施曉雯,郝少軍,李玨琦,周喜元,安小絮,何宏林

1中國(guó)石油青海油田公司鉆采工藝研究院 2中國(guó)石油青海油田采油三廠 3中國(guó)石油青海油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院

0 引言

尖北氣田位于柴達(dá)木盆地阿爾金山前東段的尖北斜坡構(gòu)造，為國(guó)內(nèi)典型的基巖裂縫性儲(chǔ)層，井深最高達(dá)到4 800 m，儲(chǔ)層溫度170 ℃，在生產(chǎn)過(guò)程中存在儲(chǔ)層壓力系數(shù)降低速度快的特點(diǎn)。氣田目前處于勘探開(kāi)發(fā)初期，很多生產(chǎn)性技術(shù)問(wèn)題在全國(guó)都沒(méi)有成熟的經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)基巖氣藏治理技術(shù)的缺乏，對(duì)該氣藏各類問(wèn)題的解決提出了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

2020年以來(lái)，JBH1-3井、JBH1-4井在開(kāi)展氣井流壓測(cè)試過(guò)程中遇阻，測(cè)試儀器沾滿黑色黏稠物，初步分析是由于井筒存在雜質(zhì)堵塞、節(jié)流，造成油壓及流壓均低于區(qū)塊平均值，天然氣產(chǎn)量下降明顯，影響了氣井正常生產(chǎn)及各類測(cè)試作業(yè)的開(kāi)展。

國(guó)內(nèi)在油氣井解堵作業(yè)方面，目前還沒(méi)有針對(duì)170 ℃高溫裂縫性基巖氣藏儲(chǔ)層的成熟解堵劑體系及相關(guān)解堵工藝。同時(shí)，尖北區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)解堵作業(yè)還需克服儲(chǔ)層壓力系數(shù)快速降低可能導(dǎo)致漏失、對(duì)儲(chǔ)層造成二次傷害等生產(chǎn)技術(shù)難題，本文針對(duì)上述難點(diǎn)開(kāi)展了室內(nèi)研究。

1 井筒堵塞物成份分析

JBH1-3井井筒堵塞物[1]于2020年5月現(xiàn)場(chǎng)取樣為白色晶體，具有較大的刺激性氣味，可揉碎為粉末狀；2020年6月現(xiàn)場(chǎng)取樣為灰綠色固體。JBH1-4井2020年5月現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試取樣為黑色黏稠物質(zhì)?，F(xiàn)場(chǎng)取樣物見(jiàn)圖1所示。

圖1 尖北氣田井筒堵塞物現(xiàn)場(chǎng)取樣圖

分析研究顯示得出，該區(qū)塊井筒堵塞物有機(jī)物成份中聯(lián)苯含量90%以上，無(wú)機(jī)物以儲(chǔ)層出砂為主，如表1所示?，F(xiàn)場(chǎng)觀察堵塞物為復(fù)雜性質(zhì)的聯(lián)苯包裹儲(chǔ)層產(chǎn)出礦物(巖屑)形成的堅(jiān)硬的復(fù)合物堵塞井筒。

表1 尖北區(qū)塊井筒堵塞物化驗(yàn)結(jié)果分析表

2 復(fù)合解堵體系室內(nèi)研究

前期實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明地層產(chǎn)出的有機(jī)物成分主要為聯(lián)苯，無(wú)機(jī)物成分為地層出砂。因此，確定解堵劑研究的思路：通過(guò)酸液、堿液體系溶蝕地層出砂破壞堵塞物骨架，有機(jī)溶劑吸收釋放出的有機(jī)物(聯(lián)苯)從而達(dá)到解堵井筒堵塞的目的?？紤]到儲(chǔ)層壓力降低快，解堵劑體系還需具有低密度、防漏失、防水鎖等性質(zhì)，避免解堵液漏失進(jìn)入地層造成二次傷害。

2.1 有機(jī)溶劑的選擇

聯(lián)苯既不溶于水也不溶于酸堿，僅溶解于部分醇、醚、苯類有機(jī)溶劑[2]。而無(wú)水乙醇、汽油、石油醚等常規(guī)有機(jī)溶劑沸點(diǎn)低，在170 ℃高溫氣井使用存在很大的危險(xiǎn)性，不宜在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。柴油、酸化互溶劑在100 ℃時(shí)恒溫5 h后可溶解部分堵塞物中的有機(jī)物質(zhì)，但不能破壞大塊的顆粒骨架；丙三醇在170 ℃時(shí)2 h內(nèi)可將大塊堵塞物結(jié)構(gòu)破碎，但在150 ℃時(shí)既不能破壞堵塞物骨架，也不能溶解堵塞物中的有機(jī)物質(zhì)。因此，室內(nèi)選擇柴油、酸化互溶劑作為后續(xù)實(shí)驗(yàn)中應(yīng)用的有機(jī)溶劑。有機(jī)溶劑對(duì)堵塞物溶解效果對(duì)比圖見(jiàn)圖2所示。

圖2 有機(jī)溶劑對(duì)堵塞物溶解效果對(duì)比圖

2.2 酸液、堿液體系的確定

分別采用酸液、堿液來(lái)溶蝕地層礦物質(zhì)，觀察能否破碎堵塞物骨架結(jié)構(gòu)，達(dá)到堵塞物易于排出的目的[3]。

表2、圖3研究結(jié)果表明，堵塞物在2%氫氧化鈉中觀察不到明顯的反應(yīng)現(xiàn)象，不能破壞塊狀堵塞物的骨架結(jié)構(gòu)；而在酸液體系中反應(yīng)劇烈，產(chǎn)生大量氣泡，且塊狀堵塞物在80 ℃時(shí)，10 min即破碎成粉末狀物質(zhì)，溶蝕率達(dá)到40%～66%，可在后續(xù)實(shí)驗(yàn)中進(jìn)一步應(yīng)用。

表2 酸液、堿液體系對(duì)不同形態(tài)的堵塞物溶蝕情況表

圖3 酸液、堿液體系對(duì)堵塞物溶蝕效果對(duì)比圖

2.3 酸液+有機(jī)溶劑復(fù)合解堵實(shí)驗(yàn)技術(shù)研究

綜合考慮不同井筒深度的堵塞物組分不均一，同時(shí)存在有機(jī)物與地層出砂混雜的情況，室內(nèi)采用塊狀堵塞物開(kāi)展了有機(jī)溶劑+酸液體系復(fù)合解堵劑[4-14]研究，如表3所示，在80 ℃時(shí)，都有劇烈反應(yīng)，冒出大量氣泡。

表3 化學(xué)復(fù)合解堵液體系對(duì)塊狀堵塞物溶蝕情況表

由表3、圖4研究結(jié)果表明：①土酸體系溶蝕效果優(yōu)于鹽酸體系；②酸化互溶劑對(duì)聯(lián)苯的吸收效果優(yōu)于柴油；③考慮到酸化互溶劑價(jià)格較高，建議添加比例為酸液：互溶劑=5∶1，可達(dá)到保證解堵效果的同時(shí)降低解堵劑成本的目的；④與純酸液體系相比，復(fù)合解堵劑體系對(duì)堵塞物的溶蝕率提高18.51%。

圖4 化學(xué)復(fù)合解堵體系對(duì)堵塞物溶蝕效果對(duì)比圖

2.4 推薦化學(xué)復(fù)合解堵劑配方體系

尖北區(qū)塊儲(chǔ)層壓力降低明顯，以JBH1-3井為例，該井于2020年5月進(jìn)站生產(chǎn)初期采用氣嘴?6 mm工作制度生產(chǎn)，油壓26.8 MPa；2020年7月油壓降至17.8 MPa；2020年10月解堵作業(yè)油壓為13.8 MPa。

室內(nèi)在主體酸液體系中添加發(fā)泡劑，達(dá)到降低化學(xué)復(fù)合解堵劑密度、降低漏失的作用；添加解水鎖劑降低解堵液界面張力，以便漏失入儲(chǔ)層的液體能夠順利返排；添加氯化鉀和酸液緩蝕劑以達(dá)到防止黏土膨脹、保護(hù)井下管柱不受酸液腐蝕的作用。通過(guò)對(duì)化學(xué)復(fù)合解堵劑體系開(kāi)展了基本性能評(píng)價(jià)，并對(duì)井筒堵塞物解堵效果進(jìn)一步驗(yàn)證，結(jié)果表明，復(fù)合解堵體系密度為0.586 2 g/cm3,界面張力為0.373 mN/m,對(duì)N80鋼掛片腐蝕速率為6.14 g/m2·h,對(duì)堵塞物溶蝕率為62.16%，滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。

推薦主體酸液體系配方：10%HCl+1%HF+1%發(fā)泡劑+1%解水鎖劑+1%氯化鉀+5%酸液緩蝕劑。

化學(xué)復(fù)合解堵劑配比：主體酸液體系∶酸化互溶劑=5∶1。

應(yīng)用的解堵工藝：化學(xué)復(fù)合解堵液結(jié)合連續(xù)油管車以通井方式完成井筒解堵。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用實(shí)例

采用化學(xué)復(fù)合解堵液體系在青海油田尖北氣田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用2井次，在不動(dòng)管柱不壓井的情況下，以連續(xù)油管車在?50.8 mm油管徑內(nèi)注入化學(xué)復(fù)合解堵液+連續(xù)油管帶壓沖砂，措施有效率達(dá)100%，解堵后2口井恢復(fù)產(chǎn)能，并且單井分別日增氣量0.5×104、1.3×104m3[15]。

JBH1-3井現(xiàn)場(chǎng)首先采用連續(xù)油管注入清水沖砂液對(duì)管柱進(jìn)行解堵，采用內(nèi)旋流沖洗工具，邊下邊循環(huán)小排量沖洗至4 025 m遇阻，在大排量噴射+管柱加壓1.5 t后無(wú)進(jìn)尺，未能解堵。隨后注入化學(xué)復(fù)合解堵劑13 m3反應(yīng)1 h后，4 025 m層段順利解堵；繼續(xù)通井至4 067 m再次遇阻，注化學(xué)復(fù)合解堵液15 m3反應(yīng)8 h成功解堵，后順利通井至4 860 m，井筒堵塞順利解除。期間使用化學(xué)復(fù)合解堵液28 m3，解堵液密度控制在0.55～0.6 g/cm3，施工一次成功，JBH1-3井恢復(fù)產(chǎn)能，日產(chǎn)氣7.6×104m3，日增氣1.3×104m3。

JBH1-4井兩次流壓測(cè)試均在4 110 m遇阻，先期采用連續(xù)油管注入清水沖砂液對(duì)管柱進(jìn)行解堵，并輔助氮?dú)鈿馀e作業(yè)恢復(fù)該井產(chǎn)能未能成功。隨后下入連續(xù)油管+內(nèi)連接器+單流閥+旋流噴射工具，邊下邊用化學(xué)復(fù)合解堵劑小排量沖洗，井筒返出大量的表面附著泡沫的黑色黏稠物，下放連續(xù)油管過(guò)程中并未遇到明顯堵塞，施工累計(jì)使用化學(xué)復(fù)合解堵劑15 m3，解堵液密度控制在0.55～0.60 g/cm3，施工一次成功，JBH1-4井恢復(fù)產(chǎn)能，日產(chǎn)氣5.05×104m3，日增氣0.5×104m3。

3.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用認(rèn)識(shí)

(1)研究的化學(xué)復(fù)合解堵劑可成功解決170 ℃高溫基巖氣藏井筒堵塞物，其存在組分復(fù)雜、均一性差、地層壓力低、常規(guī)作業(yè)漏失量大、作業(yè)液返排困難等技術(shù)難題，為基巖氣藏井筒復(fù)雜堵塞物解堵提出了新的方向。同時(shí)相比常規(guī)解堵作業(yè)平均可縮短工期40 h，節(jié)約35%的作業(yè)費(fèi)用，且?guī)鹤鳂I(yè)對(duì)儲(chǔ)層傷害小，解堵后能及時(shí)恢復(fù)氣井產(chǎn)能，可作為青海油田高溫基巖油氣井復(fù)雜堵塞化學(xué)復(fù)合解堵的主要措施。

(2)地層壓力下降較快，尤其JBH1-3井僅三個(gè)月時(shí)間，油壓從17.8 MPa下降到13.3 MPa，采取常規(guī)密度液體解堵沖洗均存在井漏、沖洗失返現(xiàn)象，后期解堵可采取泡沫沖洗和泡沫酸化工藝。

4 結(jié)論及建議

(1)通過(guò)堵塞物成分的確定、有機(jī)溶劑的選擇、酸堿液體系的篩選、復(fù)合解堵劑的研究，形成了10%HCl+1%HF+1%發(fā)泡劑+1%解水鎖劑+1%氯化鉀+5%酸液緩蝕劑+酸化互溶劑的復(fù)合解堵體系配方。

(2)研發(fā)的復(fù)合解堵體系，有效解決了現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)難題，為兩口井的成功復(fù)產(chǎn)起到了決定性的作用。