瀝青質(zhì)定義成一個獨立的組分，并且定義某些組分(如圖1中組分Ci—Cj)可以析出絮凝成為瀝青質(zhì)(即圖1中組分Ca)，瀝青質(zhì)組分的絮凝與分散是一個可逆過程。瀝青質(zhì)析出量的定量模擬是建立瀝青質(zhì)析出量與壓力、溫度、溶解相摩爾分?jǐn)?shù)等3個變量中某一個或兩個變量之間的函數(shù)關(guān)系[9-10]，并可定量描述原油黏度增加、滲透率下降、孔隙體積減小及巖石表面潤濕性改變等傷害機理。

圖1 瀝青質(zhì)組分的絮凝與分散過程示意圖

建立二維剖面均質(zhì)模型進(jìn)行機理模擬，模擬儲層厚度為40 m，滲透率為100 mD，孔隙度為25%，油藏初始壓力為27.5 MPa。模型網(wǎng)格數(shù)為40×1×10，模擬2口開發(fā)井，1注1采，注采井距為800 m。模型中設(shè)置瀝青質(zhì)可溶組分為C20，初始摩爾含量為5%(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15.6%)；瀝青質(zhì)析出組分為Ca，初始含量為0。由于油藏開發(fā)過程中儲層溫度變化幅度較小，因此模型中瀝青質(zhì)溶解量主要考慮與油藏壓力變化相關(guān)(圖2)。

圖2 數(shù)值模擬模型中瀝青質(zhì)溶解量與油藏壓力關(guān)系曲線

另外，模型中主要考慮了原油黏度增加和儲層滲透率下降對油井產(chǎn)能的影響，其中原油黏度增加倍數(shù)與瀝青質(zhì)析出量及儲層滲透率下降倍數(shù)與瀝青質(zhì)沉積量之間的關(guān)系曲線分別見圖3和圖4。

圖3 數(shù)值模擬模型中瀝青質(zhì)析出量對原油黏度升高倍影響曲線

圖4 數(shù)值模擬模型中瀝青質(zhì)沉積量對滲透率下降倍數(shù)影響曲線

2.2 瀝青質(zhì)沉積過程模擬分析

衰竭式開發(fā)方式瀝青質(zhì)沉積過程模擬結(jié)果如圖5a、b所示，可以看出：開發(fā)初期未注水，隨著原油的采出，采油井周圍地層壓力逐漸下降，在壓力下降到瀝青質(zhì)析出點后，瀝青質(zhì)開始析出和沉積，并從采油井周圍逐漸向油藏其他區(qū)域擴展；由于采油井附近壓力下降幅度最大，因此采油井附近瀝青質(zhì)析出濃度最大(圖5a)。隨著衰竭式開發(fā)的持續(xù)進(jìn)行，整個油藏都發(fā)生了瀝青質(zhì)析出和沉積，采油井附近瀝青質(zhì)沉積傷害更為嚴(yán)重(圖5b)。因此，對于存在瀝青質(zhì)沉積風(fēng)險的油藏，不適合采用衰竭式開發(fā)方式。

注水開發(fā)方式瀝青質(zhì)沉積過程模擬結(jié)果如圖5c所示，可以看出：在衰竭式開發(fā)一段時間后，開始注水開發(fā)，隨著壓力上升，采油井附近部分區(qū)域瀝青質(zhì)析出現(xiàn)象逐漸得到了控制。因此，對于存在瀝青質(zhì)沉積風(fēng)險的油藏，適合采用注水保壓開發(fā)方式。

圖5 衰竭式開發(fā)和注水開發(fā)方式下瀝青質(zhì)析出濃度模擬結(jié)果

2.3 瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能影響模擬分析

瀝青質(zhì)析出對油藏原油黏度及儲層滲透率影響模擬結(jié)果如圖6所示，可以看出：由于采油井附近瀝青質(zhì)析出濃度最大，采油井附近瀝青質(zhì)絮凝導(dǎo)致原油黏度增加的幅度也最大(圖6a)，采油井附近瀝青質(zhì)絮凝沉積堵塞喉道導(dǎo)致滲透率下降的幅度也最大(圖6b),因此原油黏度增加及儲層滲透率下降都直接影響了采油井產(chǎn)能下降。

衰竭式開發(fā)和注水開發(fā)方式下瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能影響模擬結(jié)果如圖7所示，可以看出：衰竭式開發(fā)的情況下，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀跒r青質(zhì)析出壓力時，瀝青質(zhì)析出和沉積導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降，采油指數(shù)從開發(fā)初始的195 m3/(d·MPa)逐漸下降至開發(fā)末期的40 m3/(d·MPa)，下降幅度非常顯著。通過注水，保持地層壓力在瀝青質(zhì)析出臨界壓力之上進(jìn)行開發(fā)，油井采油指數(shù)穩(wěn)定，沒有受到瀝青質(zhì)析出傷害。由此可見，通過注水開發(fā)，保持地層壓力高于瀝青質(zhì)析出壓力，是解決瀝青質(zhì)沉積傷害的主要辦法。

圖6 瀝青質(zhì)析出與沉積導(dǎo)致原油黏度增大及儲層滲透率下降模擬結(jié)果

圖7 衰竭式開發(fā)與注水開發(fā)方式下瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能影響模擬結(jié)果

2.4 開發(fā)對策模擬分析

針對由于壓力下降導(dǎo)致的瀝青質(zhì)沉積傷害，提出采取降低采油井的生產(chǎn)壓差，改善采油井附近瀝青質(zhì)局部析出嚴(yán)重問題的開發(fā)對策，一方面是降低采油井的生產(chǎn)壓差，具體方法包括采油井小排量生產(chǎn)或水平井開發(fā)。模擬對比表明，在配產(chǎn)相同的情況下，水平井開發(fā)采油井生產(chǎn)壓差低于直井采油井生產(chǎn)，水平井開發(fā)采油井附近地層壓力下降幅度小于直井采油井生產(chǎn)(圖8)，水平井開發(fā)采油井附近地層的瀝青質(zhì)析出濃度小于直井采油井生產(chǎn)(圖9)。另一方面，提高采油井附近的能量補充速度，盡可能將采油井附近的地層壓力保持在瀝青質(zhì)析出臨界壓力之上，具體方法包括注水井超注(增加注采井之間的注采壓差)、加密注采井距等。

圖8 直井開發(fā)和水平井開發(fā)地層壓力模擬結(jié)果

圖9 直井開發(fā)和水平井開發(fā)瀝青質(zhì)析出濃度模擬結(jié)果

3 實例分析

北部灣盆地W-1油田采油井B2井于2004年1月投產(chǎn)，初期衰竭式開發(fā)，自噴日產(chǎn)油149 m3，計算采油指數(shù)約為27 m3/(d·MPa)(生產(chǎn)壓差5.5 MPa)，投產(chǎn)半年后測試地層壓力系數(shù)降至0.79。之后該區(qū)采油井B5井轉(zhuǎn)注，B2井壓力略有回升，但在注采比為1.5的情況下地層壓力系數(shù)仍無法回升至0.85以上，說明注采井之間儲層連通性較差，無法得到注水井能量充分補充。注水開發(fā)投產(chǎn)一年后，該井測試日產(chǎn)油為36 m3，計算采油指數(shù)約為4 m3/(d·MPa)(生產(chǎn)壓差9 MPa)，說明產(chǎn)能顯著下降。2005年7月，該井在修井過程中發(fā)生鋼絲作業(yè)軟遇阻，從井筒內(nèi)帶出大量油泥，化驗分析油泥中瀝青質(zhì)含量約為11%(該井區(qū)原油中初始膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量約為5%)；之后該井日產(chǎn)油一直在20 m3以下。2010年9月，曾對該井進(jìn)行深穿透補孔，但措施未見效。地質(zhì)分析表明，采油井B2井與注水井B5井之間存在一條小斷層，該小斷層具有一定的封隔作用，導(dǎo)致B2井注水能量補充不足，使井底附近及斷塊內(nèi)部地層壓力下降幅度較大，產(chǎn)生瀝青質(zhì)析出沉積而導(dǎo)致產(chǎn)能下降。

基于上述開發(fā)現(xiàn)狀及地質(zhì)分析認(rèn)識，通過建立B2井區(qū)井組近似模型，進(jìn)行數(shù)值模擬分析，結(jié)果表明受實際小斷層阻隔的影響，B2井附近瀝青質(zhì)析出沉積比較嚴(yán)重(圖10)，從而導(dǎo)致油井產(chǎn)能顯著下降。由于瀝青質(zhì)傷害的范圍較廣，而深穿透射孔只能解除井筒附近1 m左右的污染和傷害，這可能是B2井進(jìn)行深穿透射孔未見效的主要原因。在此基礎(chǔ)上，建議B2井進(jìn)行壓裂(后來未實施)，或在該井區(qū)加密1口調(diào)整井進(jìn)行開發(fā)，井型優(yōu)選為水平井以降低生產(chǎn)壓差，并進(jìn)一步提高注水井B5井的注水量，以改善或避免該井區(qū)采油井瀝青質(zhì)傷害。目前該井區(qū)水平調(diào)整井方案已實施，并取得了一定的增產(chǎn)效果。

圖10 W-1油田B2井瀝青質(zhì)析出現(xiàn)象模擬結(jié)果

4 結(jié)論

1) 通過油藏數(shù)值模擬方法，直觀地模擬了瀝青質(zhì)沉積的過程。衰竭式開發(fā)時，采油井附近瀝青質(zhì)最先析出且最為嚴(yán)重，并逐漸向油藏深部擴展；注水開發(fā)補充能量后，隨著壓力回升，瀝青質(zhì)析出現(xiàn)象得到逐漸改善。因此，建議對于存在瀝青質(zhì)沉積風(fēng)險的油藏要及時補充能量，例如注水開發(fā)。

2) 模擬分析了瀝青質(zhì)沉積對油井產(chǎn)能的影響，結(jié)果表明采油井附近壓力下降幅度最大，瀝青質(zhì)析出現(xiàn)象最為顯著，從而導(dǎo)致原油黏度增加和儲層滲透率下降的幅度也最大，造成油井產(chǎn)能下降。

3) 基于模擬分析認(rèn)識，提出了針對由于壓力下降導(dǎo)致的瀝青質(zhì)沉積傷害的主要開發(fā)對策：一是降低采油井生產(chǎn)壓差，如直井小排量生產(chǎn)或水平井開發(fā)；二是提高采油井附近的能量補充速度，如注水井超注、加密注采井距等。北部灣盆地W-1油田實例分析表明，基于模擬分析認(rèn)識提出的水平調(diào)整井方案已取得一定的增產(chǎn)效果。

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(編輯：張喜林)

Simulation analysis of the influence of asphaltene deposition on oil well productivity: a case study of W-1 oilfield in Beibuwan basin of South China Sea

Gao Da Zhang Qiaoliang Mi Honggang

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The precipitation and deposition of asphaltene in crude oil due to the variation of reservoir pressure and temperature during oilfield development can cause reservoir damage, thus reducing well productivity. Taking W-1 oilfield in Beibuwan basin of South China Sea as an example, asphaltene precipitation and deposition processes and the influence on well productivity under the depletion development and water flooding development are analyzed with numerical simulation. Results show that dramatic pressure depletion near wellbore results in significant asphaltene precipitation and deposition, which cause oil viscosity increase and permeability decline, further leading to well productivity decline. The development strategies to reduce asphaltene deposition damage caused by pressure decrease are put forward: 1) reducing the well producing pressure drop, such as decreasing well production rate or development with horizontal wells; 2) increasing energy supplement rate near production wells, such as increasing water injection rate over production rate or reducing producer-injector spacing. The adjustment plan with horizontal wells based on the simulation analysis has been implemented in W-1 oilfield and certain stimulation effect has been achieved.

asphaltene deposition; reservoir damage; oil well productivity; numerical simulation; development strategy; Beibuwan basin

1673-1506(2016)06-0053-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.009

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“海上在生產(chǎn)油氣田挖潛增效技術(shù)研究(編號:CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 03 ZJ 12)”部分研究成果。

高達(dá)，男，工程師，主要從事油藏工程方面研究。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編：524057)。E-mail：gaoda@cnooc.com.cn。

TE258

A

2015-10-20 改回日期：2016-09-07