井筒结蜡原因分析及治理措施

顾 明，尚欣然，卢溪源，朱华夏，貟 懿，魏军红，王鹏程，郑 浩

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 生产概况

X193C7 油藏平均孔隙度8.1 %，渗透率0.11 mD，气油比104.1 m3/t，原油黏度1.01 mPa·s，地层饱和压力9.6 MPa，与超低渗透油藏及同类致密油藏相比，属于低孔低渗、高气油比油藏[1]。该油藏2017 年规模开发至今，定向井开井240 口，单井日产液1.52 m3，日产油0.77 t，综合含水40.4 %。水平井开井15 口，单井日产液28 m3，日产油8.4 t，综合含水64.7 %。该油藏井筒普遍存在结蜡现象，开发至今，核实井筒结蜡油井152口，占比60 %，因蜡卡检泵上修82 井次（63 口），结蜡周期120 d～300 d，结蜡厚度1 mm～20 mm 不等，结蜡井段集中在井口以下0～500 m。

2 X193 油藏结蜡原因及规律分析

2.1 结蜡机理

结蜡过程可以简单概括为下述过程：

（1）析蜡阶段：原油温度下降，低于析蜡点时，蜡开始结晶析出。

（2）聚晶阶段：温度压力继续降低，轻质组分开始析出。此时，析出的蜡晶不断聚集，聚集到一定程度形成蜡晶体。

（3）沉积阶段：蜡晶体在油管内壁粗糙处粘附，并不断沉积。

2.2 黏温曲线与析蜡点

在原油从井底流向井口的过程中，原油温度逐渐降低，随着油温的降低，原油黏度逐渐增加。在油温降至析蜡点之前，随温度的降低，黏度值变化不大，当油温降到析蜡点以后，原油中的高碳数蜡首先结晶、析出，造成原油黏度加速增大。随着油温的进一步降低，越来越多的蜡分子结晶、聚结、长大、析出，原油黏度变化加剧，黏度急剧上升，因此可以将黏温曲线用于确定原油的析蜡点温度。温度降低至某一值时，黏度急剧上升，蜡大量析出，这一温度称为该原油的析蜡点，X193油藏原油析蜡点在48 ℃左右。

2.3 X193 油藏结蜡原因分析[2]

（1）蜡质组分中硬蜡比例高。具体为C35以上硬蜡含量超过20 %，而C18以上烷烃含量超过了99 %，C18对应烷烃凝点在26 ℃左右，表明X193 油藏油井易结蜡（见表1）。

（2）原油含气量高。X193 油藏的原始气油比高达104.1 m3/t。轻质组分的逸出，体积膨胀需吸收热量使得体系温度下降，导致原油中的蜡结晶析出，结蜡加剧。

表1 X193 原油碳数分析

（3）胶质、沥青质（天然的防蜡剂）含量低。X193 油藏蜡样中胶质含量在1.7 %，沥青质含量在6.1 %，而其他区块油井胶质含量在8.3 %左右，沥青质含量在1.4 %～4.1 %。原油中含有的胶质、沥青质对蜡结晶有双重影响：一方面胶质是一种表面活性剂，可以阻止蜡的结晶；另一方面沥青是胶质进一步聚合的产物，它们不溶于原油，成了蜡的结晶中心，而且粘结牢固，增加了蜡在管壁上的沉积强度，且不易被油流冲走（见表2）。

2.4 X193 油藏结蜡规律分析

2.4.1 结蜡与产液量、含水之间的关系 分别对X193油藏油井和2017 年至今的结蜡井按照产液量、含水进行统计，寻找油井结蜡和产液量、含水之间的联系（见图1、图2）。

由图1、图2 可以看出，X193 油藏油井日产液量在0.8 m3～2 m3，含水分布在10 %～50 %，均不同程度出现结蜡现象。X193 油藏油井结蜡情况与产液量、含水之间没有明显的对应关系。

2.4.2 油井结蜡深度分布 X193 油藏现场跟踪的蜡卡井检泵作业起出的原井管柱情况，将检泵周期在200 d～400 d 的油井按照结蜡深度、结蜡厚度进行统计，发现103 口油井井口下0～600 m 结蜡，22 口油井井口下0～1 000 m 结蜡，6 口油井井口下超过1 000 m以下有轻微结蜡（见图3）。

2.4.3 油井结蜡深度与流压、沉没度之间的关系 理论上，沉没度高，流压高，井底脱气量少，井筒温度下降少，结蜡深度应当较浅（靠近井口）；沉没度低，流压低，井底脱气量大，井筒温度下降大，结蜡深度应当较深，结蜡点应下移。

通过对比现场资料，发现结蜡深度与流压、沉没度对应关系依然不明显（见图4、图5）。分析认为：（1）随着开采时间延长，井底流压3 MPa～6.5 MPa 远小于饱和压力9.6 MPa（折合脱气深度982 m～1 156 m）；（2）该油藏油井普遍供液不足，沉没度低（50 m～200 m），导致原油进入泵筒前脱气严重。

表2 不同结蜡严重层系原油胶质、沥青质含量对比

图1 X193 油藏油井液量、含水

图2 X193 油藏结蜡油井液量、含水

图3 结蜡厚度与结蜡深度散点图

3 治理措施应用及效果

3.1 化学清蜡

X193 油藏主要应用化学清蜡技术，目前所用清蜡剂CX-1 为油基清防蜡剂。针对X193 油藏P202-98 井蜡样做溶蜡试验进行清蜡剂评价，生产批号为2019012357 的清蜡剂CX-1，溶蜡速率0.017 9 g/min>0.016 0 g/min（行业标准溶蜡速率），符合清蜡剂技术指标（见表3）。X193 油藏目前共88 口油井投加清蜡剂CX-1。X193 油藏区块投加清蜡剂前结蜡速度为15 mm/a，投加后结蜡速度为5.6 mm/a，明显减缓，但仍高于其他区块。

表3 P202-98 溶蜡试验数据

3.2 热洗清蜡

图5 结蜡深度与沉没度散点图

移动撬装热洗清蜡装置是作业区近几年使用的一种油井清蜡设备。在实际热洗过程中，由于内衬油管耐受温度不能超过90 ℃，且热洗选井对于油井产液量要求较高，而三叠系长7 层液量较低（≤2.6 m3）。通过不同层系的热洗效果对比可以看出，三叠系长7 层热洗效果不佳，统计2019 年热洗105 井次，热洗后功图变好的仅7 井次，占6.7 %（见表4）。

表4 2019 年WGC 不同层系热洗效果对比

3.3 化学防蜡

对X193 油藏入井的防蜡工具进行效果跟踪，防蜡筒防蜡效果较好。试验防蜡筒22 井次，有效10 井次（延长检泵周期273 d，其中5 口井仍未起出），待评价9 井次（入井时间较短），无效3 井次。日产液量2 m3左右的油井，下入防蜡筒有效周期在350 d 左右。

3.4 工具防蜡

（1）下封隔器憋压：X193 油藏开展井底憋压提流压试验10 口，对比发现该部分油井平均蜡卡检泵周期520 d（延长120 d）。井底憋压减少溶解气在井底脱出，脱气过程主要在油管内进行，能有效减缓井筒结蜡速率（见表5）。

（2）地面电磁防蜡装置：X193 油藏应用井组地面电磁防蜡装置1 台，其中P205-96 井组蜡卡检泵井次由6 次下降到0 次，蜡卡周期由145 d 上升到317 d，结蜡速率由14.5 mm/a 下降到4.6 mm/a，热洗井次由11 次下降到4 次。

（3）防蜡油管：X193 油藏共计13 口井试验防蜡油管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，结蜡速率由4.8 mm/a 下降到1.5 mm/a，检泵周期由221 d 上升到310 d；8 口入井后未动管柱，平均入井263 d（可对比2口，平均延长检泵周期220 d）。

表5 X193 井底憋压井蜡卡检泵情况统计

4 结论及认识

（1）X193C7 油藏页岩油结蜡原因主要由高碳数蜡质成分含量多等因素引起，是该区油质物性所决定。

（2）X193 油藏现场跟踪的蜡卡井检泵作业起出的原井管柱情况，将检泵周期在200 d～400 d 的油井按照结蜡深度、结蜡厚度进行统计，发现井口至600 m 结蜡严重，600 m～1 000 m 次之，1 000 m 以下轻微结蜡。

（3）清蜡剂CX-1，针对X193 油藏结蜡速度有明显减缓，但仍高于其他区块。

（4）由于热洗选井对油井产液量要求较高且X193油藏所用的内衬油管耐受温度不能超过90 ℃，所以X193 油藏热洗效果不佳。

（5）“防蜡筒、地面电磁防蜡装置、井下封隔器憋压、防蜡油管”技术在X193 油藏目前试验均有效。