羅 偉，林永茂，董海峰，伍 強

(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)

元壩氣田是中國石化繼普光氣田之后，在四川盆地發(fā)現(xiàn)的又一個千億立方儲量的大型海相氣田，具有埋藏深、高溫、高壓和高含硫等特點，屬于典型的“三高”氣藏。投產(chǎn)時為盡可能釋放儲層產(chǎn)能，該氣田86%的井采用了裸眼完井或襯管完井，井壁支撐較弱，酸巖反應(yīng)也降低了近井地帶巖石的膠結(jié)強度，井壁巖屑存在剝落風險[1_4]。同時，隨著生產(chǎn)的進行，井下腐蝕產(chǎn)物、酸化時用的固相暫堵劑、纖維、鉆井液與完井液殘渣、緩蝕劑高溫分解產(chǎn)物及其他入井材料一同返出[5_8]，有機組分與無機物雜質(zhì)混雜，造成了元壩氣田目前多口井出現(xiàn)了井筒有機_無機物堵塞，其中部分井生產(chǎn)過程中油壓快速下降，出現(xiàn)井筒節(jié)流，1口井井筒完全堵死，嚴重制約了氣井的正常生產(chǎn)[9_13]。筆者在分析元壩氣田2口典型井堵塞物成分的基礎(chǔ)上，研制了解堵酸液，研究了配套解堵工藝，形成了超深高含硫氣井井筒堵塞物清除技術(shù)，保障了元壩氣田的平穩(wěn)生產(chǎn)及產(chǎn)量任務(wù)的順利完成，也可為同類氣井井筒解堵提供技術(shù)參考。

1 元壩氣田井筒堵塞情況統(tǒng)計

元壩氣田生產(chǎn)過程中8口井共發(fā)生了18井次井筒堵塞(見表1)，其中元壩102_1H井完全堵死，其余井形成了井筒節(jié)流。從完井方式看，采用裸眼完井的氣井更容易發(fā)生井筒堵塞，該氣田采用裸眼完井的9口井在投入生產(chǎn)后，有6口井發(fā)生了井筒堵塞。

表1元壩氣田井筒堵塞情況統(tǒng)計

Table1StatisticsonthewellboreblockageofYuanbaGasField

井號堵塞類型堵塞時間堵塞位置/m形成特點是否堵死完井方式元壩29_1復合堵塞生產(chǎn)過程中緩慢型否裸眼完井元壩27_3H復合堵塞生產(chǎn)過程中6 380.00緩慢型否裸眼完井元壩102_1H復合堵塞生產(chǎn)過程中6 460.00突然型是裸眼完井元壩1_1H復合堵塞環(huán)空加注保護液后緩慢型否裸眼完井元壩102_3H復合堵塞生產(chǎn)過程中緩慢型否裸眼完井元壩205_1復合堵塞生產(chǎn)過程中緩慢型否襯管完井元壩103_1H復合堵塞生產(chǎn)過程中緩慢型否裸眼完井元壩204_2復合堵塞生產(chǎn)過程中緩慢型否射孔完井

2 堵塞物成分分析

為了弄清堵塞物成分及來源，進而制定針對性的解堵措施，分析了堵塞物的成分。

現(xiàn)場分別對元壩27_3H井和元壩102_1H井的堵塞物樣品進行成分分析，包括元素分析、無機成分XRD分析、有機成分IR分析、熱重分析及堵塞物樣品在酸液和乙醇中的溶解性分析，結(jié)果表明，元壩27-3H井堵塞物以有機物為主，元壩102_1H井堵塞物以無機物為主。因此，以這2口井為典型井分析堵塞物成分，明確堵塞物樣品中有機組分和無機組分的含量，為研制解堵酸液和制定解堵工藝提供依據(jù)。

2.1 元素分析

采用掃描電子顯微鏡(SEM)對堵塞物樣品的形貌進行觀察，從樣品放大200倍的SEM形貌圖(見圖1)可以看出，元壩27-3H井和元壩102_1H井堵塞物樣品粒度分布基本均勻。

采用X射線能譜儀(EDS)對堵塞物樣品進行元素分析，從分析結(jié)果(見表2)可以看出，2口井堵塞物元素均以C、O、S、Fe為主，而元壩102_1H井堵塞物含Cr和Ni等金屬元素，可能與該井鉆磨解堵時磨損油管有關(guān)。

表2 堵塞物樣品元素分析結(jié)果Table 2 Element analysis results of blockage samples

2.2 無機成分XRD分析

采用粉末X射線衍射儀(XRD)分析堵塞物樣品的無機成分，從分析結(jié)果中可知，元壩27_3H井堵塞物的無機成分以黃鐵礦(FeS2，占86.53%)和石灰石(CaCO3，占13.47%)為主，而元壩102_1H井堵塞物的無機成分以石灰石(CaCO3，占76.93%)、重晶石(BaSO4，占17.55%)和地層微粒(SiO2，占5.52%)為主。其中，F(xiàn)eS2來源于巖石礦物組分或者井下金屬管材與硫化氫的反應(yīng)產(chǎn)物；CaCO3來源于巖石礦物組分或者酸化時添加的暫堵劑；BaSO4來源于鉆井液中添加的加重劑；SiO2來源于巖石礦物。

2.3 有機成分IR分析

采用紅外光譜儀(IR)分析堵塞物樣品的有機成分，從IR分析圖譜(見圖2)可以看出，對于元壩27_3H井堵塞物，2 901 cm-1為-CH2的伸縮振動吸收峰，初步判斷為重烴組分，可能為鉆井液中SMC(磺化褐煤)、SMP_2(磺化酚醛樹脂)、SPNH(磺化褐煤樹脂)、DR_8(煤樹脂類降濾失劑)、RH_220(液體潤滑劑)和暫堵用的纖維等有機物在高溫下的分解產(chǎn)物;同時,該井堵塞物樣品在室內(nèi)加熱到100 ℃以上后和瀝青類產(chǎn)品形貌相似。對于元壩102_1H井堵塞物，從有機基團的結(jié)構(gòu)推斷有曼尼烯堿結(jié)構(gòu)單元和醛類結(jié)構(gòu)單元，這2種物質(zhì)可能為緩蝕劑高溫分解后的主要成分。

圖2 元壩27_3H井和元壩102_1H井的堵塞物樣品有機成分IR圖譜Fig.2 IR spectrum of organic components of blockage samples from Well YB27-3H and Well YB102-1H

2.4 熱重分析

采用熱重分析儀對堵塞物樣品進行熱重分析，得到2口井的樣品損失質(zhì)量與溫度的關(guān)系曲線(見圖3)。從圖3可以看出，溫度從230 ℃升至510 ℃時，元壩27_3H井堵塞物樣品質(zhì)量從11.995 5 mg降至5.561 1mg，樣品質(zhì)量損失6.434 4 mg，質(zhì)量變化率為53.64%，說明堵塞物樣品中的有機物占53.64%；溫度從130 ℃升至380 ℃時，元壩102_1H井樣品質(zhì)量從8.501 0 mg降至7.951 0 mg，樣品質(zhì)量損失0.550 0 mg，質(zhì)量變化率為6.47%，說明堵塞物樣品中的有機物占6.47%。

圖3 元壩27_3H井和元壩102_1H井的堵塞物樣品質(zhì)量與溫度的關(guān)系Fig.3 Relationship between weight loss and temperature of blockage samples from Well YB27-3H and Well YB102-1H

2.5 堵塞物樣品在酸液和乙醇中的溶解性分析

將堵塞物樣品分別置于10%的鹽酸和有機溶劑(乙醇)中反應(yīng)1 h，反應(yīng)結(jié)果如圖4和圖5所示。元壩27_3H井的堵塞物樣品加入乙醇中立即發(fā)生快速溶解現(xiàn)象，且溶液的顏色由無色快速變?yōu)榈S色;而該井堵塞物樣品與鹽酸反應(yīng)緩慢，1 h后溶液表面仍有黑色漂浮物存在。元壩102_1H井的堵塞物樣品加入鹽酸后迅速反應(yīng)，并釋放出大量氣體，顆粒狀堵塞物表面被反應(yīng)生成的氣泡包圍；而該井堵塞物樣品置于乙醇中攪拌后靜置，反應(yīng)微弱，乙醇溶液呈透明狀。

圖4 元壩27_3H井的堵塞物樣品在鹽酸和乙醇中反應(yīng)1 hFig.4 Reaction of the blockage sample from Well YB27-3H in HCl and ethanol for 1 h

圖5 元壩102_1H井的堵塞物樣品在鹽酸和乙醇中反應(yīng)1 hFig.5 Reaction of the blockage sample from Well YB102-1H in HCl and ethanol for 1 h

取出反應(yīng)后的剩余樣品干燥測其質(zhì)量，計算樣品在2種溶液中的溶解率，結(jié)果見表3。元壩27_3H井的堵塞物樣品在10%鹽酸中的溶解率僅為14.29%，而在乙醇中的溶解率為50.87%，說明樣品中可溶性有機物含量較高，對于此類堵塞，通過泵注有機解堵劑容易解除；元壩102_1H井的堵塞物樣品在10%鹽酸中的溶解率為36.61%，而在乙醇中的溶解率僅為5.87%，說明樣品中的無機物含量較高，對于此類堵塞，通過泵注常規(guī)無機酸即可解除。

表3元壩27_3H和元壩102_1H井的堵塞物樣品在鹽酸和乙醇中的溶解率

Table3DissolutionratesofblockagesamplesfromWellYB27-3HandWellYB102-1HinHClandethanol

井號溶液類型堵塞物質(zhì)量/g反應(yīng)前反應(yīng)后溶解率,%元壩27_3H10%鹽酸0.573 10.491 214.29乙醇0.154 50.075 950.87元壩102_1H10%鹽酸20.035 212.699 736.61乙醇20.050 018.873 05.87

3 堵塞物清除工藝

3.1 解堵液設(shè)計

3.1.1 壓井液

元壩長興組氣藏原始地層壓力系數(shù)1.00～1.18，為正常壓力系統(tǒng)，單井累計產(chǎn)氣量達(4～5)×108m3，生產(chǎn)過程中地層壓力衰減，為了防止壓漏地層，采用清水作為壓井液。

3.1.2 沖洗液

沖洗液需要具有耐高溫、低摩阻和攜砂能力強等性能，要求其漏斗黏度達到80 s以上，pH值大于10，設(shè)計采用降阻水作為沖洗液，密度1.0 g/cm3，考慮井筒內(nèi)含有H2S氣體，加入2%的有機除硫劑以降低腐蝕。

3.1.3 解堵液配方

根據(jù)前面堵塞物樣品成分分析結(jié)果，明確了不同氣井之間堵塞成分存在差異，因此分別研制了適用于無機物堵塞為主的無機酸解堵液和適用于有機物堵塞為主的有機酸解堵液。

無機酸解堵液配方為20.0%HCl+5.5%高溫緩蝕劑+1.0%鐵離子穩(wěn)定劑+1.0%助排劑。

有機酸解堵液配方為5.00%鹽酸+9.50%主乳化劑+0.40%助乳化劑+48.00%特效有機溶劑+0.05%有機鹽+7%互溶劑+4.00%高溫緩蝕劑+0.80%鐵離子穩(wěn)定劑+0.05%消泡劑+清水。

3.2 施工工藝

針對井筒節(jié)流、井筒完全堵死等不同的堵塞程度，研究了相應(yīng)的施工工藝。

3.2.1 井筒節(jié)流

1) 無機物堵塞為主的氣井。從井口直接泵注無機酸解堵液，解堵液按照油管鞋以下井筒容積的3倍準備，施工排量控制小于0.4 m3/min，盡量延長解堵液與堵塞點的過液時間。注解堵液結(jié)束后，采用1個油管容積的清水擠注酸液進入地層，清除井筒及近井地帶的酸溶性物質(zhì)。

2) 有機物堵塞為主的氣井。帶球形噴嘴的連續(xù)油管的下放速度控制在10 m/min，避免突遇堵塞點時壓力過大導致連續(xù)油管彎曲變形；探到塞面后，加壓泵注沖洗液，對堵塞點進行沖洗解堵，排量控制在0.3 m3/min；如果泵注沖洗液無法解堵，則加壓泵注有機酸解堵液對堵塞點進行沖洗解堵，排量控制在0.2～0.3 m3/min；若仍然無法解除堵塞點，上提連續(xù)油管至堵塞點以上500.00 m，泵注有機酸解堵液，采用沖洗液將有機酸解堵液頂替出連續(xù)油管管鞋后，再次上提連續(xù)油管1 000.00 m，讓有機酸解堵液浸泡2 h；提出連續(xù)油管，井口泵注無機酸解堵液，用清水擠注所有解堵液進入地層，關(guān)井反應(yīng)4 h，隨后在具備良好放噴條件的情況下放噴排液。

3.2.2 井筒完全堵死

對于井筒完全堵死的情況，完全由地層返出物橋架堆積引起的可能性不大，應(yīng)為金屬硬物與地層雜質(zhì)膠結(jié)在一起形成堵塞，針對該類堵塞，采用如下解堵工藝：1)連續(xù)油管探塞面；2)逐步提高沖洗液排量，最大排量以泵壓不超過50 MPa為限；3)采用連續(xù)油管+螺桿+套銑鞋對堵塞點進行鉆磨；4)根據(jù)堵塞物成分，選擇相應(yīng)解堵液類型；若溝通堵塞，則將解堵液擠入地層，否則下連續(xù)油管替出解堵液；5)將連續(xù)油管+鉛模下至遇阻點加壓進行打印；6)電纜測井校深，如果堵塞點位于封隔器之下，采用連續(xù)油管穿孔，溝通油套，進而溝通地層。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

2015年以來，元壩氣田8口井應(yīng)用井筒堵塞物清除技術(shù)進行解堵，成功率100%，日增產(chǎn)氣量316×104m3，保證了元壩氣田生產(chǎn)任務(wù)的順利完成。其中元壩29_1井、元壩1_1H井、元壩102_3H井、元壩205_1井、元壩103_1H井和元壩204_2井采用無機酸解堵液成功解除了井筒堵塞；元壩102_1H井為井筒完全堵死，現(xiàn)場采用連續(xù)油管沖洗解堵、連續(xù)油管鉆磨、試擠、酸洗、泡酸解堵、鉛模打印、電纜測井測堵點和連續(xù)油管穿孔等一系列措施成功溝通地層；元壩27_3H井前期采用無機酸解堵液解堵效果不夠理想，通過對堵塞物樣品進行成分分析，明確了該井堵塞物以有機物為主，采用有機酸解堵液解堵取得了良好效果，下面對元壩27_3H井的解堵施工過程和解堵效果進行分析。

4.1 元壩27_3H井基本情況

元壩27_3H井于2016年11月至2017年8月采用無機酸解堵液進行了4次解堵，解堵后油壓恢復，但有效期僅分別為60，51，73和28 d，維持時間越來越短，2017年9月15日該井油壓再次出現(xiàn)了明顯下降，根據(jù)前期解堵施工數(shù)據(jù)，判斷該井井筒存在1個固定節(jié)流點，每次注無機酸解堵液沖刷均未能完全溶蝕堵塞點，復產(chǎn)后返出物容易再次在該堵塞點處堆積。

4.2 解堵施工過程及效果

根據(jù)對該井堵塞物樣品的成分分析，對該井實施了新的解堵方案，施工過程如下：1)連接入井工具，管串結(jié)構(gòu)為φ44.5 mm連續(xù)油管+環(huán)壓接頭+φ44.5 mm單流閥+φ44.5 mm液壓丟手+φ44.5 mm球形噴嘴；2)采用1400型泵車從油管注入清水壓井；3)連續(xù)油管下至井深6 380.00 m遇阻，加壓10 kN沖洗40 min無進尺，排量0.3 m3/min，泵壓24 MPa，累計泵注沖洗液15 m3；4)井深6 380.00 m加鉆壓10 kN開始泵注有機酸解堵液，排量0.2～0.3 m3/min，泵壓25～42 MPa，解堵液泵出連續(xù)油管管鞋3 m3時懸重恢復正常，表明遇阻點解堵成功，隨后累計泵注有機酸解堵液10 m3；5)倒換地面低壓管線，泵注沖洗液開始頂替，沖洗至井深6 438.00 m(管鞋井深6 408.00 m)；6)上提連續(xù)油管，對6 380.00～6 390.00 m井段進行沖洗；7)邊泵注沖洗液邊上提連續(xù)油管，提至井深5 450.00 m停泵，連續(xù)油管提出井，關(guān)閉采氣樹7號主閘門，拆除井口連續(xù)油管設(shè)備，恢復采氣樹7號主閘頂部蓋板法蘭；8)泵注無機酸解堵液20 m3、頂替清水30 m3，此過程中泵壓由3.4 MPa升至4.7 MPa,隨后降至0再升至2.3 MPa，排量0.3～1.0 m3/min，關(guān)井反應(yīng)；9)油嘴控制放噴排液，點火成功，焰高8～10 m，關(guān)閉采氣樹4號閥關(guān)井，拆除解堵流程管線，恢復采氣樹左翼盲板。

元壩27_3H井經(jīng)過4 d解堵作業(yè)后恢復正常生產(chǎn)，油壓40.8 MPa，產(chǎn)氣量恢復到43×104m3/d，解堵效果顯著。

5 結(jié) 論

1) 元壩氣田堵塞物樣品的成分分析表明，不同氣井之間的井筒堵塞物成分存在差異，有的氣井以有機物堵塞為主，有的氣井以無機物堵塞為主。

2) 元壩氣田井筒堵塞物的無機成分主要為黃鐵礦(FeS2)、石灰石(CaCO3)、重晶石(BaSO4)和地層微粒(SiO2)，主要來源于巖石礦物、鉆井液加重材料和酸化時的暫堵劑；有機成分主要為入井鉆井液、壓裂液與緩蝕劑中的高分子材料在高溫下的分解產(chǎn)物和地層析出的瀝青質(zhì)。

3) 根據(jù)堵塞物成分差異及具體的井筒堵塞程度，分別研制和配套了不同的解堵酸液和解堵工藝，形成了元壩氣田井筒堵塞物解除技術(shù)，元壩氣8口井應(yīng)用該技術(shù)成功解堵。該技術(shù)可在類似超深高含硫氣井中推廣應(yīng)用。