尖北氣田高溫深井新型解堵體系研究及應用

施曉雯,郝少軍,李玨琦,周喜元,安小絮,何宏林

1中國石油青海油田公司鉆采工藝研究院 2中國石油青海油田采油三廠 3中國石油青海油田公司勘探開發研究院

0 引言

尖北氣田位于柴達木盆地阿爾金山前東段的尖北斜坡構造，為國內典型的基巖裂縫性儲層，井深最高達到4 800 m，儲層溫度170 ℃，在生產過程中存在儲層壓力系數降低速度快的特點。氣田目前處于勘探開發初期，很多生產性技術問題在全國都沒有成熟的經驗，針對基巖氣藏治理技術的缺乏，對該氣藏各類問題的解決提出了嚴峻的挑戰。

2020年以來，JBH1-3井、JBH1-4井在開展氣井流壓測試過程中遇阻，測試儀器沾滿黑色黏稠物，初步分析是由于井筒存在雜質堵塞、節流，造成油壓及流壓均低于區塊平均值，天然氣產量下降明顯，影響了氣井正常生產及各類測試作業的開展。

國內在油氣井解堵作業方面，目前還沒有針對170 ℃高溫裂縫性基巖氣藏儲層的成熟解堵劑體系及相關解堵工藝。同時，尖北區塊現場解堵作業還需克服儲層壓力系數快速降低可能導致漏失、對儲層造成二次傷害等生產技術難題，本文針對上述難點開展了室內研究。

1 井筒堵塞物成份分析

JBH1-3井井筒堵塞物[1]于2020年5月現場取樣為白色晶體，具有較大的刺激性氣味，可揉碎為粉末狀；2020年6月現場取樣為灰綠色固體。JBH1-4井2020年5月現場測試取樣為黑色黏稠物質。現場取樣物見圖1所示。

圖1 尖北氣田井筒堵塞物現場取樣圖

分析研究顯示得出，該區塊井筒堵塞物有機物成份中聯苯含量90%以上，無機物以儲層出砂為主，如表1所示。現場觀察堵塞物為復雜性質的聯苯包裹儲層產出礦物(巖屑)形成的堅硬的復合物堵塞井筒。

表1 尖北區塊井筒堵塞物化驗結果分析表

2 復合解堵體系室內研究

前期實驗結果表明地層產出的有機物成分主要為聯苯，無機物成分為地層出砂。因此，確定解堵劑研究的思路：通過酸液、堿液體系溶蝕地層出砂破壞堵塞物骨架，有機溶劑吸收釋放出的有機物(聯苯)從而達到解堵井筒堵塞的目的。考慮到儲層壓力降低快，解堵劑體系還需具有低密度、防漏失、防水鎖等性質，避免解堵液漏失進入地層造成二次傷害。

2.1 有機溶劑的選擇

聯苯既不溶于水也不溶于酸堿，僅溶解于部分醇、醚、苯類有機溶劑[2]。而無水乙醇、汽油、石油醚等常規有機溶劑沸點低，在170 ℃高溫氣井使用存在很大的危險性，不宜在現場應用。柴油、酸化互溶劑在100 ℃時恒溫5 h后可溶解部分堵塞物中的有機物質，但不能破壞大塊的顆粒骨架；丙三醇在170 ℃時2 h內可將大塊堵塞物結構破碎，但在150 ℃時既不能破壞堵塞物骨架，也不能溶解堵塞物中的有機物質。因此，室內選擇柴油、酸化互溶劑作為后續實驗中應用的有機溶劑。有機溶劑對堵塞物溶解效果對比圖見圖2所示。

圖2 有機溶劑對堵塞物溶解效果對比圖

2.2 酸液、堿液體系的確定

分別采用酸液、堿液來溶蝕地層礦物質，觀察能否破碎堵塞物骨架結構，達到堵塞物易于排出的目的[3]。

表2、圖3研究結果表明，堵塞物在2%氫氧化鈉中觀察不到明顯的反應現象，不能破壞塊狀堵塞物的骨架結構；而在酸液體系中反應劇烈，產生大量氣泡，且塊狀堵塞物在80 ℃時，10 min即破碎成粉末狀物質，溶蝕率達到40%～66%，可在后續實驗中進一步應用。

表2 酸液、堿液體系對不同形態的堵塞物溶蝕情況表

圖3 酸液、堿液體系對堵塞物溶蝕效果對比圖

2.3 酸液+有機溶劑復合解堵實驗技術研究

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

表3 化學復合解堵液體系對塊狀堵塞物溶蝕情況表

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

圖4 化學復合解堵體系對堵塞物溶蝕效果對比圖

2.4 推薦化學復合解堵劑配方體系

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

室內在主體酸液體系中添加發泡劑，達到降低化學復合解堵劑密度、降低漏失的作用；添加解水鎖劑降低解堵液界面張力，以便漏失入儲層的液體能夠順利返排；添加氯化鉀和酸液緩蝕劑以達到防止黏土膨脹、保護井下管柱不受酸液腐蝕的作用。通過對化學復合解堵劑體系開展了基本性能評價，并對井筒堵塞物解堵效果進一步驗證，結果表明，復合解堵體系密度為0.586 2 g/cm3,界面張力為0.373 mN/m,對N80鋼掛片腐蝕速率為6.14 g/m2·h,對堵塞物溶蝕率為62.16%，滿足現場要求。

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

化學復合解堵劑配比：主體酸液體系∶酸化互溶劑=5∶1。

應用的解堵工藝：化學復合解堵液結合連續油管車以通井方式完成井筒解堵。

3 現場應用

3.1 現場應用實例

采用化學復合解堵液體系在青海油田尖北氣田現場應用2井次，在不動管柱不壓井的情況下，以連續油管車在?50.8 mm油管徑內注入化學復合解堵液+連續油管帶壓沖砂，措施有效率達100%，解堵后2口井恢復產能，并且單井分別日增氣量0.5×104、1.3×104m3[15]。

JBH1-3井現場首先采用連續油管注入清水沖砂液對管柱進行解堵，采用內旋流沖洗工具，邊下邊循環小排量沖洗至4 025 m遇阻，在大排量噴射+管柱加壓1.5 t后無進尺，未能解堵。隨后注入化學復合解堵劑13 m3反應1 h后，4 025 m層段順利解堵；繼續通井至4 067 m再次遇阻，注化學復合解堵液15 m3反應8 h成功解堵，后順利通井至4 860 m，井筒堵塞順利解除。期間使用化學復合解堵液28 m3，解堵液密度控制在0.55～0.6 g/cm3，施工一次成功，JBH1-3井恢復產能，日產氣7.6×104m3，日增氣1.3×104m3。

JBH1-4井兩次流壓測試均在4 110 m遇阻，先期采用連續油管注入清水沖砂液對管柱進行解堵，并輔助氮氣氣舉作業恢復該井產能未能成功。隨后下入連續油管+內連接器+單流閥+旋流噴射工具，邊下邊用化學復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，下放連續油管過程中并未遇到明顯堵塞，施工累計使用化學復合解堵劑15 m3，解堵液密度控制在0.55～0.60 g/cm3，施工一次成功，JBH1-4井恢復產能，日產氣5.05×104m3，日增氣0.5×104m3。

3.2 現場應用認識

(1)研究的化學復合解堵劑可成功解決170 ℃高溫基巖氣藏井筒堵塞物，其存在組分復雜、均一性差、地層壓力低、常規作業漏失量大、作業液返排困難等技術難題，為基巖氣藏井筒復雜堵塞物解堵提出了新的方向。同時相比常規解堵作業平均可縮短工期40 h，節約35%的作業費用，且帶壓作業對儲層傷害小，解堵后能及時恢復氣井產能，可作為青海油田高溫基巖油氣井復雜堵塞化學復合解堵的主要措施。

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

4 結論及建議

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

(2)研發的復合解堵體系，有效解決了現場技術難題，為兩口井的成功復產起到了決定性的作用。