王志堅(jiān)

（中國石化新疆新春石油開發(fā)有限責(zé)任公司，山東東營 257000）

目前關(guān)于深層油藏的定義標(biāo)準(zhǔn)尚未統(tǒng)一。中國學(xué)者廣泛認(rèn)可的標(biāo)準(zhǔn)為：對于東部地區(qū)，埋深3 500～4 500 m 為深層油藏，超過4 500 m 為超深層油藏；對于西部地區(qū)，埋深4 500～6 000 m 為深層油藏，超過6 000 m 為超深層［1］。關(guān)于地層流體壓力分類，一般采用壓力系數(shù)描述，壓力系數(shù)低于0.75 為超低壓，0.75～0.90 為低壓，0.90～1.10 為常壓，1.10～1.40 為高壓，大于1.40 為超高壓［2］。中國已發(fā)現(xiàn)的深層-超深層油氣田主要分布于鶯歌海盆地、四川盆地及新疆地區(qū)，大多以氣田為主［3-5］，油田較少。

永進(jìn)油田油藏埋深為5 900～6 200 m，壓力系數(shù)為1.78～1.86，為深層-超深層異常高壓低滲透油藏，地層壓力高達(dá)102.13 MPa，初期日產(chǎn)油量為10～40 m3/d，說明研究區(qū)具有較高的開發(fā)價(jià)值。但是試采初期常出現(xiàn)出砂、瀝青質(zhì)析出堵塞、套損等問題，最終被迫關(guān)井。而通常認(rèn)為深層-超深層油藏由于儲(chǔ)層埋藏深，壓實(shí)作用強(qiáng)，生產(chǎn)過程中不易出砂。開發(fā)存在的主要問題為油井產(chǎn)能低，可以通過壓裂、酸化酸洗等儲(chǔ)層改造和壓裂、酸化酸洗等［6-13］能量補(bǔ)充方式解決。未見該類油藏出砂的相關(guān)報(bào)道。瀝青質(zhì)析出多見于稠油油藏，中國文獻(xiàn)報(bào)道顯示以塔河油田居多［14］。稀油油藏瀝青質(zhì)析出在國外伊拉克格拉芙油田及中東Y 油田等［15-17］有報(bào)道，采取的治理措施為添加化學(xué)藥劑輔助生產(chǎn)。中國油田稀油油藏開發(fā)過程中尚未見到瀝青質(zhì)析出沉淀的報(bào)道，針對其析出機(jī)理、治理措施需進(jìn)一步強(qiáng)化研究。為此，基于試油試采井資料的深入分析，結(jié)合出砂機(jī)理和瀝青質(zhì)析出沉淀機(jī)理，對深層-超深層異常高壓油藏出砂控制和瀝青質(zhì)析出沉淀防治進(jìn)行探索與實(shí)踐。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

永進(jìn)油田位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部，構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷昌吉凹陷西段，整體上呈南傾的單斜構(gòu)造，傾角為2°～5°，主要目的層系為侏羅系西山窯組上段的2 砂組，埋深為5 900～6 200 m［18］。儲(chǔ)層以三角洲前緣沉積為主，巖性為中-細(xì)粒長石質(zhì)巖屑砂巖，粒徑一般為0.13～0.25 mm，磨圓度為次棱角-次圓狀，顆粒支撐，分選中到好，泥質(zhì)、灰質(zhì)或白云質(zhì)膠結(jié)。巖心分析孔隙度為6.3%～13.1%，平均為9.4%；滲透率為0.38～2.82 mD，平均為0.92 mD，屬低孔、低-特低滲透儲(chǔ)層。微觀孔隙研究發(fā)現(xiàn)，以粒間殘余孔為主，但分布不均，連通性較差，微孔發(fā)育，總體孔隙發(fā)育較差。由于碎屑顆粒在搬運(yùn)過程中或巖石本身受地應(yīng)力的作用，使少數(shù)碎屑顆粒發(fā)生破碎，形成了一定數(shù)量的微裂縫。根據(jù)流體資料，地面原油密度為0.889 4 g/cm3，地層原油密度為0.662 9～0.696 7 g/cm3，飽和壓力為33.83～42.41 MPa。根據(jù)永3 井溫壓測試資料，油層中部埋深為5 614.75 m，地層溫度為135.44 ℃，地溫梯度為2.06 ℃/100 m，屬正常溫度系統(tǒng)；地層靜壓為102.13 MPa，壓力系數(shù)為1.86，屬異常高壓系統(tǒng)。

永進(jìn)油田已完鉆8口井，其中5口井（永1、永2、永3、永6、永8 井）進(jìn)行了試油，3 口井獲工業(yè)油流，初期日產(chǎn)油量為20.7～34.2 t/d，不含水，后期不出液。3 口井（永1、永3、永1-平1 井）試采，初期日產(chǎn)油量為10.9～25.7 t/d，產(chǎn)量遞減快，永1 井平均月遞減率為24%；永1-平1井平均月遞減率為46%，后期因套壞、套錯(cuò)、油管、環(huán)空雙堵等原因試采被迫結(jié)束，累積產(chǎn)油量僅為1 689～4 034 t。因出砂、結(jié)膠等問題，試油、試采不順利，試采數(shù)據(jù)無法反映油井真實(shí)情況。

2 合理生產(chǎn)壓差研究

儲(chǔ)層的聲波時(shí)差常用來鑒別地層是否出砂，當(dāng)聲波時(shí)差大于295 μs/m 時(shí)，應(yīng)采取防砂措施［19］。測井資料顯示，永進(jìn)油田各井聲波時(shí)差為188.81～230.73 μs/m，均小于295 μs/m；同時(shí)考慮到儲(chǔ)層埋藏深，壓實(shí)作用強(qiáng)，認(rèn)為生產(chǎn)過程中不出砂。試油未對生產(chǎn)壓差進(jìn)行控制，但各井出砂嚴(yán)重。如永1 井生產(chǎn)壓差為49.63 MPa，作業(yè)發(fā)現(xiàn)封隔器砂埋，井筒沉砂厚度達(dá)500 m；永2 井生產(chǎn)壓差為83.1 MPa，多次發(fā)生油嘴刺損；永3 井生產(chǎn)壓差為41.9 MPa，發(fā)生砂堵油管。永進(jìn)油田地層壓力異常高，生產(chǎn)壓差控制不合理，可導(dǎo)致套管損壞、出砂等問題，制約了油井的正常生產(chǎn)。如何控制生產(chǎn)壓差，在抑制出砂的同時(shí)獲得理想的產(chǎn)液量，是下步開發(fā)的關(guān)鍵。

2.1 臨界生產(chǎn)壓差確定

一般認(rèn)為，油層出砂是由于受多種因素影響近井地帶儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)遭到破壞引起，歸結(jié)起來主要包括地質(zhì)條件和開采因素2方面［20］。從出砂的力學(xué)機(jī)理來看，主要有2種機(jī)理：拉伸破壞機(jī)理和剪切破壞機(jī)理。剪切破壞是由于井眼的形成或射孔造成井眼周圍的巖石應(yīng)力超過了巖石本身的強(qiáng)度，從而發(fā)生剪切破壞而出砂；拉伸破壞主要是由于流體流動(dòng)形成的拖拽力過大而造成出砂［21-23］，為此有必要開展臨界生產(chǎn)壓差研究。

常用的出砂分析方法主要有4 類，包括巖心實(shí)驗(yàn)法、經(jīng)驗(yàn)法、數(shù)值模擬法和解析計(jì)算法。目前應(yīng)用較多的為數(shù)值模擬法和解析計(jì)算法［24］，其理論依據(jù)為莫爾-庫倫破裂理論。該理論認(rèn)為，巖石能否發(fā)生剪切破壞，取決于應(yīng)力莫爾圓與莫爾-庫倫線的相對位置。當(dāng)二者相離時(shí)，應(yīng)力莫爾圓位于安全區(qū)，巖石處于穩(wěn)定狀態(tài)；當(dāng)二者相切時(shí)，巖石達(dá)到臨界破裂狀態(tài)；當(dāng)二者相交時(shí)，巖石發(fā)生剪切破壞。而莫爾-庫倫線的形態(tài)主要由內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角表征。因此，根據(jù)巖石的內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角，就可以預(yù)測儲(chǔ)層出砂的難易程度。

利用WELL_COMP 軟件，對永進(jìn)油田出砂難易程度進(jìn)行預(yù)測。該軟件有楊氏模量22個(gè)模型，內(nèi)聚力強(qiáng)度15個(gè)模型，內(nèi)摩擦角3個(gè)模型，地應(yīng)力4個(gè)模型，出砂準(zhǔn)則5 個(gè)模型，為數(shù)值計(jì)算加上解析模型。同時(shí)結(jié)合平衡方程，達(dá)西流固耦合，再根據(jù)Mohr Coulomb準(zhǔn)則獲得徑向應(yīng)力，對其求導(dǎo)獲得。

將研究區(qū)永3井油層段的測井?dāng)?shù)據(jù)導(dǎo)入軟件進(jìn)行計(jì)算。結(jié)果顯示，該井的巖石內(nèi)聚力最大值為6.98 MPa，最小值為5.29 MPa，平均值為6.135 MPa。當(dāng)內(nèi)聚力約為5.293 9 MPa 時(shí)，臨界生產(chǎn)壓差約為34.9 MPa。因此在開發(fā)過程中，井底壓力應(yīng)保持在67.7 MPa以上，否則井壁不穩(wěn)定，有出砂風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 生產(chǎn)壓差對產(chǎn)液量和井口壓力的影響

2.2.1 井筒壓力計(jì)算模型

以能量守恒理論為基礎(chǔ)，利用Beggs & Brill Original（BBO），Beggs & Brill Revise（BBR），Orkisza?wski（ORK），Duns & Ros（DR），Hagedorn & Brown（HB）和Hagedorn & Brown Revised（HBR）等6 個(gè)井筒多相管流流動(dòng)相關(guān)式計(jì)算模型，結(jié)合永1 井實(shí)測壓力數(shù)據(jù)，在日產(chǎn)液量為25 m3/d條件下進(jìn)行流動(dòng)相關(guān)式擬合（圖1）。采用壓力均方根最小法計(jì)算阻力系數(shù)修正系數(shù)和持液率修正系數(shù)，使得該流動(dòng)相關(guān)式條件下計(jì)算的井筒壓力分布最接近實(shí)測數(shù)據(jù)（表1）。

圖1 永1井不同流動(dòng)相關(guān)式條件下井筒壓力剖面Fig.1 Wellbore pressure profile under different flow correlation conditions in Well Yong1

表1 永1井流動(dòng)相關(guān)式擬合結(jié)果Table1 Fitting results of flow correlation in Well Yong1

結(jié)果表明，采用BBR 模型，此時(shí)壓力均方根最小，為250.81，模型優(yōu)化后阻力系數(shù)修正系數(shù)為0.1，持液率修正系數(shù)為0.25，永1 井井筒壓力計(jì)算模型為：

2.2.2 產(chǎn)液量和井口壓力隨生產(chǎn)壓差的變化

應(yīng)用（1）式，對永3-側(cè)平1井的井筒壓力進(jìn)行計(jì)算，其中原始地層壓力為102.13 MPa，水平段長度為800 m 時(shí)，生產(chǎn)壓差為15～47 MPa，對油井日產(chǎn)液量和井口壓力進(jìn)行預(yù)測。

在臨界生產(chǎn)壓差情況下，即生產(chǎn)壓差為34.9 MPa 時(shí)，對應(yīng)的井口壓力為31 MPa，最大日產(chǎn)液量為69.44 m3/d。為避免出砂，應(yīng)控制井口壓力高于31 MPa。井口壓力為31～50 MPa 時(shí)，日產(chǎn)液量為30.26～69.44 m3/d（表2）。

3 瀝青質(zhì)析出原因及防治

永進(jìn)油田各井生產(chǎn)過程中結(jié)膠堵塞頻繁發(fā)生。永1 井油嘴堵塞物中發(fā)現(xiàn)黑色膠塊，永3 井油嘴多次被膠狀物堵塞，永1-平1井開井5 d后，油管堵塞，間歇放噴，產(chǎn)出液中固狀物多，生產(chǎn)2 個(gè)月后，油管堵死，取樣分析證明堵塞物為瀝青質(zhì)沉淀物。該井原油及堵塞物組成分析表明，原油瀝青質(zhì)含量為8.95%，堵塞物中瀝青質(zhì)含量為38.75%，瀝青質(zhì)含量大幅增加（表3）；樣品觀察發(fā)現(xiàn)，堵塞物以硬瀝青為主（圖2）。瀝青質(zhì)堵塞物嚴(yán)重影響了油井的正常生產(chǎn)，急需對瀝青質(zhì)析出的原因和防治開展研究。

表2 投產(chǎn)初期不同井口壓力下日產(chǎn)液量及生產(chǎn)壓差分析Table2 Analysis of daily fluid production and production pressure drop under different wellhead pressures in the initial stage of production

表3 永1-平1井原油及堵塞物組成分析Table3 Composition analysis of crude oil and plugs in Well Yong1-Ping1%

圖2 永1-平1井瀝青析出物全巖光片顯微照片F(xiàn)ig.2 Analysis of microscopic compositions of the whole rock optical of asphalt precipitation in Well Yong1-Ping1

3.1 瀝青質(zhì)析出原因

在油藏條件下原油是一種膠體狀態(tài)的穩(wěn)定系統(tǒng)，主要包括飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等。瀝青質(zhì)分子被原油中膠質(zhì)分子包裹，以膠體狀態(tài)相對穩(wěn)定地分布在原油體系中，如果膠質(zhì)的穩(wěn)定分布狀態(tài)被破壞，瀝青質(zhì)將從原油中析出沉淀，這是瀝青質(zhì)析出、沉淀的內(nèi)在原因。在原油從井底流向井口的過程中，壓力逐漸降低至飽和壓力以下，原油組分中的輕質(zhì)部分不斷從原油中分離出來，從而破壞了原始的穩(wěn)定狀態(tài)，導(dǎo)致瀝青質(zhì)析出沉淀，堵塞井筒［25］。

通過調(diào)研發(fā)現(xiàn)，國外學(xué)者提出膠體的結(jié)膠指數(shù)（CI），可以通過原油四組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)的比例關(guān)系，來預(yù)測原油是否會(huì)發(fā)生瀝青質(zhì)析出，其中CI為飽和烴與瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)之和除以芳烴與膠質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)之和。當(dāng)CI≥0.9，膠體體系不穩(wěn)定，瀝青質(zhì)易于析出；當(dāng)0.7＜CI＜0.9，膠體體系趨于不穩(wěn)定，瀝青質(zhì)潛在析出；當(dāng)CI≤0.7，膠體體系穩(wěn)定，瀝青質(zhì)析出可能性?。?6］。應(yīng)用于永1-平1井，CI值為2.33，遠(yuǎn)大于0.9，說明原油屬于膠體不穩(wěn)定體系，瀝青質(zhì)易析出。

3.2 瀝青質(zhì)析出防治

根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)［27-28］，溫度、壓力的變化都會(huì)引起瀝青質(zhì)析出，其析出壓力隨著溫度的升高而降低，且在井筒溫度范圍內(nèi)，其初始析出壓力隨溫度基本呈線性變化；對于含瀝青質(zhì)的油藏，應(yīng)盡可能確保井底流壓高于瀝青質(zhì)的初始析出壓力；對渤海某油田具有代表性的3口油井的原油瀝青質(zhì)發(fā)生析出的初始壓力進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究，發(fā)現(xiàn)隨著壓力不斷下降，原油中的瀝青質(zhì)在初始壓力處開始發(fā)生析出，且該壓力比地層溫度下的原油飽和壓力高2～4 MPa，這為預(yù)防油井發(fā)生瀝青質(zhì)析出具體措施的制訂提供了理論依據(jù)。

永進(jìn)油田地層初始壓力高，初期可保持較高的壓力，防止瀝青質(zhì)析出。隨著開發(fā)的深入，地層壓力不斷下降，瀝青質(zhì)析出不可避免，必須添加瀝青分散劑輔助生產(chǎn)，為此開展了瀝青分散劑優(yōu)選和加入工藝優(yōu)化研究。

3.2.1 瀝青分散劑優(yōu)選與用量優(yōu)化

以永1-平1井150 g原油為分散介質(zhì)，利用不同的分散劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，考察分散劑對瀝青質(zhì)樣品的溶解效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。

表4 不同分散劑對永1-平1井瀝青質(zhì)樣品的溶解實(shí)驗(yàn)Table4 Dissolution test of asphaltene samples in Well Yong1-Ping1 with different dispersants

由表4 可以看出，分散劑的加入可明顯改變原油對瀝青質(zhì)樣品的溶解度，明顯改變?nèi)芙鉃r青質(zhì)后原油的黏度。當(dāng)加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的FSJ 后，溶解度達(dá)31.33%，原油對瀝青質(zhì)樣品的溶解度明顯提高，而油樣黏度略有下降，表明該系列分散劑對瀝青質(zhì)分散效果好。

通過顯微鏡觀察，F(xiàn)SJ 實(shí)現(xiàn)瀝青質(zhì)顆粒的分散、穩(wěn)定，從而有效防止瀝青質(zhì)析出，結(jié)果如圖3 所示。處理前瀝青質(zhì)樣品各顆粒之間無明顯鏈接，為單一、不連續(xù)的顆粒，半徑為10～20 nm；經(jīng)FSJ作用后，無明顯瀝青質(zhì)顆粒存在，在掃描范圍內(nèi)瀝青質(zhì)樣品呈厚度為0～400 nm不斷變化的連續(xù)體。

圖3 瀝青質(zhì)樣品原子力顯微鏡分析Fig.3 Analysis of asphaltene samples by atomic force microscope

對礦場實(shí)施的瀝青分散劑用量進(jìn)行了優(yōu)化，如圖4 所示。為確保不堵塞井筒，現(xiàn)場生產(chǎn)第1 個(gè)月按照質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%的保險(xiǎn)量進(jìn)行添加，正常生產(chǎn)1個(gè)月后，瀝青分散劑用量可優(yōu)化降至3%。

圖4 不同壓力溫度狀態(tài)下瀝青分散劑用量優(yōu)化Fig.4 Optimization of asphalt dispersant dosage under different pressure and temperature conditions

3.2.2 瀝青分散劑加入深度優(yōu)化

根據(jù)永1-平1 井的堵塞物加熱溶化實(shí)驗(yàn)，在常壓下，流動(dòng)的臨界溫度為90 ℃。不考慮產(chǎn)液情況下，根據(jù)該塊地溫梯度和油藏溫度測算，地層溫度為90 ℃時(shí)，埋深為3 409 m，即井筒3 409 m 以下，由于溫度較高，即使瀝青質(zhì)發(fā)生析出沉淀，也不會(huì)產(chǎn)生堵塞。為安全起見，確定瀝青分散劑的加入深度為3 500 m。

4 工藝技術(shù)對策及礦場實(shí)踐

永3 井前期正常試油，出砂、出膠狀物，生產(chǎn)4 d后油管堵塞被迫關(guān)井。此后發(fā)現(xiàn)油層套管破損，技術(shù)套管和油層套管環(huán)空有壓力顯示。出于安全考慮，采用2 mm 油嘴套管控制放噴生產(chǎn)，平均日放20～28次，控制套壓為35～40 MPa，以保護(hù)井身安全。共計(jì)生產(chǎn)68 d，累積產(chǎn)油量為1 519.35 m3，平均日產(chǎn)油量為22.3 m3/d，折算為19 t/d，套管控壓間歇放噴期間未見出砂和膠狀物。

4.1 工藝技術(shù)對策

4.1.1 套管優(yōu)化

前期試油試采，由于缺乏超高壓油井的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，選用了鋼級為P110 的油層套管，理論上滿足了抗擠毀的要求。射孔過程中未考慮套管保護(hù)，射孔液以清水為主，放噴過程中，未進(jìn)行壓力控制，永2井最大生產(chǎn)壓差達(dá)到83.1 MPa。作業(yè)探查發(fā)現(xiàn)，都發(fā)生了不同程度的套管損壞。永1 井在6 108.9～6 121.6 m 井段試油后，未采取其他措施，發(fā)現(xiàn)油層下部套管錯(cuò)斷；永3 井試油出礫石，最大粒徑為25 mm，已超過了射孔孔眼直徑，說明套管已破裂。

優(yōu)選高強(qiáng)度套管，注意全過程套管保護(hù)，預(yù)防套管損壞。完井優(yōu)選高強(qiáng)度套管，確保套管抗擠毀壓力的80%超過原始地層壓力；射孔投產(chǎn)井，優(yōu)選高密度射孔液，防止套管損壞和地層激動(dòng)出砂；生產(chǎn)過程中采用封隔器配合高密度套管保護(hù)液，進(jìn)行套管保護(hù)。

4.1.2 壓差控制

開發(fā)初期，地層壓力水平保持較高，據(jù)前文計(jì)算，日產(chǎn)液量為30.26 m3/d，對應(yīng)的井口壓力可達(dá)50 MPa。為了避免出砂，生產(chǎn)壓差應(yīng)小于臨界生產(chǎn)壓差（34.9 MPa），此時(shí)對應(yīng)的井口壓力應(yīng)高于31 MPa；同時(shí)，由于瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力比飽和壓力高2～4 MPa，該區(qū)域原油飽和壓力為33.83～42.41 MPa，為避免瀝青質(zhì)發(fā)生沉淀，井口壓力應(yīng)保持在44～46 MPa。綜合以上2 個(gè)因素，投產(chǎn)初期井口壓力應(yīng)控制在46 MPa 以上，日產(chǎn)液量接近40.46 m3/d，在解決油井出砂和結(jié)膠的前提下，產(chǎn)液量達(dá)到試油、試采初期水平，可滿足開發(fā)需求。

4.1.3 減少瀝青質(zhì)沉淀

隨著開發(fā)的深入，待地層壓力下降后，通過控制液量，可以保持較小的生產(chǎn)壓差，達(dá)到控制出砂的目的，但無法控制瀝青質(zhì)析出，需要添加瀝青分散劑輔助生產(chǎn)。優(yōu)選的瀝青分散劑為FSJ；初期添加質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%，正常生產(chǎn)1 個(gè)月后，可降至3%；添加深度為3 500 m；加入方式為環(huán)空泵注，在自噴管柱預(yù)先設(shè)計(jì)反循環(huán)閥。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況，當(dāng)發(fā)現(xiàn)有瀝青質(zhì)析出沉淀時(shí)，可實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱直接添加瀝青分散劑輔助生產(chǎn)。

4.2 礦場實(shí)踐

4.2.1 永3-側(cè)平1井

永3-側(cè)平1 井是2018 年完鉆的1 口側(cè)鉆水平井，采用裸眼濾砂管完井，濾砂管鋼級P140V，80%抗擠毀壓力為116 MPa，環(huán)空保護(hù)液密度為1.3 g/cm3，投產(chǎn)井口壓力為53～44 MPa（圖5），未添加瀝青分散劑，累積產(chǎn)油量為12 072.7 t，累積產(chǎn)氣量為392.2×104m3。由于是老井側(cè)鉆，2019 年2 月井筒堵塞，堵塞物深度為54 m，經(jīng)分析堵塞物中鐵屑、水泥等固體顆粒含量較高。未發(fā)現(xiàn)出砂及瀝青質(zhì)沉淀物，認(rèn)為該井投產(chǎn)工藝取得成功。

圖5 永3-側(cè)平1井生產(chǎn)曲線Fig.5 Production curves of Well Yong3-Ceping1

4.2.2 永301井

永301 井是2019 年完鉆的1 口探井，采用套管射孔完井，套管鋼級P125V，80%抗擠毀壓力為120 MPa，射孔液密度為1.3 g/cm3，環(huán)空保護(hù)液密度為1.3 g/cm3，2019 年11 月13 日試油，控制井口壓力為41 MPa放噴，累積產(chǎn)油量為222.3 m3，未發(fā)現(xiàn)出砂和瀝青質(zhì)沉淀堵塞，認(rèn)為試油工藝取得成功。

5 結(jié)論

永進(jìn)油田屬深層—超深層異常高壓油藏，地層壓力高，開發(fā)過程中參數(shù)控制不合理，易造成出砂、結(jié)膠、套損等問題，前期試油試采生產(chǎn)壓差控制不當(dāng)、瀝青質(zhì)析出沉淀認(rèn)識(shí)不足，導(dǎo)致油田多年無法經(jīng)濟(jì)動(dòng)用。研究區(qū)臨界生產(chǎn)壓差為34.9 MPa，CI值為2.33，屬于不穩(wěn)定體系，易發(fā)生瀝青質(zhì)析出沉淀。為此，優(yōu)選了瀝青分散劑FSJ；優(yōu)化了瀝青分散劑添加量，初期添加質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%，正常生產(chǎn)1 個(gè)月后為3%；優(yōu)化了添加深度，為3 500 m。形成了針對性的工藝技術(shù)對策，礦場試驗(yàn)2口井，取得了較好的試采、試油效果，證實(shí)該研究具有可行性，為永進(jìn)油田的高效動(dòng)用提供了重要的技術(shù)支撐。按瀝青質(zhì)析出壓力高于泡點(diǎn)壓力2～4 MPa 的結(jié)論，目前礦場試驗(yàn)2 口井的油壓都低于44 MPa，但均未出現(xiàn)瀝青質(zhì)析出堵塞現(xiàn)象，說明瀝青質(zhì)的析出壓力、溫度以及瀝青分散劑的添加時(shí)機(jī)有待進(jìn)一步研究。

符號(hào)解釋

Α——管的流通截面積，m2；

B——持液率修正系數(shù)；

C——阻力系數(shù)修正系數(shù)；

D——管的內(nèi)徑，m；

g——重力加速度，m/s2；

Gm——?dú)庖夯旌衔锏馁|(zhì)量流量，kg/s；

Hl——持液率；

p——管的計(jì)算段平均壓力，Pa；

νm——液相流速，m/s；

νsg——?dú)庀啾碛^流速，m/s；

Δp——壓差，Pa；

ΔΖ——流動(dòng)位移，m；

θ——管線與水平方向的夾角，（°）；

λ——阻力系數(shù)；

ρl——液相密度，kg/m3；

ρg——?dú)庀嗝芏?，kg/m3。