低傷害暫堵壓井液體系在儲氣庫老井修井中的應用分析

盧宏偉，唐　瑜，張　宏，薛　偉，張麗佳

（1.中國石油長慶油田分公司氣田開發處，陜西西安　710021；2.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，寧夏銀川　750006）

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低傷害暫堵壓井液體系在儲氣庫老井修井中的應用分析

盧宏偉1，唐瑜2，張宏2，薛偉2，張麗佳2

（1.中國石油長慶油田分公司氣田開發處，陜西西安710021；2.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，寧夏銀川750006）

摘要：目前，長慶儲氣庫老井壓力系數在0.3～0.4，隨著區塊采出程度的不斷增加，地層壓力還將不斷降低。在該類氣井的修井作業中，靖邊氣區常規鹽水壓井液普遍存在入地液量大、復產困難和產量損失大（0.2×104m3/d～0.5×104m3/d）等問題［1］。本文主要論述了低傷害暫堵壓井液體系在長慶儲氣庫老井修井中的首次應用，實現了暫堵隔水、快速復產的目的和“注得進、堵得住、排得出、低傷害”的目標，為后續該類氣井修井作業提供借鑒。

關鍵詞：儲氣庫老井；修井；暫堵壓井液

修井作業是維持氣井正常生產的重要手段之一。在氣井生產過程中，若出現地層出砂、臟物沉淀、生產管柱竄漏、油管斷脫、氣井水淹等情況導致氣井不能正常生產的就需要對他們進行修井作業，使其恢復正常生產。目前長慶氣井的生產管柱較為復雜，70%以上為雙封或多封管柱，現有的帶壓作業難以解決該類氣井的修井作業問題。由此，長慶氣井修井以壓井不帶壓作業為主。壓井的技術難點主要為壓井作業中的壓井液選擇及解決壓井液漏失嚴重、地層傷害大和返排困難等問題。

1　儲氣庫老井修井的目的

長慶儲氣庫主要利用半枯竭油氣藏改建成地下儲氣庫，庫區已存在的各類老井經過多年生產且在儲氣庫運行期間的注、采壓力變化的作用下，大多出現套管發生內、外腐蝕，管壁變薄，管柱強度不同程度降低等情況，嚴重威脅儲集層密封性。

儲氣庫老井修井主要有以下幾個目的：（1）對生產井進行修井達到安全、穩定注、采氣生產的目的；（2）通過對儲氣庫老井修井的改造，滿足儲氣庫儲集層評價監測、圈閉壓力監測等目的，保障儲氣庫安全、可靠運行。

2　儲氣庫老井修井技術難點

長慶儲氣庫老井位于低滲、低產、低豐度氣區。目前，壓井使用清潔鹽水壓井液，在加入黏土穩定劑、助排劑的同時也注意了管材腐蝕，取得了良好效果，但水基工作液對低滲透氣藏水鎖損害嚴重，很大程度上影響儲氣庫的儲集層注采能力。由此，長慶儲氣庫老井修井過程中壓井作業存在的問題也越來越凸顯，主要包括以下幾個方面：

（1）區塊壓力系數低，漏失嚴重，儲層傷害大，常規壓井液壓井對儲層傷害較大，產能恢復到初期產量。從靖邊氣田部分大修氣井的作業情況可以看出，該區氣井的壓力系數普遍較低，壓井作業后產能差，產層存在污染，施工環境風險大［1］。可見，氣井由于壓力系數低，返排能力差。

（2）作業周期長，入井液量大，返排困難。修井作業周期通常需要20d以上［2］，由于壓井液長時間漏入，會造成壓井成本升高，地層損害嚴重，恢復產能時間延遲等后果，甚至還有可能“淹死”產層。

（3）井筒內管柱復雜。循環建立困難，壓井作業難度大，存在一定安全風險［3］。

（4）返排液量大。返排液過程對生態環境存在一定的環保風險，特別是“新兩法”實施后，作業安全管理及風險成本明顯增大（見表1）。

表1　儲氣庫老井參數統計

3　低傷害暫堵壓井液體系

針對長慶儲氣庫老井修井技術難點，需要使用一種針對低孔低滲、低壓虧空儲層氣井的暫堵壓井液體系進行壓井作業，既滿足快速壓井作業要求，又要實現安全環保和降本增效的管理要求。

3.1技術原理

利用高吸水性材料依據吸水、架橋原理，即低傷害暫堵壓井液中水溶性鏈狀高分子聚合物在靜電引力、范德華引力和氫鍵力等作用下，通過活性部位與膠體和細微懸浮物發生吸附，將微粒搭橋聯結為一個個絮凝體（俗稱礬花）的過程。其在儲層端部和井筒內形成高強度和低滲透率的暫堵層，控制修井液的漏失，減少修井液造成的水鎖傷害，并保證作業安全。易于返排，地層壓力高于井筒液柱壓力1MPa以上，即可解除暫堵帶（見圖1，圖2，圖3）。

圖1　低傷害暫堵壓井液架橋原理

圖2　暫堵壓井液體系原理

圖3　暫堵示意圖

3.2吸水能力及黏度、密度

吸水材料作為孔隙性低傷害暫堵壓井液的核心處理劑，主要起膠凝自由水的作用。完井液中自由水越少越好，才能有效防止射孔時出現大量漏失而污染儲層。

室內以淡水為吸收液對20種高吸水材料分別進行吸水性、熱穩定性和保水性對比評價，優選了孔隙性低傷害暫堵壓井液體系所需的高吸水主劑SNJ。該主劑具有高吸水性能，吸水倍率可達70～100倍，有效將儲層與上部壓井液隔離。無任何毒害性且性能穩定。暫堵壓井液其密度范圍在0.98g/cm3～1.20g/cm3可調。體系常溫下塑性黏度值（PV）為32.3 mPa·s。完全吸水后形成暫堵壓井液，外觀（見圖4，圖5）。

圖4　主劑粉末外觀

圖5　暫堵壓井液外觀

3.3抗溫能力及黏溫保留率測試

根據SY/T 5834-2007中黏溫保留率的計算方法，采用美國TA公司AR550流變儀，測試暫堵壓井液在剪切速率300s-1條件下黏度隨溫度的變化規律。測得體系的黏溫保留率為57%（見圖6）。

圖6　暫堵體系黏溫變化

3.4模擬井筒環境的耐溫耐壓能力

為了驗證實際井筒環境下固化水壓井液的使用性能，室內采用CORTEST 17005D型高溫高壓釜，設定溫度110℃，壓力15MPa進行了耐溫耐壓試驗，試驗時間72 h（見圖7）。從圖7可以看出，模擬井筒溫度壓力條件下，暫堵壓井液不存在明顯性態變化。

圖7　高溫高壓下暫堵壓井液狀態

3.5主體配方及性能對比

實驗研究的基礎上，確定了低傷害暫堵壓井液體系的基本配方：淡水+1.0%～1.5%吸水主劑SNJ+0.5%引發劑YF-1+0.5%膠體保護劑WDJ-1+0.6‰短纖維（見圖8，表2）。

圖8　低傷害暫堵壓井液

表2　壓井液性能參數對比

4　現場應用情況

2015年11月，長慶儲氣庫監測井Gx1井進行更換管柱作業，該井投產前地層壓力26.4MPa，氣層垂深3 287.90m，求得壓井液密度為0.80g/cm3，考慮安全系數，增加附加密度0.07g/cm3，求得本井壓井液密度為0.87g/cm3。考慮到當前地層壓力更低（井口套壓15.4MPa，推算地層壓力20MPa），采用常規壓井液會造成漏失量較大，故推薦采用低傷害暫堵壓井液體系。暫堵液配方：清水+1.0%固化劑+0.5%固化引發劑+0.5%膠體保護劑+0.6‰暫堵劑B，密度1.0g/cm3。防膨液配方：清水+0.8%BOP-3，密度1.0g/cm3。

現場配制防膨液110m3，暫堵劑10m3。用壓裂車反循環壓井，泵壓0MPa，排量650 L/min～700 L/min，入井壓井液無返出。反擠兩次，泵壓從9.8MPa上升至15MPa。觀察壓力下降緩慢，判斷暫堵劑進入地層。開井口觀察，壓力無明顯下降。觀察井口3 h，無異常，一次壓井成功。

該井利用氮氣氣舉排液，計算排出程度為96.6%且壓力恢復較快，暫堵壓井液體系在本井取得較好效果（見圖9）。

圖9　儲氣庫Gx1井修井壓力恢復曲線

5　效果及推廣

（1）針對儲氣庫老井修井中地層壓力低、儲層保護要求高、降低修井成本等問題，新型低成本暫堵壓井液體系，流動性好，儲層傷害率低（＜15%，常規壓井液＜40%），暫堵層承壓≥20MPa，漏失速率＜0.5m3/h，有效解決了儲氣庫老井修井過程的儲層保護等難題。

（2）暫堵壓井液工藝與常規壓井工藝相比，入地液量減少50%，作業時間平均縮短10d，復產時間縮短6d，有效提高了作業效率和安全性，增加了儲氣庫注采井的生產時率和監測井效率。

（3）以儲氣庫同區塊老井生產情況對比計算經濟效益。修井作業平均節省作業占井費用：10d×2×104m3/d×1.2元/立方米=24萬元；低傷害暫堵壓井液單井成本僅為7萬元；綜上分析可知，經濟效益約17萬元/口。

參考文獻：

［1］李憲文，凌云，等.長慶氣區低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術新進展［J］.天然氣工業，2011，31（2）：20-24.

［2］姜平，王平，等.低壓油氣井修井液類型概況［J］.西部探礦工程，2010，22（3）：67-68.

［3］曹朋亮，馬媛，等.不壓井修井作業技術在蘇東氣田的應用評價［J］.石油化工應用，2012，31（7）：105-108.

Low damage temporary blocking killing fluid system application results in gas storage in old wells workover analysis

LU Hongwei1，TANG Yu2，ZHANG Hong2，XUE Wei2，ZHANG Lijia2
（1.Gasfield Exploitation Department of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China；2.Underground Gas-storage Management of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

Abstract:Currently，Changqing gas storage old wells pressure coefficient between 0.3～0.4，with the increasing degree of recovery blocks，pressure will continue to decrease. In such gas wells workover operations，Jingbian gas area of conventional saline control fluid into the ground common fluid volume，large production complex and difficult issues such as loss of production. This article discusses the low damage temporary plugging killing fluid system for the first time use in Changqing gas storage，provide a reference for the class workover wells.

Key words：underground gas storage old wells；workover；temporary plugging killing fluid

中圖分類號：TE358.3

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0106-04

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.027

*收稿日期：2016-05-31