復雜凝析氣藏氣井修井液體系在準噶爾盆地的應用

陳曉明+馮鈿芳+張鋒+王曉磊+孫德強+張洪杰+馮棋+饒遠+洪將領+哈斯木

摘 要：凝析氣藏是目前國內外氣藏中最復雜的氣藏之一，而準噶爾盆地的凝析氣藏不僅存在常規氣藏開發方式的復雜性，而且存在巖性、巖相的復雜性，這里的巖性、巖相種類多，儲層非均質性強。研究根據研究區不同儲層巖性、物性特征及敏感性存在難點，結合不同開發階段儲層保護的需要，理論和實踐相結合，陸續研制了5種修井液；依據修井液技術特點，以儲層壓力系數、溫度等參數，充分考慮氣藏儲層物性特征，并結合應用情況分析，研究建立了修井液技術界限，形成體系，為氣井修井液優選提供應用依據及技術指導。研究得出的修井液體系在準噶爾盆地應用效果非常好，為新疆油田氣田開發創造了好的效益，此修井液體系對國內外同類油氣田都有一定借鑒和推廣價值。

關鍵詞：凝析氣藏 修井液體系 儲層保護 技術界限 準噶爾盆地

中圖分類號：TE372 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2017）07（b）-0075-02

準噶爾盆地的氣藏儲層主要存在巖類復雜、物性差異大、敏感性強、地層壓力系數分布范圍廣等特點，其傷害因素差異較大，加之不同的開發階段，儲層保護重點不同。因此，需要針對不同儲層特征，不同開發階段，研制相適應的修井過程中用的工作液，用于平衡地層壓力。本文主要包括壓井液和射孔液，以提高氣井修井后復產效果。同時，根據修井液體系技術特點，結合儲層特征，界定其適應范圍，形成氣井修井液體系，指導修井液優選，對于提高氣井開發水平意義重大。

1 準噶爾盆地凝析氣藏復雜性

1.1 凝析氣藏的概念及復雜性

在油氣藏勘探及開采實踐中常常見到這種現象：在地下深處高溫高壓條件下的烴類氣體經采到地面后，由于溫度和壓力降低，反而會凝結出液態石油，這種液態的輕質油就是凝析油，這種氣藏就是凝析氣藏。凝析氣藏是介于油藏和氣藏之間的一種氣藏。雖然凝析氣藏也產油（凝析油），但凝析油在地下以氣相存在。而常規油藏乃至輕質油藏在地下以油相存在，雖然其中含有氣，但這種伴生氣在地下常常溶解于油，稱為單一油相。一般氣藏（濕氣藏、干氣藏）在開采過程中很少產凝析油。這種氣油變化特點決定了凝析氣藏開發具有一定的復雜性。

1.2 準噶爾盆地氣藏儲層復雜性

（1）儲層巖性復雜。

準噶爾盆地氣藏儲層巖性類型主要有粉砂巖、細砂巖、砂巖、砂礫巖和火山巖，粘土礦物主要以伊-蒙混層為主，其中伊-蒙混層是粘土礦物，主要以伊-蒙混層和伊利石為主，兩者合計達70%以上，同時含有伊利石、高嶺石和綠泥石。并且，其滲透率在0.07～117.4×10-3μm2、孔隙度在10.7%～21.7%。

（2）儲層敏感性強。

準噶爾盆地氣藏儲層敏感性試驗研究通過改變流體速度、注入液的礦化度、改變堿性環境、酸液進入地層量等試驗條件，驗證這些條件造成儲層滲透率下降的可能性及其程度。通過試驗可以發現，準噶爾盆地氣藏儲層主要傷害因素為粘土膨脹、水敏和固相入侵。

（3）地層壓力分布范圍廣、地層溫度變化大。

原始地層壓力系數為0.99～1.58，目前地層壓力系數為0.26～1.17，氣藏地層溫度為60.4℃～115℃。

2 氣井修井液體系研究

2.1 研制技術路線

針對氣藏特征、敏感性，結合氣藏開發不同階段儲層保護重點，研究制定了修井液體系研制的技術路線（見圖1）。

2.2 修井液體系

（1）無固相有機鹽壓井液。

針對無機鹽加重劑易形成沉淀、堵塞地層特點，本次研究優選JZ-1、JZ-2、JZ-3三種有機酸鹽作為加重劑[1]，其具有溶解度高、無懸浮顆粒、粘度低、結晶點低（-21.6℃）、與含SO42-、CO32-的地層水配伍性好的特點。并且，可配置密度1.0～2.3g/cm3的壓井液，耐溫180℃，傷害率<10%，可回收利用。

（2）防水鎖樹脂壓井液。

依據束縛水或殘余水機理，利用丙烯酸衍生物為原料，以過硫酸銨為引發劑生產具有高吸水作用的樹脂，通過合成條件、單體比例、引發劑用量、中和度、反應時間、反應溫度、交聯劑用量等因素對吸水率的評價研究，研制一種樹脂聚合物[2]，按一定比例與水配置成防水鎖樹脂壓井液。其密度范圍為1.0～1.4g/cm3，粘度為94.5～120mP·s，可以泵送和流動；API失水量<3mL，高溫高壓失水量<35mL，固化水能力強，可以束縛自身重量22倍以上的水，可將壓井液中游離水全部束縛。

（3）暫堵型凝膠壓井液。

通過調節高分子吸水樹脂交聯劑N-亞甲基雙丙烯酰胺的用量，并進行粒徑優選和性能評價，得到大粒徑凝膠堵漏劑[3]。根據顆粒尺寸分布與堆積理論[4]，把樹脂聚合物與不同顆粒凝膠堵漏劑按比例組合，利用不同顆粒的堵塞與骨架支撐雙重作用，形成復合堵漏劑，再將復合堵漏劑與水按一定比例配置成凝膠修井液。其中，密度范圍為1.0～1.20g/cm3，中值粒度>780μm；在高滲透、裂縫型儲層暫堵率>99%，承壓能力>7MPa。

（4）低密度泡沫壓井液。

通過對其起泡體積、半衰期和泡沫特征進行綜合評價[5]，本次研究優選十二烷基二甲基甜菜堿和椰油酰胺基丙基羥磺酸甜菜堿作為起泡劑，羧甲基纖維素鈉作為穩泡劑，并輔以殺菌劑、除氧劑等，通過評價加量對泡沫性能影響，得出每種藥劑最優加量，可配置密度0.5～0.95g/cm3的泡沫壓井液[6]，100℃穩定≥72h，效果良好。

（5）防水鎖防粘土膨脹射孔液。

根據含氟烷基聚合反應機理，本次研究合成非離子型含氟表面活性劑SX作為防水鎖劑，并且優選環氧氯丙烷和二甲胺為單體，在一定條件下通過開環縮聚反應合成季銨鹽型陽離子聚合物PTA1作為防膨劑[7]，通過加量優化，研制出防水鎖防粘土膨脹射孔液[8]。密度在1.0～1.50g/cm3之間可調，具有良好的防水鎖和防粘土膨脹性能，水鎖傷害降低率≥20%，防膨率≥91.7%。endprint

3 應用效果與技術界限

為了進一步精確劃定氣井壓井液體系技術界限，充分考慮新疆油田氣藏儲層物性特征，本文結合現場應用情況分析，建立氣井壓井液體系技術界限，主要得出如下結論和認識。

（1）無固相有機鹽壓井液在地層壓力系數≥1.2的裂縫型儲層，壓力系數≥1.0的中孔中滲、高孔高滲儲層效果顯著，產能恢復率均在90.0%以上。但針對地層壓力系數<1.2裂縫型，以及強水敏儲層，漏失率高，適用性差。

（2）防水鎖樹脂壓井液在壓力系數>0.8的低孔低滲儲層，壓力系數>1.0的中孔中滲、強水敏儲層以及壓力系數>1.0的裂縫型儲層，效果較好。但針對壓力系數<0.8的低孔低滲、壓力系數<1.0裂縫型儲層，壓井液漏失嚴重，復產困難。

（3）暫堵型凝膠壓井液主要適用于地層壓力系數0.8～1.0的裂縫性、壓力系數0.5～1.0的中孔中滲、高滲儲層。

（4）低密度泡沫壓井液主要適用于地層壓力系數<1.0的中孔中滲和低孔低滲儲層。

修井液是油氣田開發經常用到的工作液，其使用量較大，如果修井液選用合理，不僅可以節省大量的成本，而且對儲層也進行了有效的保護，可以說無固相有機鹽、防水鎖樹脂、暫堵型凝膠、低密度泡沫、防水鎖防膨射孔液為主體的氣井修井液體系的研發，對國內外凝析氣藏的高效開發有重要的參考價值和經濟價值，其推廣前景和應用很好。

參考文獻

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