任洪明 張詩通 何澤龍 任洪偉 劉思艷 陳 英

(1. 中國石油西南油氣田分公司川東北氣礦, 四川 達州 635000；2. 中國石油西南油氣田分公司審計中心, 成都 610051；3. 中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦， 重慶 400020)

黃龍00S-E井酸化解堵效果評價

任洪明1張詩通1何澤龍2任洪偉3劉思艷1陳 英1

(1. 中國石油西南油氣田分公司川東北氣礦, 四川 達州 635000；2. 中國石油西南油氣田分公司審計中心, 成都 610051；3. 中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦， 重慶 400020)

針對黃龍00S-E井出現(xiàn)堵塞、氣井產量下降為0的情況，從氣井、氣藏的生產特征、堵塞物取樣、井筒狀況進行深入剖析，采用切實可行的酸化解堵措施，取得了明顯的效果，以期能夠指導其他類似氣井的開發(fā)生產。

生產異常； 堵塞； 技術對策； 效果評價

地層堵塞是由儲層本身潛在的傷害因素和外在因素共同作用的結果。儲層本身的傷害因素包括儲層敏感性礦物、儲滲空間、巖石表面性質及儲層流體性質、儲層溫度、壓力等；而外在因素指的是鉆井、固井、生產及修井等過程中外來流體與巖石或儲層流體的不配伍性、毛細管阻力以及固相顆粒等[1-3]。黃龍00S-E井是川東地區(qū)的一口典型井，在生產過程中出現(xiàn)異常，產量快速下降，油套壓差最高達10.85 MPa，初步判斷為生產管柱堵塞。探尋堵塞原因、制定合理的解堵方案、配置有效的酸液體系對指導川東地區(qū)含硫產水氣井的生產及井下堵塞的預防具有十分重要的意義。本次研究結合實驗研究及生產動態(tài)分析了黃龍00S-E井的堵塞原因，制定了合理的解堵方案、配置了有效的酸液體系，并從井筒完整性管理的角度為川東地區(qū)氣井的生產管理提出了建議及措施，指導氣田下步生產。

1 生產異常情況分析

1.1 生產動態(tài)分析

黃龍00S-E井于2007年10月投產。投產前套壓 25.00 MPa、 油壓27.40 MPa，生產初期套壓26.46 MPa、油壓26.69 MPa；投產前3個月平均日產氣37.2×104m3，最高日產氣41.0×104m3。氣井從2009年6月開始產量一直呈下降趨勢， 2012年12月平均日產氣6.5×104m3。2014年6月該井生產套壓平均為13.78 MPa、生產油壓平均為 2.93 MPa、日產氣3.0×104m3、日產水0.683 m3。2014年7月16日20:30，黃龍00S-E井產量、油壓均突降為0。經(jīng)分析認為該井井下堵塞，已無產能。根據(jù)黃龍場長興組氣藏累計產氣量和地層壓力的關系折算氣藏目前地層壓力為14.42 MPa。截至2014年7月16日氣井累計產氣4.70×108m3、累計產水2 587 m3。

該井生產出現(xiàn)異常后，分別于2014年7月17日和18日進行了2次放空作業(yè)。井底有污物排出，說明井筒內確有異物，堵塞了天然氣通道，影響了天然氣的產出?，F(xiàn)場通過對分離器至井筒分段放空氣流持續(xù)時間長短的分析，初步判斷為油管堵塞，且堵塞段離井口距離非常近。

1.2 堵塞物取樣分析

2014年10月15日，對黃龍00S-E井進行井筒取樣作業(yè)。首先用48 mm通井規(guī)通井至1 994 m處遇阻，上提下放多次后通過；通井至2 650 m處遇阻，上提下放多次后通過；通井至3 218 m處遇阻，上提下放多次，最大懸重250 kg，無法通過，上提通井工具至井口。換取樣工具下放至1 994 m遇阻，上提下放多次后通過；繼續(xù)下放至2 650 m處遇阻，上提下放多次后通過；緩慢下至3 006 m遇阻，上提下放多次，無法通過，最大懸重260 kg。上提工具串至井口，完成施工作業(yè)。本次取樣工具表面黏附有垢物及1塊長約17 cm的金屬片(見圖1)。

對井下取樣進行分析，結果如下：

(1) 外觀及氣味。取樣物為黑色固態(tài)物，含細顆粒，有硫化物臭味。

(2) 無機及有機含量。樣品含大量水且2個樣品含水量不同，實驗室對樣品中的水揮發(fā)后進行了測定。測定各組分的質量分數(shù)，結果顯示：無機物占94%，其中，F(xiàn)e占51.4%(以FeS計，為80.8%)，碳酸鹽占15.2%，酸不溶物占3.1%；有機物占6.0%，其中，石油醚抽提物占3.9%，乙酸乙酯抽提物占1.5%，甲醇抽提物占0.6%。

然后進一步開展溶解試驗。樣品主要為無機物，且主要含大量鐵和部分碳酸鹽。采用15%鹽酸對樣品進行溶解試驗。

試驗條件：1 g樣品+10 mL酸液。

試驗結果：酸液加入垢樣中，樣品易分散，同時放出臭雞蛋氣味(H2S)，并產生小氣泡(見圖2)。將反應杯置于100 ℃電熱板上，酸液反應速度加快，垢樣飄浮于溶液中或貼在燒杯壁上(見圖3)。加入約1 mL互溶劑(按互溶劑與酸液的體積比為1 ∶10加入)。殘余物易從燒杯壁上分離下來且更易分散于溶液中(見圖4)。反應約45 min后過濾分析，酸溶蝕率為85%。

通過溶解實驗，得到如下認識與建議：

(1) 垢樣以無機物為主，含少量有機物。無機物質量分數(shù)為94%，其中，鐵的硫化物及氧化物占76%，碳酸鹽占15%，酸不溶物占3%。

(2) 15%鹽酸對垢樣溶蝕率為85%，但考慮到垢樣中含少量有機物，建議解堵液以鹽酸體系為主，并加入表面活性劑降低界面張力、提高潤濕性。

圖2 樣品加入鹽酸狀態(tài) 圖3 樣品反應10 min后的狀態(tài) 圖4 樣品加入互溶劑后的外觀圖

2 措施制定和實施情況

2.1 主要技術對策和要求

(1) 本井井下堵塞較嚴重。堵塞垢物以無機物為主，含少量有機物。室內溶解實驗結果表明15%鹽酸對堵塞物溶解率可達85%。故施工采用鹽酸作為主體酸液，適當提高酸濃度到20%，可進一步增加解堵效果。

(2) 通井規(guī)下入情況表明氣井可能的堵塞點在1 994、2 650、3 006、3 218 m，故擬采用10.0 m3常規(guī)酸進行油管解堵，采用原井油管注入方式施工。油管控制壓力為70.0 MPa，以0.4～0.5 m3min的小排量注入對油管進行解堵。

(3) 由于油管堵塞嚴重，酸液入井后可能無法進入地層，故施工時先注入3 m3酸液，然后用清水頂替，若液體能進入地層，再注入剩余的7 m3酸液；否則將余下酸液用于回注井回注，結束施工。

(4) 由于黃龍00S-E井已堵塞停產，在解堵過程中井下堵塞逐漸解除，井口壓力可能發(fā)生突變，并伴隨天然氣上竄，應做好應急預案及防護措施，確保作業(yè)安全可控。

(5) 由于垢物、其他異物堵塞，入井液可能無法進入井底，導致注入壓力升高。作業(yè)過程中要密切觀察泵注壓力變化，防止超壓。特殊情況下經(jīng)甲方同意，可結束解堵工作。

2.2 施工過程

2015年3月19日，對黃龍00S-E井進行井筒酸化解堵作業(yè)。施工前關井套壓8.39 MPa、油壓3.50 MPa。用1臺700型壓裂車高擠稀鹽酸。酸液配方：31%鹽酸5.5 m3+鐵離子穩(wěn)定劑0.2 m3+助排劑0.2 m3+黏土穩(wěn)定劑0.2 m3+清水3.9 m3配成20%稀鹽酸10.0 m3。

施工前：2015年3月19日15:30～15:35，井口節(jié)流閥開13～3圈，套壓8.39 MPa，油壓0 MPa，無液，焰高由1.5～2.0 m下降至0.5～0.2 m，關井口節(jié)流閥及生產閘閥。

施工時：2015年3月19日15:40 — 15:52，連接地面高壓管匯，并試壓50.00 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓力未降，壓前測試合格；15:54 — 16:00，用1臺700型壓裂車高擠20%稀鹽酸3 m3，泵壓0 MPa，套壓8.39 MPa，注入速度為0.4 m3min；16:00 — 16:24，頂清水9 m3，泵壓0 MPa，套壓8.24 MPa，注入速度為0.4 m3min；16:10 — 16:33，停泵觀察，泵壓 0 MPa，套壓8.06 MPa，井內有自吸現(xiàn)象；16:35 — 16:44，用1臺700型壓裂車高擠20%稀鹽酸7 m3，泵壓0 MPa，套壓8.06 MPa，注入速度為0.6～0.7 m3min；16:45 — 17:30，頂清水10 m3，泵壓0 MPa，套壓8.06 MPa，注入速度為0.5～0.6 m3min，解堵酸化作業(yè)結束。解堵酸化應排液29 m3。

3 效果評價與認識

(1) 解堵酸化后氣井生產效果良好，取得了明顯的經(jīng)濟效益。氣井于2015年3月19日完成施工，氣井酸化解堵前油壓3.49 MPa、套壓8.38 MPa。3月20日解堵酸化后油壓7.46 MPa、套壓7.67 MPa，油套壓幾乎持平，并于3月20日11:15開井復產。初期產量控制在5.5×104～6.0×104m3d，后經(jīng)4次提產，日產氣量穩(wěn)定在12.0×104m3。截至2015年10月底累計排液217 m3，累計增產天然氣 2 715.6×104m3；而該井采用的修井措施費用僅 53萬元。根據(jù)氣井目前的生產情況預測該井還將繼續(xù)保持12.0×104m3d的生產能力，經(jīng)濟效益十分顯著。

(2) 氣井井筒作為氣田開發(fā)完整性管理的一部分，應從氣井完井時就充分考慮氣井后期生產的需要。對于中低含硫的氣井，在氣井完井時應盡量取出封隔器和射孔槍，以免造成氣井加注緩蝕劑和其他化學藥劑時造成堵塞。

(3) 黃龍00S-E井解堵酸化措施的成功，說明只要深化氣井、氣藏動態(tài)認識，制定切實可行的對策措施，將能夠很好地提高氣田開發(fā)的整體效益。

4 結 語

針對氣井出現(xiàn)堵塞的原因進行分析，提出了有效的解決手段，并取得了良好的效果，可以指導解決其他類似異常井的酸化解堵工作。

[1] 黎洪珍,劉暢,梁兵,等.氣井堵塞原因分析及解堵措施探討[J].天然氣勘探與開發(fā)，2010,12(4):45-48.

[2] 《油氣田腐蝕與防腐技術手冊》編委會.油氣田腐蝕與防腐技術手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社,1999:34-46.

[3] 王鳴華.氣藏工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997:66-92.

Evaluation of the Effect of Blocking Acidification of Huanglong 00S-E Well

RENHongming1ZHANGShitong1HEZelong2RENHongwei3LIUSiyan1CHENYing1

(1. Northeast Sichuan Gas Mine, Southwest Oil Gas Branch of PetroChina, Dazhou Sichuan 635000, China;2. Audit Center of Southwest Oil Gas Branch of PetroChina, Chengdu 610051, China;3. Chongqing Gas Mine of Southwest Oil Gas Branch of PetroChina, Chongqing 400020, China)

Because of block in Huanglong 00S-E well, the gas production of this well falls down to zero from the initial production. After a deep analysis of production characteristics of gas well and gas reservoir, blockage sample and the wellbore condition, we adopt acidizing plugging removal technique to achieve good effect. We hope the research results could guide the development and production of other similar gas reservoirs.

abnormal production; block; technical measures; effect evaluation

2016-04-15

中國石油天然氣股份有限公司前期研究項目“川東北部地區(qū)飛仙關組氣藏地質綜合研究及開發(fā)目標優(yōu)選”(西南司計[2015]88號)

任洪明(1970 — )，男，碩士，高級工程師，研究方向為油氣田開發(fā)工程。

TE357.2

B

1673-1980(2017)01-0079-03