随着稠油油田长期的开发，部分油井由于压力、温度变化以及外来工作液的影响，在生产、作业过程中会出现不同程度的有机质堵塞，严重影响稠油资源的高效开发。以渤海金县1-1油田为例，该油田以普通稠油为主。其2D区块地层原油黏度50.9 mPa·s，平均含蜡量在7%左右，胶质沥青质含量在20%左右。2D区块所有油井在投产后均表现出产量快速下降，流压升高的现象。由于该区块原油含蜡量较高，现场初步判断为蜡堵，但多次采取热洗、清蜡等措施后短期内再次表现出井筒堵塞的情况。通过对井筒有机垢进行组分分析确定其为蜡和胶质、沥青质的复合沉积物。由于其兼具蜡和胶质、沥青质的流变性特征，单一的热力方法或清蜡剂疏通井筒比较困难，而在海上油田采取有机解堵施工花费较高，且不能保证施工后有效期能够达到预期。因此，找到一种能够有效防止井筒被有机垢堵塞且现场实施相对便捷、成本较低的方法显得尤为迫切。

金县1-1油田2D区块原油主要为中等含蜡的普通稠油，其析蜡点较高，在25~28 ℃之间（表 1），在井筒温度较低时易发生井筒结蜡堵塞。同时，该区块原油胶质、沥青质含量在20%以上，具备沥青质沉积的物质基础。

表 1(Table 1)

表 1 金县1-1油田2D区块原油性质

表 1 金县1-1油田2D区块原油性质 井号 凝固点/℃ 析蜡点/℃ 含蜡量/% 沥青质/% 胶质/% 黏度/mPa·s B1 -15 28 7.1 5.3 16.6 185.2 B4 -15 27 6.1 4.1 18.2 275.3 B25 -10 28 7.3 4.5 17.2 177.4 B26 -16 25 5.8 4.6 19.2 357.4 B27 -16 - 8.7 3.3 17.4 104.2 B28 -20 - 8.9 3.6 17.6 139

原油温度下降是促使石蜡从原油溶解状态中分离出来的主要原因^[1-2]。当原油温度下降至析蜡点以下，原油中的蜡形成蜡晶。随着蜡晶长大、聚集和沉积，油管堵塞，影响油井的正常生产。现场实际生产中，存在井口实际产液温度低于析蜡点的情况，表明实际生产过程中存在井筒析蜡的可能性。

SARA^[3-4]方法可确定原油发生沥青质沉积的可能性。“SARA”分别表示原油中饱和烃（saturates）、芳香烃（aromatics）、胶质（resins）和沥青质（asphaltenes）含量，则胶体不稳定指数CI为：

式中：CI为胶体不稳定指数；w（饱和烃S）为饱和烃含量，%；w（沥青质A）为沥青质含量，%；w（胶质R）为胶质含量，%；w（芳香烃A）为芳香烃含量，%。

一般认为：当CI＜0.7时，整个体系是稳定的；当CI＞0.9时，体系是非常不稳定的；当0.7＜CI＜0.9时，体系呈中度不稳定状态。

胶质对沥青质有强烈的胶溶作用，是沥青质组分的稳定剂。仅当胶质和沥青质组分的数量达到一定比值时，原油体系才能获得热力学稳定性^[5-6]，因此，胶质与沥青质组分的含量比可以衡量原油胶体稳定性的主要参数。胶质沥青质的含量之比越大，体系胶体稳定性越高，其值越小说明沥青质沉积状态越致密^[7]。

2D井区原油饱和烃含量为39.5%，芳香烃含量为25.75%，不稳定指数为0.945，胶质与沥青质含量之比小于5，表明该原油容易发生沥青质沉积。然而，实际生产过程中，沥青质沉积与蜡沉积相互影响、相互制约，有机垢还会捕集原油中的液态烃于形成的有机物网络结构中^[8-11]，导致井筒有机质沉积过程极其复杂，因此需要对井筒有机垢的性质、组分进行全面分析。

在金县1-1油田2D区块油井热洗作业过程中，从井筒中取得了有机垢样品（图 1a）。有机垢原始样品为黏稠的半固态物质，具备一定的流动性。但在测试有机垢的黏温特性过程中发现，将有机垢加热到80℃再重新冷却后，其变成了完全不具有流动性的固态物质（图 1b）。对比60℃和80℃水浴30 min后的有机垢样品的黏温曲线可以发现，80℃水浴处理后的有机垢黏度是相同温度下60℃水浴处理后有机垢黏度的4~5倍（图 2）。可见该有机垢预处理温度越高，其重新冷却后流变性越差。因此单一的热力方法不能完全清除井筒有机垢堵塞，反而在井筒温度再次降低后会加剧堵塞。而且这种加热后重新冷却下来的有机垢表面更加致密，通过外部添加的化学溶解剂也难以渗透到有机垢内部，为井筒治理带来更大的挑战。

图 2(Fig. 2)

图 2 JX1-1油田2D井区有机垢样

图 3(Fig. 3)

图 3 不同温度水浴处理后的有机垢黏温曲线

对比有机垢与油样的组分（表 2）发现，有机垢中沥青质占比较油样大幅增加，饱和烃和芳烃含量大幅减少。分析这是由于2D井区原油析蜡点高（25~28℃），由于井筒温度波动容易发生结蜡，原油中烷烃、芳香烃等轻质组分减少，原本的平衡体系被破坏，导致沥青质大量沉积。

表 2(Table 2)

表 2 有机垢和油样族组分对比

表 2 有机垢和油样族组分对比 样品名称 沥青质/% 饱和烃/% 芳烃/% 非烃/% 合计/% 油样 4.48 47.46 28.35 13.09 93.38 有机垢 42.23 28.71 15.79 10.05 96.78

沥青质中一般含有杂原子，这些杂原子的存在导致了沥青质电荷不平衡，使沥青质分子产生极性。沥青质的极性越大，其缔合性越大，越容易在溶液中聚集^[12-14]。一般地，石油沥青质的C、H含量变化不大，但N、O、S等非金属杂原子和Al、Fe等金属杂原子含量差异较大，这些杂原子形态和分布复杂多变，且主要集中于胶质和沥青质组分中。这些杂原子和C、H相比含量并不高，但对石油及其组分的性质（如黏度、分子量、溶解度、界面张力、化学反应性能等）却有很大的影响^[15-17]。油样与有机垢非金属元素和金属元素组成分析结果（表 3、表 4）表明油样和有机垢主要非金属元素是C和H，含有少量的N、O和S，含量基本一致；有机垢中的Fe、Na等金属杂原子较油样中的金属杂原子含量更高。分析认为主要是由于有机垢在生长过程中，不断捕获金属杂原子并累积，形成了更稳定的络合物结构，也导致有机垢难以治理。

表 3(Table 3)

表 3 非金属元素组成分析结果

表 3 非金属元素组成分析结果 样品名称 C/% H/% N/% O/% S/% H/C/% 合计/% 油样 85.29 12.79 0.44 1.56 0.25 1.80 100.33 有机垢 85.19 12.67 0.36 1.38 0.24 1.78 99.84

表 4(Table 4)

表 4 金属元素组成分析结果（单位：μg/g）

表 4 金属元素组成分析结果（单位：μg/g） 样品名称 Al Ca Cu Fe K Mg Na Ni Zn Pb V 油样 < 0.1 2.4 < 0.1 11.3 3.1 0.9 38.1 45.7 < 0.1 < 0.1 < 0.1 有机垢 50.5 192 7.4 833 100 54.7 461 20.2 15.7 < 0.1 < 0.1

鉴于2D井区有机垢特殊的黏温特性，不宜用高温加热的方式去处理井筒中的有机垢。采用专门溶解沥青质等重质垢的化学药剂清洗井筒虽然能够达到较好的效果，但药剂和海上油田作业施工成本高。借鉴陆地稠油油田掺稀采油工艺技术^[18-19]，向稠油中掺入稀油能够降低稠油中可溶沥青粒子之间的相互纠缠程度^[20]，降低原油黏度，同时也可一定程度上抑制沥青质沉积。以B25井有机垢为例，选取相邻油井B8、B10、B18井稀油，开展有机垢溶解实验。将B8、B10和B18井的产出液与分别B25井有机垢按1:1混合均匀后静置3~5 min左右，通过光学显微镜观测有机垢的溶解、分散效果（图 4），并测试互溶后混合样室温下（25℃）的黏度（表 5）。可见有机垢原始样品在显微镜下并不透光且成块状分布，被原油溶解后，分散为细小液滴，几乎不见固体残渣，混合液的黏度相比于有机垢本身黏度降幅达99%以上；B8井原油黏度最小且含水率最低，对有机垢的溶解效果相对较好，溶解程度更高。

图 4(Fig. 4)

（10×40倍） 图 4 B25井有机垢被B8井原油溶解前后形态对比

表 5(Table 5)

表 5 不同原油对B25井有机垢的溶解效果对比

表 5 不同原油对B25井有机垢的溶解效果对比 井号 产液量/ （m3/d） 含水率 /% 井口温度 /℃ 黏度 （50℃）1mPa·S 溶解效果 混合物黏度 （25℃）/mPa·s 有机垢黏度降幅/% B8 33.07 3.99 36.10 21.2 完全互溶，固体残渣很少且尺寸很小 380 99.82 B10 18.02 18.69 36.70 34.5 完全互溶，固体残渣很少且尺寸很小 709 99.66 B18 106.14 38.93 46.30 32 互溶，充分搅拌后仍可见少量明显的残渣 1966 99.06

根据有机垢溶解实验结果，优选出B8井原油用来反洗B25井井筒。现场直接将B8井产出液通过采油树接入B25井油套环空进行反洗，在不停产的情况下即可实现井筒堵塞治理，且不会产生任何药剂和施工成本。

B25井自2013年6月投产至2017年5月已经累计采取了钢丝通井、热洗和加热车解堵等井筒清蜡措施18次，但井筒仍出现频繁堵塞现象。2017年5月以后，该井流压迅速上涨，产量下降趋势明显，表现出明显的井筒堵塞生产特征，现场先尝试采取了热洗通井措施，但作业后产液、产油量继续下降（图 5）。考虑到井筒尚未完全堵塞，且化学药剂采办周期长、施工成本高。根据前期室内实验研究成果，可采用稀油反洗井筒防有机垢堵塞方案。于是该井于2017年6月19日在不停产的情况下利用B8井产出液接入B25井环空实施了洗井作业。产能恢复稳定后，B25井流压下降1.0 MPa，日产油较反洗前增加近30%，达到了35.7 m³/d；目前有效期已达1年以上（表 6）。同时，B8井在接入B25井前后生产平稳，未受到影响。而此后B25井为预防井筒再次发生堵塞，先后采取了连续油管清蜡、钢丝通井、热洗等措施，但并无明显增油效果。利用邻井稀油反洗预防B25井井筒有机垢堵塞的方法既没有影响B8井的正常生产，也治理了B25井的井筒堵塞，而且不增加作业费用，为此类有机垢堵塞井的治理提供了新思路。

图 5(Fig. 5)

图 5 B25井生产动态曲线

表 6(Table 6)

表 6 B8井稀油反洗B25井井筒效果

表 6 B8井稀油反洗B25井井筒效果 作业前 作业后 日产油增幅/% 日产液/（m3/d） 日产油/（m3/d） 流压/MPa 日产液/（m3/d） 日产油/（m3/d） 流压/MPa 44.9 28.0 7.2 51.2 35.7 6.2 27.5

通过分析2D井区原油性质以及有机垢的组分和流变性特征，明确了有机垢的形成机理和主要成分。2D井区原油析蜡点较高，在生产过程中由于井筒温度波动容易发生结蜡，而随着原油组分发生改变，沥青质原本所处的平衡体系被打破，从原油中析出、沉积，与石蜡和其他重质组分一起形成了有机垢。有机垢在生长过程中，不断捕获金属杂原子并累积，形成了更稳定的络合物结构。此外，研究发现有机垢经高温处理再重新冷却后其流变性将会变得更差，因此常规的高温加热通井施工不能解决2D井区的井筒堵塞问题。借鉴陆地稠油油田掺稀采油技术，开展了邻井稀油对B25井有机垢的溶解实验，优选出溶解效果最佳的B8井原油。通过井口采油树将B8井原油直接导入B25井油套环空进行反洗。B25井在实施稀油反洗防井筒有机垢堵塞方法后，产油量增加27.5%，有效期达1年以上。该方法的成功应用为存在相似问题的油田和区块提供了新的解决方案。