碳酸盐岩油藏酸化时机及效果分析

唐莎莎，皮 建，李长勇

（1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；3.中国海洋石油国际有限公司，北京 100027）

沥青质是不溶于低级正构烷烃（nC5～nC7）而溶于芳香烃（苯、甲苯、二甲苯等）的一类有机化合物。沥青质析出后极易在油藏岩石及井下设备上发生沉积，堵塞储层孔喉，降低油井产能，增加开采和作业成本[1，2]。国内外学者利用室内实验分析总结了沥青沉淀机理，沉淀影响因素，对不同类型储层物性的影响；并利用油藏数值模拟方法对沥青污染机理及沉积过程、沉积位置进行了深入研究，提出了针对由于压力下降导致的沥青质沉积伤害的主要开发对策；利用热力学模型预测沥青质沉淀的初始温度和压力，但沥青沉淀时间并非开始影响生产的时间，针对尚未注水的沥青问题油田，掌握酸化时机，对及时恢复油井产能，节约油田操作费具有重要意义。

1 沥青析出及沉积伤害机理

目前中东M 油田沥青沉淀位置是在井筒还是地层中，需要从机理出发进行分析。大量研究表明：沥青质沉积是一个复杂的过程,是多种因素共同作用的结果，其根本原因是原油组分的变化导致分散体系热力学平衡被打破，从而导致沥青质的聚结、沉积[3]。从渗流力学的角度分析，沥青质导致地层伤害的主要机理表现在3 个方面[4]：

（1）填积孔隙和堵塞孔喉，从而降低储层的绝对渗透率，为沥青主要损害形式。

M 油田随地层压力逐渐降低，储层压敏效应导致采油指数降低，而沥青析出日趋严重，如何定量区分两者影响，以实现增油量最大，本文根据M 油田典型井PI 跟踪分析，介质变形影响占PI 损失的20%，沥青沉淀影响占PI 损失的80%（见图1）。部分油井冲洗油嘴，部分油井酸化基本能恢复产能，分析认为目前沥青沉淀主要存在于井筒及近井地带。

图1 典型井采油指数变化图

（2）沥青质吸附在岩石表面，改变岩石的润湿性，使岩石由水湿转化为油湿，从而减小油相相对渗透率。

（3）通过形成油包水型乳状液,增大油藏原油的黏度，从而引起乳化问题。目前M 油田4 口井存在严重乳化问题，生产动态特征表现为日产油量断崖式下降，甚至骤降为零，根源还是沥青质及胶质乳化作用降低近井地带储层渗透率，堵塞井筒。

2 沥青析出影响因素

沥青成因多，有热力作用形成的焦沥青、生物降解和水洗作用形成的沥青以及油藏受气侵引起脱沥青作用形成的沥青[4]。在油田开发中,导致沥青质沉积的因素主要包括：

（1）原油的组分。石油是胶体分散系，沥青质为胶核，吸附在胶核表面和溶解于胶核中的胶质是稳定剂[5]，而其余部分的石油（以饱和烃、芳香烃为主）和少量的胶质构成分散介质。沥青质是否从原油胶体中沉淀，取决于原油中稳定剂的相对含量和分散介质的芳香度。基于原油族组分分析结果，可以使用胶体不稳定指数（Colloidal Instability Index）定量评估原油稳定性。

式中：CII-胶体不稳定指数；wt饱和烃-饱和烃含量，%；wt芳香烃-芳香烃含量，%；wt胶质-胶质含量，%；wt沥青质-沥青质含量，%。

CII 判别标准：当CII≥0.9，胶体体系趋于不稳定，沥青质易于析出；当0.7＜CII＜0.9，胶体体系趋于中度不稳定，沥青质存在潜在析出；当CII≤0.7，胶体体系稳定，沥青质析出可能性小。利用M 油田的原油族组分数据，计算了胶体不稳定指数CII，结果（见表1）。从表1 可以看出，M 油田的CII 指数计算结果大于0.9，说明油田产出原油胶体体系趋于不稳定，沥青质易于析出。

表1 中东M 油田原油族组分分析 单位：wt.%

（2）压力。压力对沥青质胶体沉淀的影响比较复杂。在一定的温度下，只有压力在相应的范围内才会发生沥青质沉淀，压力高于或低于这个范围，沥青质都不会沉淀。

（3）温度。温度的作用在于它能把原油组分馏化，使沥青质从原油中分离出来。在开发过程中，近井地带由于注入流体等因素会导致地层温度的降低，从而改变原油中沥青质的稳定性，导致沥青质的沉积。实验表明：在压力不变的情况下，温度越低，胶质、沥青质越容易沉积[6，7]。

3 酸化时机

M 油田位于中东地区伊拉克东南部，为大型整装孔隙型碳酸盐岩油田，以颗粒灰岩为主，整体属于中孔低渗储层，地层原油黏度低，溶解气油比较高，地饱压差大。资料显示M 油田水体倍数小，天然能量较弱。

目前M 油田处于衰竭开发阶段，油井全部自喷生产。M 油田油藏中深为3 850 m，原始地层压力43 MPa，由于各区域开采程度不同导致地层压力平面分布不均，中北区开采程度高，为油田低压区，地层压力下降35%，为26～30 MPa；南区开采程度相对较低，为油田高压区，地层压力下降30%，约33 MPa。全油田受沥青影响共计21 口油井，占在产井数53%，其中低压区以及井底流压低于26 MPa 区域，更容易出现沥青问题井，占比高达83%～85%，具体（见表2，表3）。

表2 不同井底流压下沥青问题井分布

表3 不同地层压力下沥青问题井分布

M 油田生产时间较长，历史数据分析大量油井均出现拐点，即为产油量或井口压力非正常下降的生产点，根据这部分沥青问题井拐点处的压力数据统计，井底流压为21～29 MPa；地层压力范围为28～38 MPa，比原始地层压力下降20%～35%，具体（见图2）；统计结果表明：此压力区间的生产井更容易产生沥青污染。

图2 沥青问题井生产动态特征分析

通过生产指标分析，拐点后日产油递减率平均增大5 倍；采油指数PI 平均减小0.7 倍，具体（见表4）。沥青沉淀对油井生产影响较大时，其生产曲线必出现拐点，因此油井出现拐点的时间，可作为及时解除沥青污染，减少产量损失，恢复产能的有利时机，但部分井拐点并不明显，这类井与上述压力区间共同判断油井是否存在污染时，措施选井成功率较高。

表4 沥青问题井拐点处生产动态分析

4 酸化效果分析

为解除近井及井筒沥青污染，需定期开展酸化作业、不断优化工艺流程及酸液配方，M 油田酸化作业已积累了丰富经验，取得了较好效果，2015-2018 年酸化措施实施17 井次，措施有效率83%，平均日增油173.0 m3，单井累积增油量26.5×103m3，措施有效期8.9 月，PI 恢复4.5 倍。但整体上酸化效果呈现逐年变差趋势，具体（见表5）。

表5 沥青问题井逐年措施统计

根据酸化效果评价指标有机溶剂酸化比柴油酸化措施效果好，更适合碳酸盐岩油藏沥青污染解堵，具体（见表6）。

一次酸化井12 口，措施井平均年递减率为51%，总体上呈现两类表现：第一类井酸化后生产情况良好，年递减率约10%；第二类井酸化后日产油量下降速度快，年递减率87%，占比75%。

表6 不同酸化配方措施效果对比

有机溶剂酸化措施重复酸化1 口井，从日增油量，累积增油量，PI 倍数，重复酸化效果整体效果逐年变差（见表7）。

表7 重复酸化效果对比

5 结论

（1）从原油组分分析，中东M 油田的胶体不稳定指数为1.9，说明油田产出原油胶体体系趋于不稳定，沥青质易于析出。

（2）针对此类油藏沥青问题井，采油指数恢复为初期采油指数的80%，即可认为酸化措施解除了沥青污染。

（3）从酸化工艺分析，有机溶剂浸泡与酸化复合增产技术解堵增产效果更显著，更适合碳酸盐岩油藏沥青污染解堵。

（4）高压区井底流压低的井也易出现沥青污染，因此需要同时关注地层压力低及井底压力低的两类井。

（5）油田地层压力下降20%～35%或生产曲线出现拐点，均是酸化的有利时机，有利于酸化措施选井，尽快恢复单井产能。

（6）从油田和单井分析，重复酸化效果逐年变差，注水才是解决沥青污染的根本办法。