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摘要： 随着顺北油气田自喷能量减弱，井筒温度、压力、原油性质等因素变化带来的沥青质析出造成井筒堵塞、油压下降、油井停喷现象屡见不鲜。前期采用注入沥青分散剂浸泡方法解堵，但随着能量减弱，在压力梯度仅为0.73MPa/100m井筒内注入高密度脱气稀油和沥青分散剂容易造成油井停喷。为了解决这一问题，在顺北油气田沥青质析出规律研究和超深井连续油管作业的基础上，探索出顺北油气田超深井井筒集成解堵工艺技术，并在SHB5、SHB5-3、SHB5-13H等多井应用取得成功，为解决沥青质造成的井筒堵塞开创了一种新方法，节约了大量超深井修井作业费用。
关键词：集成解堵技术 沥青质析出 井筒堵塞 超深油气井
一、概况
顺北油气田油藏类型为断控碳酸盐岩岩溶缝洞型轻质常温常压油气藏，油藏埋藏深>7300m，地层温度>150℃，井底-井口温差>120℃，井底-井口压差>40MPa，原油脱气压力平均24MPa，平均气油比>300m?/m?，硫化氢含量>1000mg/m?。井筒内温度、压力变化大，原油井筒内脱气，为沥青质析出沉积提供了有利环境。
1.1 原油沥青质含量及分布差异
顺北油气田地层完整，南厚北薄，原油平均沥青质含量1.05%，由于油藏成藏成熟度、油气充注不同等因素，导致不同条带之间原油组分、沥青质含量存在较大差异，5号断裂带北段沥青质含量4.12%，明显高于其他条带。
1.2 顺北井筒沥青质析出特征分析
据郭继香、杨小辉等人的研究，顺北油气田原油沥青质析出压力范围2MPa-56MPa，温度范围30℃-148℃，泡点处沥青质析出速率达到最高。单井井筒内温压曲线表明，井筒存在不同程度的沥青析出现象。
结合现场测试通井及历年井筒堵塞情况分析，沉积堵塞段主要分布于井深4000m-6000m，占历年井筒堵塞的76.9%。 5号断裂带北段油井沥青质析出沉积进而造成井筒堵塞现象最为严重，占比57.2%。
二、常规解堵技术应用效果分析
前期针对沥青质堵塞井筒问题采用手段是注入沥青分散剂，顶替至目标井段后浸泡1-2h，然后利用钢丝+通井工具进行通井。但此方法存在两个问题：一是油井进入低压自喷期以后，注入沥青分散剂+顶替液井筒产生约0.0017MPa/m向下压差，当目标井段在4000m-6000m时，产生压力差7.0-10.6MPa，处理后低压油井面临停喷;二是通井工具下入超深井进行通井，遇阻后易形成落鱼，超深井打捞落鱼工艺复杂、施工难度大将产生极高的作业成本。为了解决这一问题，结合杨小辉等人针对沥青质析出规律的研究和连续油管作业的特点，探索出顺北超深井沥青分散剂+连续油管集成解堵工艺。
三、集成解堵工艺技术
3.1注入沥青分散剂
（1）确定目标井段
油井发生井筒堵塞后，堵塞井段的位置是后续解堵的关键数据，但通过常规手段无法准确预测堵塞段范围。现场作业前采用的是测试通井方法确认遇阻深度H。
（2）注入量设计
据SDJ-2型沥青分散剂的溶解特性可将沥青分散剂与稀油按照1：1比例配置成溶解度1g/ml左右混合溶液，考虑到高密度流体产生压力差将会降低正常生产时的油压，在低油压井中注入流体越少越好。建议处理井段不超过500-1000m，计算处理段容积X，顶替段容积Y，则需准备沥青分散剂X/2吨，顶替稀油Y+X/2m?;计算环空容积Z，油管容积W，泵车排量q，考虑沥青质在SDJ-2沥青分散剂中的溶解速率，设计则沥青分散剂用量为2.5q/2，稀油用量为1.2（Z+W）。
3.2连续油管解堵+气举
连续油管解堵原理：连续油管下入井筒中，利用泵车将流体泵入连续油管，在油管喷头处将流体转换为高速射流，对沉积在油管内壁的沥青质进行冲洗，破碎沉积物，达到解堵效果。以常用1.5in连续油管为例，现场解堵应用参数设计应重点考虑起下速度、最大下深两项参数。
（1）推荐解堵起下速度
下放速度：连续油管下井过程中处于拉伸状态，由于本体较薄遇阻后易发生弯折，因此连续油管进入目标井段后，控制下放速度<10m/min，遇阻加压控制<500kg;
上提速度：现场作业时，常出现连续油管因井筒内酸液、高含硫化氢断裂脱落现象。考虑连续油管作业时，上提承受拉力最大，利用虎克定律，计算不同深度连续油管弹性极限伸长量，假设操作反应时间30s，则不同深度最大允许上提速度。
（2）气举下入最大深度参数优化
连续油管气举最大掏空深度应考虑套管安全、封隔器安全、油藏井壁安全。
套管安全：假设封隔器失封，根据套管最大抗外挤压力P抗外挤，地层压力系数s，则最大气举深度
封隔器安全：设定环空保护液密度为ρ环空，封隔器下入深度H封，产出液密度ρ产，根据封隔器最大承受压差Pmax的70%，计算最大气举深度
井壁安全：据前人研究认为碳酸盐岩油藏连续油管诱喷压差不超过25MPa，依据测试静压梯度fe，井深L，计算最大气举深度
气举最大深度不应超过H1，H2，H3中最小值。
四、现场的应用效果
SHB5-13H井2020年1月油压由5.5MPa下降为0MPa，测试通井于894m处遇阻，并带出沥青质。判断该井沥青质堵塞井筒。采用优化后的施工参数设计注沥青分散剂+连续油管解堵方案，成功解堵。解堵后SHB5-13H井恢复自喷，恢复日产油60t/d。此外集成解堵工艺技术还在SHB5、SHB5-3等井成功应用，累计增产近4000t。
五、认识与建议
（1）常规解堵手段针对顺北油气田沥青质堵塞问题效果不明显，且存在工具落井风险。（2）集成解堵工艺技术既能有效解决井筒沥青质堵塞问题，又能确保解堵后油井恢复自喷，技术优势明显。（3）集成解堵工艺针对井筒沥青质堵塞问题有较好的应用效果，可以为其他油田类似问题提供一种新的解决思路。
参考文献
[1] Alex Sas-Jaworsky II Tony D.Reed 翻译：张和茂;校对：孙志刚. 一种改进的预测连续油管环空摩阻压降的计算方法[J] 新疆石油科技信息 第20卷 第1期 1999年3月;
[2]崔波、杨浦涌等. 复合解堵技术在伊拉克某油田的应用[J] .天津科技 第46卷 第1期。
中石化西北油田分公司采油四廠技术管理中心 新疆 沙雅 842200
关键词：集成解堵技术 沥青质析出 井筒堵塞 超深油气井
一、概况
顺北油气田油藏类型为断控碳酸盐岩岩溶缝洞型轻质常温常压油气藏，油藏埋藏深>7300m，地层温度>150℃，井底-井口温差>120℃，井底-井口压差>40MPa，原油脱气压力平均24MPa，平均气油比>300m?/m?，硫化氢含量>1000mg/m?。井筒内温度、压力变化大，原油井筒内脱气，为沥青质析出沉积提供了有利环境。
1.1 原油沥青质含量及分布差异
顺北油气田地层完整，南厚北薄，原油平均沥青质含量1.05%，由于油藏成藏成熟度、油气充注不同等因素，导致不同条带之间原油组分、沥青质含量存在较大差异，5号断裂带北段沥青质含量4.12%，明显高于其他条带。
1.2 顺北井筒沥青质析出特征分析
据郭继香、杨小辉等人的研究，顺北油气田原油沥青质析出压力范围2MPa-56MPa，温度范围30℃-148℃，泡点处沥青质析出速率达到最高。单井井筒内温压曲线表明，井筒存在不同程度的沥青析出现象。
结合现场测试通井及历年井筒堵塞情况分析，沉积堵塞段主要分布于井深4000m-6000m，占历年井筒堵塞的76.9%。 5号断裂带北段油井沥青质析出沉积进而造成井筒堵塞现象最为严重，占比57.2%。
二、常规解堵技术应用效果分析
前期针对沥青质堵塞井筒问题采用手段是注入沥青分散剂，顶替至目标井段后浸泡1-2h，然后利用钢丝+通井工具进行通井。但此方法存在两个问题：一是油井进入低压自喷期以后，注入沥青分散剂+顶替液井筒产生约0.0017MPa/m向下压差，当目标井段在4000m-6000m时，产生压力差7.0-10.6MPa，处理后低压油井面临停喷;二是通井工具下入超深井进行通井，遇阻后易形成落鱼，超深井打捞落鱼工艺复杂、施工难度大将产生极高的作业成本。为了解决这一问题，结合杨小辉等人针对沥青质析出规律的研究和连续油管作业的特点，探索出顺北超深井沥青分散剂+连续油管集成解堵工艺。
三、集成解堵工艺技术
3.1注入沥青分散剂
（1）确定目标井段
油井发生井筒堵塞后，堵塞井段的位置是后续解堵的关键数据，但通过常规手段无法准确预测堵塞段范围。现场作业前采用的是测试通井方法确认遇阻深度H。
（2）注入量设计
据SDJ-2型沥青分散剂的溶解特性可将沥青分散剂与稀油按照1：1比例配置成溶解度1g/ml左右混合溶液，考虑到高密度流体产生压力差将会降低正常生产时的油压，在低油压井中注入流体越少越好。建议处理井段不超过500-1000m，计算处理段容积X，顶替段容积Y，则需准备沥青分散剂X/2吨，顶替稀油Y+X/2m?;计算环空容积Z，油管容积W，泵车排量q，考虑沥青质在SDJ-2沥青分散剂中的溶解速率，设计则沥青分散剂用量为2.5q/2，稀油用量为1.2（Z+W）。
3.2连续油管解堵+气举
连续油管解堵原理：连续油管下入井筒中，利用泵车将流体泵入连续油管，在油管喷头处将流体转换为高速射流，对沉积在油管内壁的沥青质进行冲洗，破碎沉积物，达到解堵效果。以常用1.5in连续油管为例，现场解堵应用参数设计应重点考虑起下速度、最大下深两项参数。
（1）推荐解堵起下速度
下放速度：连续油管下井过程中处于拉伸状态，由于本体较薄遇阻后易发生弯折，因此连续油管进入目标井段后，控制下放速度<10m/min，遇阻加压控制<500kg;
上提速度：现场作业时，常出现连续油管因井筒内酸液、高含硫化氢断裂脱落现象。考虑连续油管作业时，上提承受拉力最大，利用虎克定律，计算不同深度连续油管弹性极限伸长量，假设操作反应时间30s，则不同深度最大允许上提速度。
（2）气举下入最大深度参数优化
连续油管气举最大掏空深度应考虑套管安全、封隔器安全、油藏井壁安全。
套管安全：假设封隔器失封，根据套管最大抗外挤压力P抗外挤，地层压力系数s，则最大气举深度
封隔器安全：设定环空保护液密度为ρ环空，封隔器下入深度H封，产出液密度ρ产，根据封隔器最大承受压差Pmax的70%，计算最大气举深度
井壁安全：据前人研究认为碳酸盐岩油藏连续油管诱喷压差不超过25MPa，依据测试静压梯度fe，井深L，计算最大气举深度
气举最大深度不应超过H1，H2，H3中最小值。
四、现场的应用效果
SHB5-13H井2020年1月油压由5.5MPa下降为0MPa，测试通井于894m处遇阻，并带出沥青质。判断该井沥青质堵塞井筒。采用优化后的施工参数设计注沥青分散剂+连续油管解堵方案，成功解堵。解堵后SHB5-13H井恢复自喷，恢复日产油60t/d。此外集成解堵工艺技术还在SHB5、SHB5-3等井成功应用，累计增产近4000t。
五、认识与建议
（1）常规解堵手段针对顺北油气田沥青质堵塞问题效果不明显，且存在工具落井风险。（2）集成解堵工艺技术既能有效解决井筒沥青质堵塞问题，又能确保解堵后油井恢复自喷，技术优势明显。（3）集成解堵工艺针对井筒沥青质堵塞问题有较好的应用效果，可以为其他油田类似问题提供一种新的解决思路。
参考文献
[1] Alex Sas-Jaworsky II Tony D.Reed 翻译：张和茂;校对：孙志刚. 一种改进的预测连续油管环空摩阻压降的计算方法[J] 新疆石油科技信息 第20卷 第1期 1999年3月;
[2]崔波、杨浦涌等. 复合解堵技术在伊拉克某油田的应用[J] .天津科技 第46卷 第1期。
中石化西北油田分公司采油四廠技术管理中心 新疆 沙雅 842200