川西氣田含油氣井生產(chǎn)維護治理技術(shù)

許 劍 趙哲軍 朱 江 張 強 龔云洋

（1.中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000；2.中國石化西南油氣分公司采氣三廠，四川 德陽 618000）

0 引言

川西氣田含油氣井主要分布在四川盆地川西坳陷中段東部斜坡，其主力產(chǎn)氣層為侏羅系沙溪廟組，該氣藏為復(fù)雜構(gòu)造背景下的窄河道致密砂巖氣藏，具有低孔低滲、儲層厚度薄、氣水分布復(fù)雜、非均質(zhì)性強等地質(zhì)特征［1］。氣藏普遍產(chǎn)凝析油，隨著氣井壓力降低，儲層反凝析油、水鎖傷害等問題突出，隨著氣井產(chǎn)量遞減，攜液能力減弱，井筒積液、井筒堵塞等問題逐漸顯現(xiàn)。

1 含油氣井面臨的主要難題

東坡沙溪廟組儲層孔隙度平均值為8.3%，滲透率平均值為0.11 mD，屬于低孔低滲致密儲層。普遍采用水力壓裂進行儲層改造，殘留壓裂液滯留井底，對儲層造成傷害［2］。氣藏有效滲透率低、孔喉窄小，基質(zhì)含水飽和度較大，儲層敏感性較強，為凝析油堵塞、水鎖提供了有利條件［3］。東坡沙溪廟組含油氣井60%以上的氣井存在井筒積液，對產(chǎn)層造成回壓，增大氣井生產(chǎn)壓差，影響氣井產(chǎn)量。另外，含油氣井井筒存在石蠟、鉆井液、壓裂殘渣等混合物，其黏性大，容易堵死氣流通道，影響氣井的正常生產(chǎn)［4］。

2 儲層傷害治理

川西含油氣井儲層傷害主要原因是生產(chǎn)制度控制不合理，導(dǎo)致凝析油過早析出，生產(chǎn)后期水鎖加劇了儲層傷害［5］。為此，主要從兩方面入手開展生產(chǎn)異常井治理，一是合理控制生產(chǎn)制度，盡量在儲層凝析油析出前最大限度地采出天然氣，二是采用化學(xué)藥劑解除儲層內(nèi)液鎖、固相顆粒堵塞等，提高氣相滲透率［6］。

2.1 生產(chǎn)制度控制法

東坡沙溪廟氣藏部分井因為生產(chǎn)制度不合理，導(dǎo)致氣井生產(chǎn)無穩(wěn)產(chǎn)期，投產(chǎn)后壓力、產(chǎn)量直線下降至廢棄壓力生產(chǎn)階段，極大地降低了氣井采出程度，增加了后期維護成本［7］。通過對中江氣田氣井配產(chǎn)大小與穩(wěn)產(chǎn)能力統(tǒng)計得到，“配產(chǎn)越高，穩(wěn)產(chǎn)期越短，壓力遞減越快，穩(wěn)產(chǎn)期的產(chǎn)量貢獻率越低”，見圖1。

圖1 東坡沙溪廟組氣藏配產(chǎn)大小與穩(wěn)產(chǎn)關(guān)聯(lián)圖

生產(chǎn)過程中要合理控制采氣速度，在露點壓力以上獲得更大的采出程度，防止壓降過快在近井帶出現(xiàn)凝析油堆積，影響氣井生產(chǎn)。出現(xiàn)反凝析傷害，不要輕易關(guān)井復(fù)壓，或者放大產(chǎn)量生產(chǎn)，應(yīng)當(dāng)適當(dāng)調(diào)小生產(chǎn)壓差，地層壓力恢復(fù)到一定程度后可在一定程度上改善反凝析傷害程度。為了保障氣井產(chǎn)在穩(wěn)產(chǎn)期較多的產(chǎn)出，減少后期維護成本，推薦川西含油氣井配產(chǎn)合理制度，氣井測試絕對無阻流量大于10×104m3／d，配產(chǎn)范圍為2×104m3／d至5×104m3／d；絕對無阻流量在5×104m3／d至10×104m3／d，配產(chǎn)范圍應(yīng)在1.5 × 104m3／d至2 × 104m3／d；絕對無阻流量小于5×104m3／d，配產(chǎn)范圍應(yīng)小于1.5 × 104m3／d。

2.2 化學(xué)藥劑解除法

以解除液鎖、固相微粒為目的，研發(fā)一套含氟碳表面活性劑的解液鎖劑，該藥劑在降低表面張力和毛線管壓力方面性能優(yōu)越，巖心驅(qū)替啟動壓力可降低58.8%，滲透率提高2.47倍，解除水鎖作用明顯，藥劑與地層水配伍性較好。開展了2口井儲層傷害治理，主要針對生產(chǎn)中后期氣井發(fā)生水鎖、油堵以及泡排乳化液堵塞導(dǎo)致的氣井產(chǎn)量下降問題開展治理，施工后兩口井產(chǎn)量上漲了10%～30%，措施有效期為6～7個月，累計增產(chǎn)30×104m3，取得了一定的增產(chǎn)效果。

3 井筒排液

川西含油老井主要采用泡排、車載氣舉、柱塞氣舉、鄰井氣舉等排采工藝。其中泡排排水成本最低，經(jīng)濟效益最明顯，占維護措施的83%。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，產(chǎn)出液中凝析油占比大于20%氣井的泡排效果不佳［8］，為提升泡排效果，形成了以下技術(shù)對策。

3.1 起泡劑優(yōu)選及加注

借助泡排流動性評價實驗，優(yōu)選了抗油泡排劑，形成了起泡劑加注公式，見式（1），現(xiàn)場試驗產(chǎn)氣量增加超過20%，產(chǎn)液量增加超過40%，泡排提效明顯。

式中，Z為泡排劑加注量，m3；X為井筒中水的體積，m3；Y為井筒中油的體積，m3。

3.2 加注方式優(yōu)化

針對含油氣井井筒存在油水分層現(xiàn)象，常規(guī)環(huán)空泵注起泡劑起效慢，與凝析油混合后會造成乳化，藥劑利用率低［9］。含油氣井毛細管泡排室內(nèi)評價實驗，采用毛細管將起泡劑加注到油水界面以下，能夠加快氣井出液，提高起泡劑攜液量。油管投泡排棒造成油管內(nèi)泡排劑濃度過高，泡排棒落在液面較深處攪動弱，起泡性變差，設(shè)計不同密度泡排球，通過調(diào)整密度，能夠保證積液段泡排劑相對均勻分布，而且泡排球的通過性好，能夠通過滑套到達水平段，對深層次排除積液有一定功效。2017年開展了3口井40余井次變密度泡排球現(xiàn)場試驗，其中GS301-3井泡排效果好于液體泡排劑，產(chǎn)量提高了24%，總共增產(chǎn)近5×104m3。

4 井筒解堵

為了分析含油氣井井筒堵塞物類型，開展井筒和地面取樣全分析，地面油樣組分分析，石蠟成分占11.78%，實驗發(fā)現(xiàn)川西氣田石蠟溶解溫度為46℃，在井筒1 500 m以上存在析出的條件。對地面油嘴返出物進行取樣化驗，堵塞物主要為Fe2O3、SiO2、Cr2O3、SO3、Al2O3、BaO、CaO、MgO、Na2O、K2O、MoO3、MnO3等。井筒堵塞物主要有鉆井液、壓裂砂、壓裂殘渣、乳化凝析油、膠質(zhì)、蠟質(zhì)等。通過采用“泡排劑+槽車氣舉”、“解堵劑+槽車氣舉”、“解堵劑+車載氣舉”、“解堵劑+提噴”的方式，2017年以來成功開展了20余口井的解堵施工，實現(xiàn)經(jīng)濟效益400余萬元。

5 結(jié)論

1）川西含油氣井儲層傷害治理措施有3種，一是投產(chǎn)初期合理配產(chǎn)，提高露點壓力以上的天然氣采出程度；二是生產(chǎn)中期保持氣井平穩(wěn)生產(chǎn)，盡量避免關(guān)井復(fù)壓和提產(chǎn)，降低儲層反凝析傷害程度；三是生產(chǎn)后期可采用化學(xué)藥劑有助于解除儲層傷害。

2）由于凝析油具有消泡性，泡沫排水的效果變差，通過優(yōu)選泡排劑、優(yōu)化泡排加注量，組合多種泡排方式，能夠大幅提升泡排效果，有助于緩解井筒積液問題。

3）川西含油氣井井筒堵塞主要有鉆井液、壓裂砂、壓裂殘渣、乳化凝析油、膠質(zhì)、蠟質(zhì)等，通過“解堵劑+氣舉”、“解堵劑+提噴”等措施能夠成功解決井筒堵塞問題。