川東石炭系低壓氣井解堵工藝研究與應用

葉頡梟 張華禮 李松 王小紅 熊偉 曾知昊

1.中國石油西南油氣田公司工程技術研究院 2.國家能源高含硫氣藏開采研發中心 3.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 4.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

川東石炭系氣井因油套管腐蝕、入井液體與地層不配伍、地層顆粒運移等原因，部分氣井井筒出現了不同程度的堵塞，嚴重影響氣井產能。同時，川東石炭系氣藏開采進入中后期，氣井井底壓力不斷降低。目前，五百梯、沙坪場等氣田有利區域壓力系數低于1.0，部分氣井壓力系數甚至降到0.5以下[1]。低壓氣井地層壓力不足，常年反復酸化形成大的近井酸蝕通道，使得酸液未發揮作用就已漏失，表現為酸化施工過程中油壓不起壓甚至酸液自吸；酸化后，殘液返排率低以及二次沉淀不能清除，反而造成對儲層的傷害。井筒和地層堵塞若不能有效解除，將嚴重影響氣井產能。

國內外學者不論是在解堵工藝或液體方面都進行了大量的研究。曹蕾等[2]利用CO2配合增溶劑蓄能壓裂補充低壓氣井地層能量，通過不返排酸及縮膨劑解除地層堵塞，實現儲層改造；Nasir Khan[3]提出一種超聲波輔助化學強化解堵技術，尤其適合水敏儲層的無機垢和凝膠堵塞，解堵效果好；吳廣等[4]研制出一種集聚合物解堵與無機堵塞物解堵功能于一體的螯合解堵體系，入井后可長時間關井反應且無需快速返排；姚茂堂等[5]開展了凝析氣藏井筒的結垢分布規律、垢成分、結垢原因及除垢措施研究。

針對川東石炭系低壓氣井，開展了井筒堵塞物成分分析，優選出井筒解堵液配方，對于油管、套管和地層堵塞提出了不同解堵工藝，并對地層解堵工藝進行了參數優化，現場試驗效果好，可為同類氣井解堵提供借鑒和參考。

1 井筒堵塞物分析與解堵液優選

川東石炭系氣井堵塞物成分復雜，來源多樣。通過氣井大修作業，如更換油管、打撈井下落魚和日常的通井作業，獲取井下堵塞物。室內采用不同極性有機溶劑萃取分離的預處理技術、集成精密儀器分析和化學分析的元素組成定性和定量分析技術，對井筒堵塞物組分進行分析。以TD井為例，堵塞物為黑色不均勻固體顆粒(見圖1)，用醚類、酸酯類、醇類等不同極性的有機溶劑對不溶物進行順序提取分離烘干預處理，得到堵塞物水分、有機物、無機物各組分樣品及含量(見表1)。有機物、無機物采用紅外光譜分析，判斷其主要成分，圖2、圖3為酸酯類有機溶劑提取物外觀及紅外譜圖，分析為月桂醇聚醚類有機物：2 923 cm-1、2 854 cm-1和1 458 cm-1、1 378 cm-1、721 cm-1為長鏈烷基，-OH出現在3 448 cm-1；聚醚特征峰：1 350 cm-1、1 108 cm-1、951 cm-1、840 cm-1。

表1 垢樣組成及主要成分

無機物先用能譜電鏡掃描儀定性分析無機元素組成(見圖4)，確定主要金屬元素有鐵、鈣、鋇、鋁、鎂、鈉等，非金屬元素有碳、氧、硫、硅等。無機物用鹽酸消解處理后過濾，濾液采用原子吸收光譜法分析其中金屬離子含量，將不溶物烘干稱量，得到酸不溶物含量，結果見表2。

表2 垢樣中金屬離子、酸不溶物的質量分數

由于垢物主要由酸可溶物組成，因此考慮解堵液主劑為鹽酸體系，同時添加對油污具有分散剝離能力的表面活性劑，制成表活酸對TD井垢樣進行溶蝕，結果見表3。90 ℃下，15%(w)表活酸對垢物溶蝕率可達70%以上。反應30 min后，溶蝕率為73.2%，2 h后為77.6%，增量較小，說明鹽酸與垢樣接觸能快速溶解堵塞物。推薦的解堵工作液體系為15%(w)HCl+1%(w)緩蝕劑+2%(w)鐵穩劑+3%(w)表面活性劑。根據每口井垢物解除實驗的結果，對表面活性劑、緩蝕劑和鐵穩定劑等添加劑的具體加量適當調整。

表3 90 ℃下酸液對垢樣的溶蝕率

2 井筒解堵工藝推薦

根據井筒內堵塞物的堵塞位置，主要為油管內與套管內堵塞。對于油管堵死井，可嘗試用連續油管在油管內建立循環通道，然后采用小排量泵注循環解堵液。根據室內實驗解堵液與堵塞物反應速率，控制連續油管下放時間，一旦能夠有效建立流體通道，則停止連續油管作業，以降低連續油管卡管柱等井下復雜情況風險，最后通過油管泵注解堵液，解除油管堵塞[6]。對于油管局部堵塞井，采用油管小排量泵注，增加解堵液在油管中的運移時間，施工結束后以室內實驗得出的解堵液與堵塞物反應速率控制關井時間，達到關井時間后開井排液，以增加解堵液在油管中的作用時間。

通過對現有的套管解堵工藝分析，影響套管解堵效果的主要因素有兩點：一是氣井壓力系數低，采用流體循環攜帶法的井筒清潔工藝不能滿足套管解堵作業；二是采用機械撈砂工具由于沒有旋轉動力，對井下板結沉砂撈取效果較差。可旋轉式撈砂工具基本解決了旋轉問題，但由于受現場條件限制，多數時候不具備實施旋轉鉆進的條件(設備沒有配備轉盤、作業管柱沒有采用鉆桿)，在某些情況下存在不安全因素。因此，推薦真空回位撈砂套管清潔工藝，相比常規的水力沖砂無需增加任何設備，成本低；不污染儲層；能夠較快地處理井噴事故；抽砂能力強，可抽出較大的水泥塊，在低壓井或井漏嚴重井中無需建立循環；當地下砂面較硬時，可以用砂鉆進行鉆進來搗碎砂面。

3 地層解堵工藝優化

基質酸化不僅可以旁通污染帶解除污染，還可以進一步提升近井地帶的滲透率和孔隙度[7]。川東石炭系氣井生產時間長，常年反復酸化導致氣井井周形成大的近井酸蝕通道，酸液未發揮作用就已漏失。泡沫酸化能對井周酸蝕大通道進行有效暫堵，提高嚴重污染和相對低滲井段的酸化效果；殘酸返排時，泡沫使得井筒內壓力降低后再自身膨脹，起到了增能的作用，尤其適用于能量不足的低壓氣井[8-9]。前期，本區氣井已開展了泡沫酸現場試驗，但是最優工藝參數尚不明確。利用之前研究者建立的泡沫分流模型[10-12]，對泡沫暫堵進行了模擬研究和工藝參數優化，以期指導現場施工。

假設把某井儲層段分成孔滲條件不同的3個小段：第1段污染少，孔隙度和滲透率較高；第2段污染較多，儲層物性居中；第3段受污染最多，孔滲條件最差。圖5～圖7是不同條件下的模擬結果。在注酸開始階段，高滲層(第1段)吸酸能力強，進液量大，而低滲透層(第2、3段)進酸少。隨著注酸時間延長，高滲透層分流量逐漸降低，而低滲透層的分流量逐漸增大，表明泡沫酸可以有效地實現均勻酸化，對于經過多次酸化改造后形成的酸蝕蚓孔有一定的暫堵作用。排量為0.4 m3/min、黏度50 mPa·s的泡沫酸，經過約35 min注酸能實現各段瞬時進酸量相同(見圖5)；若黏度不變，排量提高到0.6 m3/min，只需約30 min注酸就能實現各段瞬時進酸量相同(見圖6)；排量保持0.6 m3/min不變，黏度降低為20 mPa·s，注酸超過70 min仍未能實現各段瞬時進酸量相同(見圖7)。因此，在其他條件不變的情況下，提高酸液排量和泡沫酸黏度有利于更好更快地實現全井均勻酸化。

根據不同氣井污染程度來決定酸化處理半徑，一般選擇1～3 m，然后用體積法初步確定酸液規模范圍，再利用StimPT基質酸化軟件模擬計算不同用酸強度下的表皮系數改善情況，從而確定酸液用量。由于泡沫酸液柱壓力遠低于常規酸，因此施工時井口泵壓較高，根據不同排量下的摩阻、液柱壓力和地層壓力預測井口泵注壓力。在不超井口限壓以及與最大液氮排量相匹配(保證泡沫質量60%～70%)的情況下，應盡可能選擇最大排量施工，同時可通過適當提高泡沫酸黏度來提高酸化效果。

4 現場應用

目前，在川東石炭系低壓氣井開展解堵工藝現場試驗的共計6口井，恢復氣井產量27.1×104m3/d，解堵有效率100%。

表4 川東石炭系氣藏低壓氣井解堵工藝現場試驗效果

5 結論與建議

(1)川東石炭系井筒垢物主要由鐵的氧化物、碳酸鹽、BaSO4和SiO2等無機物和月桂醇聚醚類有機物組成，推薦的解堵工作液體系為15%(w)HCl+1%(w)緩蝕劑+2%(w)鐵穩劑+3%(w)表面活性劑；該體系在地層溫度下對垢物的溶蝕率最高達77.6%。

(2)油管堵死井推薦采用連續油管小排量泵注循環解堵液，根據解堵液與堵塞物反應速率實驗結果控制連續油管下放時間，建立流體通道后起出再用油管注酸。油管局部堵塞井，直接通過油管小排量泵注，根據實驗結果控制關井反應時間。套管解堵推薦真空回位抽砂工藝。

(3)根據氣井污染程度和基質酸化軟件模擬的酸化規模與表皮系數的關系確定酸液用量。在不超井口限壓以及與最大液氮排量相匹配(保證泡沫質量分數60%～70%)的情況下應盡可能選擇最大排量施工，同時可通過適當提高泡沫酸黏度來提高酸化效果。

(4)現場試驗井經過解堵措施后，初期復產效果理想，長期穩產效果有待后期驗證。對于本區和同類低壓氣井解堵有一定借鑒意義，后期建議進一步擴大試驗范圍。