高溫高壓凝析氣藏井筒結(jié)垢及除垢研究

姚茂堂 劉舉 袁學(xué)芳 吳紅軍 黃龍藏 彭芬

中國(guó)石油塔里木油田分公司油氣工程研究院

1 高溫高壓凝析氣藏迪那區(qū)塊概況

迪那2氣田位于新疆庫(kù)車縣境內(nèi)，是一個(gè)邊水層狀凝析氣藏。目的層為下第三系砂巖的蘇維依組和庫(kù)姆格列木群，巖性以褐色粉砂巖、細(xì)砂巖為主，屬于低孔低滲～特低滲儲(chǔ)層。氣藏中部深度5 137.9 m，原始地層壓力為105.4 MPa，地層溫度為131 ℃。天然氣平均相對(duì)密度為0.638，甲烷、重?zé)N(C2+)、N2、CO2平均摩爾分?jǐn)?shù)分別為87.72%、9.81%、1.46%和1.01%，不含H2S。地層水相對(duì)密度1.087，總礦化度1.3×105～1.5×105mg/L，水型為CaCl2，儲(chǔ)層平均露點(diǎn)壓力42.5 MPa。

迪那2氣藏共25口生產(chǎn)井，只有4口邊部的井明顯產(chǎn)地層水，產(chǎn)水量7.5～90.7 t/d；但76%的生產(chǎn)井出現(xiàn)井筒結(jié)垢堵塞的問(wèn)題，導(dǎo)致油壓和產(chǎn)量大幅下降，井筒結(jié)垢堵塞嚴(yán)重影響迪那2凝析氣藏的正常生產(chǎn)。

2 井筒結(jié)垢分布規(guī)律研究

2.1 井筒精確分段取樣

井筒結(jié)垢通常比較致密而牢固，生產(chǎn)過(guò)程中不能被油氣攜帶出井筒，須實(shí)施井筒疏通作業(yè)才能取到樣品。連續(xù)油管疏通井筒堵塞是國(guó)內(nèi)外目前比較常用的技術(shù)，由于井筒堵塞位置的不確定性和井筒疏通瞬間油壓會(huì)突然增加，施工過(guò)程中須帶壓作業(yè)，只能從帶壓的除砂器取樣。取樣須倒換除砂器，開(kāi)關(guān)閘閥較多，現(xiàn)場(chǎng)通常都是當(dāng)除砂器被充滿后，再倒換除砂器進(jìn)行取樣，無(wú)法確定取到樣品的精確位置，所以難以研究井筒結(jié)垢的分布規(guī)律。

綜合考慮除砂器容積、油管直徑、施工成本、施工安全等因素，制定了連續(xù)油管作業(yè)過(guò)程中的現(xiàn)場(chǎng)取樣要求(見(jiàn)圖1)，在堵塞段每30 m取樣1次(不足30 m單獨(dú)取樣1次)，每次取樣前循環(huán)2周以上。

目前，根據(jù)井筒堵塞程度及除砂器的憋壓情況，按照分段取樣要求取樣2井次，返出物狀況見(jiàn)表1和圖2。

迪那A井的井筒深度為4 926 m，井筒變徑最大位置為油管底部的球座，深度為4 684 m，取樣共分4段：①0～4 603 m，非常暢通，無(wú)堵塞物返出；②4 603～4 674 m，部分井段輕微堵塞，返出灰褐色片狀堵塞物4 L，最大厚度為1.13 mm；③4 674～4 698 m，堵塞嚴(yán)重，返出灰褐色片狀物13 L，最大厚度為5.04 mm；④4 698～4 926 m，部分井段輕微堵塞，返出灰褐色片狀物2 L，最大厚度為3.46 mm。

迪那B井的井筒深度為5 010 m，井筒變徑最大位置為油管底部的球座，深度為4 676 m，取樣共分3段：①0～4 666 m，非常暢通，無(wú)堵塞物返出；②4 666～4 682 m，嚴(yán)重堵塞，返出灰褐色片狀堵塞物16 L，最大厚度為4.06 mm；③4 682～5 010 m，部分井段輕微堵塞，返出灰褐色片狀物4 L，最大厚度為3.02 mm。

表1 分段取樣井統(tǒng)計(jì)迪那A井迪那B井深度/m體積/L顏色最大厚度/mm深度/m體積/L顏色最大厚度/mm0～4 60300～4 6664 603～4 6744灰褐色1.134 674～4 69813灰褐色5.044 666～4 68216灰褐色4.064 698～4 9262灰褐色3.464 682～5 0104灰褐色3.02

2.2 堵塞物成分分析

為了使分析結(jié)果準(zhǔn)確，采取“宏觀+微觀”的分析方法，利用鹽酸溶蝕率定性確定酸溶物和酸不溶物的含量，X-衍射定量分析樣品的組分及含量。分析結(jié)果見(jiàn)表2。迪那A井各井段的組分及含量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))差別不大，CaCO3占38.5%～44.0%，CaSO4占15.5%～24.0%，地層巖石占20.0%～29.5%，NaCl占11.0%～21.0%，BaSO4占0%～4%。迪那B井各井段的組分及含量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))差別也不大，CaCO3占4%～6%，CaSO4占80%～81%，地層巖石占13%～16%。

表2 迪那A井和迪那B井的堵塞物成分分析井號(hào)深度/m酸溶蝕率/%w(CaCO3)/%w(CaSO4)/%w(地層巖石)/%w(NaCl)/%w(BaSO4)/%迪那A井4 603～4 6747544.015.529.516.00.04 674～4 6987942.017.020.021.00.04 698～4 9267238.524.022.511.04.0迪那B井4 666～4 682394.080.016.00.00.04 682～5 010416.081.013.00.00.0

2.3 井筒結(jié)垢分布規(guī)律研究

根據(jù)2口精確分段取樣井的分析研究，2口井都是在井筒變徑最大的位置堵塞嚴(yán)重，其他位置不堵塞或僅輕微堵塞。2口井變徑最大的位置都是球座，即儲(chǔ)層流體從生產(chǎn)套管進(jìn)入油管的端口，生產(chǎn)套管內(nèi)徑∶油管內(nèi)徑≈5∶2。球座附近的堵塞物主要為無(wú)機(jī)垢CaSO4和CaCO3，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為59%～87%；球座附近的結(jié)垢量最多，占整個(gè)井筒結(jié)垢量的68.4%～80.0%；球座附近結(jié)垢的厚度最厚(4.06～5.04 mm)，其他位置為1.13～3.46 mm。

3 凝析水結(jié)垢原因分析

3.1 凝析水中礦物離子來(lái)源分析

由于氣態(tài)水的溶解度非常小，凝析氣藏的生產(chǎn)井在井筒內(nèi)反凝析出的純凝析水礦化度理論上非常低[14]，但迪那2凝析氣藏生產(chǎn)井產(chǎn)出的凝析水礦化度普遍較高，同一單井不同時(shí)間段和不同單井之間的礦化度差異較大，礦化度變化范圍為89.0～9.4×104mg/L。通過(guò)分析認(rèn)為,凝析水中的礦化離子主要來(lái)自于兩個(gè)方面：一是凝析氣藏中的部分原始束縛水轉(zhuǎn)化為可流動(dòng)的地層水；二是凝析水對(duì)儲(chǔ)層流動(dòng)通道內(nèi)填充物的溶解。

(1) 凝析氣藏中的部分原始束縛水轉(zhuǎn)變?yōu)榭闪鲃?dòng)的地層水。凝析氣藏內(nèi)最開(kāi)始是充滿地層水，后期慢慢通過(guò)烴源巖的生烴、排烴作用和構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，原始地層水被排擠，油、氣充注儲(chǔ)層，形成凝析氣藏。但凝析氣藏內(nèi)也保留了一定的水分，分別是束縛水和凝析氣內(nèi)混合的氣態(tài)水，束縛水是原始的地層水，礦化度較高，凝析氣內(nèi)混合的氣態(tài)水是原始地層水的水蒸氣，礦化度較低[15-18]。迪那2凝析氣藏平均束縛水飽和度為33%，原始水氣比理論上約為0.03 m3/104m3，地層水的總礦化度為1.3×105～1.5×105mg/L。隨著氣藏的不斷開(kāi)發(fā)，地層壓力不斷降低，凈上覆巖層壓力不斷增加，巖石受到的壓實(shí)作用慢慢增強(qiáng)，巖石孔隙度逐漸減小，儲(chǔ)層含水飽和度隨之變大[19]。當(dāng)儲(chǔ)層含水飽和度大于儲(chǔ)層的束縛水飽和度時(shí)，部分原始的束縛水變成可流動(dòng)地層水，隨凝析氣一起產(chǎn)出。迪那2氣田原始地層壓力105.4 MPa，目前地層壓力為81.4 MPa，凈上覆巖層壓力增加24 MPa，孔隙度降低約1.2%[18]，含水飽和度增加0.4%，即0.4%的原始束縛水變成了可流動(dòng)地層水。實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，近井附近的壓降更大，近井附近轉(zhuǎn)變成可流動(dòng)地層水的原始束縛水更多。

(2) 部分凝析水對(duì)儲(chǔ)層流動(dòng)通道內(nèi)填充物的溶解。生產(chǎn)過(guò)程中由于出砂、結(jié)垢等各種因素導(dǎo)致井筒和近井附近堵塞，使近井附近的地層壓力低于凝析氣藏的露點(diǎn)壓力，在近井附近發(fā)生反凝析。析出的凝析水礦化度非常低，但流動(dòng)過(guò)程中會(huì)慢慢溶解儲(chǔ)層內(nèi)的填充物，礦化度逐漸增加。迪那2氣藏平均露點(diǎn)壓力為42.5 MPa。根據(jù)13口堵塞井的井底流壓統(tǒng)計(jì)顯示，有7口井的井底流壓低于42.5 MPa，在29.1～39.4 MPa之間，這些井在堵塞后近井附近會(huì)出現(xiàn)不同程度的反凝析。迪那2氣藏儲(chǔ)層的填隙物含量占巖石總質(zhì)量分?jǐn)?shù)的10%以上，且分布不均勻，局部可達(dá)30%以上。填充物主要是膠結(jié)物、泥質(zhì)雜質(zhì)及鐵泥質(zhì)雜質(zhì)，膠結(jié)物以碳酸鹽居多，偶見(jiàn)少量膏質(zhì)、硅質(zhì)膠結(jié)物。迪那2氣藏析出的凝析水會(huì)溶解部分儲(chǔ)層充填物，導(dǎo)致凝析水的礦化度有一定的增加。同時(shí)，迪那2氣藏儲(chǔ)層黏土礦物絕對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為9.7%，黏土礦物中以伊利石、綠泥石和伊/蒙混層為主，水敏程度為中等偏強(qiáng)，析出的凝析水導(dǎo)致黏土礦物膨脹，使孔隙度減小，讓更多的原始束縛水轉(zhuǎn)變?yōu)榭闪鲃?dòng)的地層水。

3.2 凝析水結(jié)垢過(guò)程分析

從上述的結(jié)垢規(guī)律研究發(fā)現(xiàn)，井筒結(jié)垢主要發(fā)生在井筒變徑的局部位置。按照現(xiàn)有的地層水結(jié)垢原理認(rèn)識(shí)，變徑位置結(jié)垢主要是由于節(jié)流導(dǎo)致溫度和壓力快速下降，地層水溶解度降低，從而產(chǎn)生結(jié)垢。但是凝析水量小，礦化度較低，且分散在凝析氣中，節(jié)流對(duì)氣體的溫度和壓力影響相對(duì)較小，礦化度的減小和形成的垢量有限。結(jié)合迪那2氣藏井筒結(jié)垢位置的內(nèi)徑變化、渦流的形成條件、渦流對(duì)混合流體流態(tài)和物態(tài)的影響，認(rèn)為凝析氣藏凝析水在井筒變徑位置結(jié)垢的過(guò)程為[20-24]：①井筒內(nèi)徑變化最大位置為油管底部，生產(chǎn)套管和油管直徑主要為177.8 mm和88.9 mm，生產(chǎn)套管內(nèi)徑∶油管內(nèi)徑≈5∶2，流體從生產(chǎn)套管進(jìn)入油管時(shí)，由于截面、流動(dòng)方向的急劇變化，流體摩擦和碰撞都會(huì)急劇增加，從而形成渦流；②氣液兩相在渦流中由于離心力的差異，氣液分離，氣體盡量靠近井筒中心以氣柱的形式流動(dòng)，大部分液體以液膜(液滴)的形式暫留在油管內(nèi)壁，由于撞擊的作用，油管內(nèi)壁的液相在變徑處的停留時(shí)間會(huì)增加；③變徑附近仍然處于高溫、高壓條件下，油管內(nèi)壁上的液膜(液滴)又會(huì)蒸發(fā)，但液膜(液滴)中的礦物離子幾乎不蒸發(fā)，從而產(chǎn)生結(jié)垢(鹽析)。

4 除垢措施研究及應(yīng)用

迪那2高溫高壓凝析氣藏井筒結(jié)垢集中在油管底部，主要為CaSO4和CaCO3垢。通過(guò)酸溶實(shí)驗(yàn),發(fā)現(xiàn)堵塞物在鹽酸體系(9%(w)HCl)中的溶蝕率為39%～79%，在土酸體系(9%(w)HCl+1%(w)HF)中的溶蝕率為60%～82%。結(jié)合迪那2區(qū)塊所用油管為13Cr和儲(chǔ)層溫度的實(shí)際情況，在土酸中添加13Cr油管專用緩蝕劑和其他添加劑后，靜態(tài)腐蝕速率(90 ℃)和動(dòng)態(tài)腐蝕速率(120 ℃)分別為1.5 g/(m2·h)和8 g/(m2·h)，達(dá)到一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)[25]。所以，提出對(duì)堵塞井實(shí)施土酸小型、低排量酸化，可實(shí)現(xiàn)井筒高效、安全解堵。

現(xiàn)場(chǎng)處理14口井，酸液用量20～60 m3，施工排量0.5～1.5 m3/min,解堵前日產(chǎn)氣無(wú)阻流量為16.6×104～154.0×104m3,平均為76.9×104m3；解堵后為60.2×104～260.4×104m3，平均為150.3×104m3，日產(chǎn)氣無(wú)阻流量增量為35.7×104～141.1×104m3，平均為73.4×104m3，效果非常顯著。

5 結(jié)論

(1) 迪那2高溫高壓凝析氣藏井筒凝析水結(jié)垢主要分布在井筒變徑的局部位置，該處垢量大、厚度大，垢的主要成分為CaSO4和CaCO3，占井筒堵塞物總質(zhì)量分?jǐn)?shù)的59%～87%。

(2) 迪那2高溫高壓凝析氣藏凝析水在井筒變徑位置結(jié)垢的原因：一方面是部分束縛水轉(zhuǎn)變?yōu)榭闪鲃?dòng)地層水和部分充填物溶解，提供了礦物離子；另一方面是井筒變徑的渦流作用使凝析水在油管內(nèi)壁聚集和再蒸發(fā)，提供了結(jié)垢條件。

(3) 在迪那2高溫高壓凝析氣藏實(shí)施了14口井的土酸酸化解堵，解堵后日產(chǎn)氣無(wú)阻流量平均增量為73.4×104m3，效果顯著。