楊青松，楊 飛，任 磊，張 旬，于曉明

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500；2.西安長(zhǎng)慶同欣石油科技有限公司，陜西西安 710000）

靖邊下古氣藏H2S 平均1 426.04 mg/m3，CO2平均4.15%，采用抗硫管材+加注緩蝕劑防腐工藝，加之產(chǎn)水氣井產(chǎn)出水礦化度普遍較高，部分氣井管柱存在著嚴(yán)重的腐蝕和結(jié)垢現(xiàn)象。隨著氣井生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，緩蝕劑裂解殘留物、管柱腐蝕產(chǎn)物、氣井產(chǎn)出液及其他入井劑的共同作用，造成氣井井筒形成有機(jī)或者無機(jī)結(jié)垢，導(dǎo)致油管縮徑、生產(chǎn)摩阻增大，嚴(yán)重時(shí)堵塞井筒無法正常生產(chǎn)。

2000-2022 年靖邊下古井開展通井作業(yè)1 086 口/5 512 井次，其中通井遇阻或遇卡氣井655 口/2 110 井次，占總通井?dāng)?shù)60.31%。從通井情況來看，結(jié)垢物主要集中在油管中下部、油套環(huán)空及近井地帶儲(chǔ)層中；通井遇阻位置主要在2 000 m 以下，尤其是3 000 m 至喇叭口的位置。隨著氣田開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，氣井井筒、近井筒堵塞問題日益凸顯，造成流動(dòng)壓降增加，影響氣井最終采收率。

另外，部分氣井產(chǎn)出地層水或者凝析水，而開發(fā)氣藏屬于低滲致密儲(chǔ)層，且非均質(zhì)性較強(qiáng)，導(dǎo)致儲(chǔ)集巖層含水飽和度增加，儲(chǔ)層滲透率相應(yīng)降低，部分氣井存在著不同程度的反滲吸水水鎖現(xiàn)象，影響到氣井產(chǎn)能的正常發(fā)揮，主要表現(xiàn)在試氣無阻流量折算目前壓力下無阻流量的理論值與實(shí)際產(chǎn)量偏差、產(chǎn)量下降快等。目前氣井井筒及近井地帶儲(chǔ)層解堵逐步成為氣田開發(fā)中后期的常規(guī)維護(hù)措施[1-5]。

1 堵塞物成分分析

近年來，靖邊氣田利用氣井大修作業(yè)、通井、氣井解堵等有利條件，先后對(duì)20 余口氣井井筒內(nèi)結(jié)垢物進(jìn)行取樣分析，逐漸明確了井筒及儲(chǔ)層結(jié)垢物成分及結(jié)垢機(jī)理。

以G1 井為例，該井配產(chǎn)2.0×104m3/d，生產(chǎn)過程中油套壓差達(dá)3.0 MPa，從對(duì)井筒取出物化驗(yàn)結(jié)果來看，該井清出物主要成分為腐蝕產(chǎn)物硫化亞鐵（Fe2+含量達(dá)到16.78%）和緩蝕劑裂解后形成的酸不溶物（含量8.47%），歷年通井結(jié)果顯示，該井多次通井，通井表面較臟，有黑色油污，因此，判斷該井井筒較臟且有結(jié)垢現(xiàn)象。選取三口氣井修井更換油管時(shí)提取的垢樣進(jìn)行實(shí)驗(yàn)分析及X 射線衍射分析，結(jié)果見表1。

表1 井筒結(jié)垢物組成分析結(jié)果 單位：%

從分析結(jié)果來看：

（1）G2 井筒的結(jié)垢物無機(jī)成分主要是FeCO3、Fe2O3和CaCO3，故井筒結(jié)垢物以腐蝕產(chǎn)物為主，其余為除油以外其他有機(jī)物以及采氣過程中由儲(chǔ)層帶來的黏土礦物和一些結(jié)垢產(chǎn)物。

（2）G3 井筒結(jié)垢物中無機(jī)成分主要是FeCO3和FexSy，故井筒結(jié)垢物以腐蝕產(chǎn)物為主，其余為采氣過程中由儲(chǔ)層帶來的黏土礦物、除油以外其他有機(jī)物，僅含有極少量結(jié)垢產(chǎn)物。

（3）G4 井筒結(jié)垢物中無機(jī)成分主要是CaCO3和SiO2，故井筒結(jié)垢物以結(jié)垢產(chǎn)物為主，其余為采氣過程中由儲(chǔ)層帶來的黏土礦物，含有極少量腐蝕產(chǎn)物。這說明在不同的井下環(huán)境井筒所產(chǎn)生的結(jié)垢類型存在較大的差異。

結(jié)合前期開展的紅外色譜分析、氣相色譜對(duì)比分析、X 射線衍射分析結(jié)果，判斷井筒結(jié)垢物主要成分組成為：

（1）有機(jī)成分15%～30%，其余為無機(jī)成分。

（2）有機(jī)成分基團(tuán)與緩蝕劑主要活性基團(tuán)接近，判斷主要為緩蝕劑變性物。

（3）無機(jī)物主要為FeS、FeCO3、CaCO3和少量BaSO4，其中FeS 占90%以上。

2 堵塞機(jī)理分析

2.1 井筒結(jié)垢機(jī)理

從目前的井筒結(jié)垢情況看，結(jié)垢物形成主要有以下幾方面原因。

2.1.1 緩蝕劑的影響 緩蝕劑主要由溶劑（煤油或柴油，體積含量75%～80%）、氣相緩蝕劑（低分子物質(zhì)，體積含量5%）、液相緩蝕劑（高分子物質(zhì)，體積含量20%）組成。加注的緩蝕劑在高溫高壓下可能導(dǎo)致緩蝕劑中的高分子組分性能發(fā)生改變，輕組分不斷揮發(fā)，黏度增加或者其有效成分發(fā)生降解或失效，形成裹夾腐蝕產(chǎn)物和地層砂粒的瀝青狀膠質(zhì)物質(zhì)，這些產(chǎn)物吸附于產(chǎn)層上污染產(chǎn)層，吸附于油管壁上使油管的有效通道變窄。

2.1.2 起泡劑的影響 目前，靖邊氣田氣井加注起泡劑后引起井下結(jié)垢的現(xiàn)象并不普遍，但從國(guó)內(nèi)其他氣田氣井的生產(chǎn)情況看，入井起泡劑若與地層產(chǎn)物發(fā)生反應(yīng)或在高溫情況下發(fā)生性質(zhì)改變，也有可能引起井下結(jié)垢。部分泡排劑在井下壓力溫度作用下，親水基團(tuán)與地層水中的二價(jià)陽(yáng)離子生成鈣皂及鎂皂，聚集在管壁上結(jié)垢管道，另外過期變質(zhì)的泡排劑入井也會(huì)造成井下結(jié)垢。

2.1.3 無機(jī)鹽的影響 地層水中含有大量無機(jī)鹽，流體在進(jìn)入井筒后由于溫度壓力降低造成微溶物質(zhì)的溶解度下降，附著在井筒內(nèi)，日積月累會(huì)產(chǎn)生垢物沉積。

2.1.4 腐蝕產(chǎn)物的影響 靖邊氣田氣井產(chǎn)出流體中含高礦化度水、H2S、CO2等腐蝕性介質(zhì)，形成了一種復(fù)合腐蝕環(huán)境，造成井筒腐蝕結(jié)垢，形成無機(jī)結(jié)垢。

地層產(chǎn)出的地層水加上天然氣高速進(jìn)入井筒油管內(nèi)時(shí)，由于壓力、溫度迅速降低，導(dǎo)致管壁內(nèi)形成凝析水，與天然氣中所含H2S 混合變成弱酸，發(fā)生如下電離反應(yīng)：

由于目前尚無高效率長(zhǎng)時(shí)間防止H2S 腐蝕的緩蝕劑，井筒內(nèi)生成FeS 在天然氣井十分常見，由于FeS 是脆性片狀非保護(hù)性物質(zhì)，它能使金屬腐蝕速率加快，在管道受到振動(dòng)時(shí)會(huì)有大量粉狀和片狀物質(zhì)脫落，與有機(jī)物黏結(jié)形成結(jié)垢物，日積月累最終在井筒內(nèi)堆積形成大量結(jié)成硬塊的FeS 腐蝕產(chǎn)物[6-8]。

2.2 儲(chǔ)層傷害機(jī)理

結(jié)合氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，井筒取樣分析，室內(nèi)巖心模擬，推斷近井地帶堵塞主要存在以下三個(gè)過程：

（1）沉淀析出并附著結(jié)垢：氣井在采氣過程中，高礦化度地層水因地層壓力下降，致使CaCO3、BaSO4溶解度下降，以沉淀方式析出并附著于近井地帶，造成孔喉變小、滲透率下降，離子析出地層水礦化度也隨之下降。

（2）堵塞進(jìn)一步造成水鎖：因孔喉變小，滲透率下降，毛管力變大，液相滯留作用明顯，儲(chǔ)層進(jìn)而發(fā)生水鎖。

（3）壓力進(jìn)一步降低，堵塞、水鎖嚴(yán)重：氣井壓力、產(chǎn)量下降導(dǎo)致攜液、攜固能力下降，井底積液在毛管力作用下會(huì)自吸至井底周圍巖石孔道中，從而影響氣相滲透率，嚴(yán)重時(shí)產(chǎn)生水鎖現(xiàn)象，造成產(chǎn)量異常遞減或大幅下降。

3 低壓氣井解堵工藝

針對(duì)靖邊氣田部分氣井井筒較臟、油套壓差逐漸增大、氣井產(chǎn)能下降快、存在井筒及儲(chǔ)層結(jié)垢趨勢(shì)的問題，對(duì)這類氣井開展油管暫堵分段清洗+近井地帶注氣氣驅(qū)深度解堵工藝試驗(yàn)，通過完善堵塞判識(shí)流程，配套形成氣井解堵藥劑體系，確立改造范圍、用量計(jì)算、工序及加注制度等關(guān)鍵參數(shù)，制定標(biāo)準(zhǔn)作業(yè)程序及技術(shù)要求，保障工藝推廣應(yīng)用，達(dá)到增產(chǎn)增效、預(yù)防氣井結(jié)垢的目的。

3.1 工藝原理

通過井口關(guān)放排液或者井口氣舉排液的方式進(jìn)行積液排液，將井底積液排凈后加注解堵劑進(jìn)行井筒及孔眼清洗（清洗井筒期間嚴(yán)格掌握藥劑反應(yīng)情況，返排時(shí)間，清洗程度），重復(fù)清洗直至井筒及孔眼清洗干凈為止。井筒及孔眼清洗完成后加注滲透率改造劑后通過壓縮機(jī)向井筒注入高壓天然氣，使井底壓力高于地層壓力，確保近井地帶滲透率徹底得到改善。關(guān)井反應(yīng)后進(jìn)行井口放噴，關(guān)井觀察，若仍未達(dá)到預(yù)期效果，則重復(fù)上述操作，提高儲(chǔ)層氣相滲透率，從而達(dá)到恢復(fù)氣井產(chǎn)能的目的。

3.2 解堵劑體系

考慮到氣井垢物中存在無機(jī)垢、有機(jī)垢，應(yīng)用相似相溶原理進(jìn)行室內(nèi)酸性除垢藥劑的配制，同時(shí)為降低混合酸對(duì)管柱的腐蝕作用，優(yōu)選加入了配伍性良好的緩蝕劑。

在現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)過程中發(fā)現(xiàn)返排物中存在體積較大、表面附有瀝青狀、黏度較大的酸不溶有機(jī)質(zhì)垢，返排困難，同時(shí)為中和每次作業(yè)后殘留于井筒內(nèi)壁的酸性解堵劑，配制了一種添加滲透分散劑的堿性除垢藥劑，在作業(yè)中聯(lián)合交替使用（堿性藥劑用于井筒除垢），分散劑可以剝離掉垢表面的芳烴、石蠟、瀝青等酸不溶有機(jī)質(zhì)，拆散骨架后促進(jìn)酸與填充物充分接觸溶解，提高溶垢速率。

滲透率改造劑注入地層后進(jìn)入巖石孔道和縫隙，來降低表面張力和毛細(xì)管力，可以解除水鎖、改善近井地帶滲流條件（表2）。

表2 解堵劑理化性質(zhì)

3.3 解堵劑用量計(jì)算

3.3.1 井筒解堵劑計(jì)算 結(jié)合氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，計(jì)算井筒堵塞物含量，結(jié)合室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果，計(jì)算解堵劑用量。

3.3.1.1 動(dòng)態(tài)油管摩阻系數(shù)計(jì)算：

井底流壓通過靜氣柱“平均溫度及偏差系數(shù)法”進(jìn)行計(jì)算，井口壓力取套壓。

3.3.1.2 理想光油管摩阻系數(shù)計(jì)算：

3.3.1.3 油管縮徑率及堵塞物含量預(yù)計(jì)量計(jì)算：

縮徑率：

3.3.1.4 井筒解堵劑用量計(jì)算 結(jié)合室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果，按照堵塞物與藥劑用量1∶2，酸性與堿性藥劑用量按照1.5∶1.0，計(jì)算井筒解堵劑用量，實(shí)際根據(jù)返排堵塞物情況，可適當(dāng)調(diào)整酸、堿藥劑比例。

3.3.2 儲(chǔ)層解堵劑計(jì)算 酸性藥劑用量按照以下公式計(jì)算，取近井地帶半徑2 m，為防止將孔眼處溶解后垢物擠入地層深處無法返出，注入量略大于計(jì)算量。

若一個(gè)射孔段包含多個(gè)層位，則：

式中：R套-套管半徑；R-注藥半徑；h-下古層位最上部射孔段頂界到人工井底的高度；h射孔段-射孔段涉及層位厚度；h層位-層位厚度；φ射孔段-射孔段涉及層位孔隙度；φ層位-層位孔隙度。

滲透率改造劑用量按照公式（5），取近井地帶儲(chǔ)層酸性藥劑半徑向外延伸1 m 進(jìn)行計(jì)算，現(xiàn)場(chǎng)可根據(jù)改造效果適當(dāng)增加藥劑用量。

實(shí)例計(jì)算：選取G1 井近2 年內(nèi)三個(gè)時(shí)間節(jié)點(diǎn)的數(shù)據(jù)，利用理論公式計(jì)算出井筒摩阻系數(shù)、油管縮徑率及堵塞物預(yù)計(jì)量（表3）。

表3 G1 井歷年井筒摩阻系數(shù)、油管縮徑率、堵塞物預(yù)計(jì)量計(jì)算情況

通過計(jì)算油管中堵塞物預(yù)計(jì)量為3.03 m3。按照堵塞物與藥劑用量1∶2，則解堵劑總用量為6.06 m3。酸性與堿性藥劑用量按照1.5∶1.0，則酸性藥劑用量為3.64 m3、堿性藥劑用量為2.42 m3。

儲(chǔ)層解堵酸性藥劑取近井地帶半徑2 m，計(jì)算用量為8.70 m3，滲透率改造劑用量為10.48 m3，現(xiàn)場(chǎng)可根據(jù)改造效果適當(dāng)增加藥劑用量。

3.4 作業(yè)流程（圖1）

圖1 總體施工流程

3.4.1 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)核實(shí) 作業(yè)前安排倒單量生產(chǎn)72 h，準(zhǔn)確落實(shí)氣井油、套壓、日產(chǎn)氣、日產(chǎn)水量，并取水樣開展水質(zhì)全分析化驗(yàn)（第一次）。

3.4.2 排空井筒積液 先采用井口關(guān)放排液方式，根據(jù)排液情況確定是否進(jìn)行井口氣舉排液，排液方式及積液排空判定條件如下：

3.4.2.1 井口關(guān)放排液 井口放噴時(shí)氣井產(chǎn)氣量穩(wěn)定、連續(xù)產(chǎn)水或間歇性出水，油、套壓差基本保持穩(wěn)定，關(guān)井4～6 h 油、套壓恢復(fù)至基本一致，氣井產(chǎn)液量大于根據(jù)液面折算的井筒積液量，則可判定積液已排空。

3.4.2.2 井口氣舉排液 若采取上述措施排液效果不佳，或未能排通，選擇采取壓縮機(jī)（氮?dú)廛嚕馀e排液。準(zhǔn)備增壓車，連接注氣流程以及井口放噴流程（圖2）。

圖2 井口氣舉流程示意圖

3.4.2.3 油管暫堵+清洗解堵 采取井口小劑量、油管暫堵+多次重復(fù)泵注解堵劑（200～600 升/次，酸性、堿性藥劑交替加注）、關(guān)井反應(yīng)+井口放空的方式進(jìn)行解堵作業(yè)；引入了兩種規(guī)格暫堵棒（圖3），以延緩藥劑下流速度，增加解堵劑與堵塞物作用時(shí)間，實(shí)現(xiàn)逐段解堵目的，同時(shí)可以輔助泡沫排水措施（每加注3 次解堵藥劑后，必須加注1 次泡排劑），必要時(shí)配合氣舉帶液，排出井筒內(nèi)積液、堵塞物等，防止藥劑加量過大造成返排困難、垢物堵塞井筒。

圖3 暫堵棒性能參數(shù)

作業(yè)時(shí)根據(jù)返排情況調(diào)整暫堵棒大小和井筒解堵劑加注量，直到返排液清澈、透光可見為止，氣井放空過程中壓力、產(chǎn)氣量及產(chǎn)水量基本平穩(wěn)，則進(jìn)行井底及近井地帶清洗。同時(shí)作業(yè)時(shí)可根據(jù)藥劑入井后的壓力變化掌握好返排時(shí)間和返排量，加注初期返排量必須大于注入量，出現(xiàn)返排不徹底或返排失敗時(shí)停止加注解堵劑，可從套管加注200～400 L 起泡劑溶液后進(jìn)行氣舉，嚴(yán)禁盲目加注和返排導(dǎo)致井底主產(chǎn)層掩埋，最終造成作業(yè)后反而降產(chǎn)甚至停產(chǎn)。

3.4.2.4 清洗井底及近井地帶 根據(jù)孔眼段厚度計(jì)算所需儲(chǔ)層解堵藥劑量（為防止將孔眼處溶解后垢物擠入地層深處無法返出，注入量略大于計(jì)算量即可），注劑完畢后連通油、套管，將站內(nèi)來氣或氮?dú)饨?jīng)壓縮機(jī)增壓后同時(shí)連續(xù)注入油、套管，直到注氣壓力基本平穩(wěn)，使井底流壓略高于地層壓力后，停止注氣并關(guān)井反應(yīng)20～24 h，進(jìn)行井口放噴，并根據(jù)返排情況判斷是否需要采取連續(xù)氣舉助排。若前期井筒清洗完畢后返排順利，放空期間氣流較好關(guān)井復(fù)壓速度較快，說明儲(chǔ)層附近孔道滲流條件較好，此情形下需取消注氣環(huán)節(jié)，否則有將溶解后的垢物擠入地層深處的風(fēng)險(xiǎn)。

3.4.2.5 試生產(chǎn)（第一次）排液前、中、后期各取水樣1 次并做好水樣編號(hào)，測(cè)水樣pH 值（作業(yè)區(qū)現(xiàn)場(chǎng)取樣檢測(cè)）合格后方可進(jìn)行氣井試生產(chǎn)。將氣井導(dǎo)入集氣站生產(chǎn)3 d，連續(xù)單量氣量、水量，準(zhǔn)確記錄油、套壓、進(jìn)站壓力變化，取水樣開展水質(zhì)全分析。

3.4.2.6 儲(chǔ)層滲透率改造 通過加注儲(chǔ)層滲透率改造劑，注氣將改造劑推入儲(chǔ)層、改變巖石潤(rùn)濕性、驅(qū)除毛細(xì)管中束縛水，實(shí)現(xiàn)滲透率恢復(fù)。

（1）根據(jù)作業(yè)井產(chǎn)層厚度和孔隙度以及作用距離計(jì)算所需儲(chǔ)層滲透率改造劑，藥劑注入后連通油、套管，將站內(nèi)來氣或氮?dú)饨?jīng)壓縮機(jī)增壓后同時(shí)連續(xù)注入油、套管，直到注氣壓力基本平穩(wěn)，使井底流壓略高于地層壓力。注氣結(jié)束后關(guān)井反應(yīng)24～36 h，進(jìn)行井口放噴，返排時(shí)取樣觀察藥劑反應(yīng)情況。施工期間根據(jù)返排情況判斷是否需要連續(xù)氣舉助排，必須保證返排量大于或等于注入量。

（2）若返排液未明顯發(fā)揮作用且氣井產(chǎn)能未恢復(fù)，則需分析原因并再次重復(fù)儲(chǔ)層改造步驟。

3.4.2.7 試生產(chǎn)（第二次）施工完成后，將氣井導(dǎo)入集氣站生產(chǎn)一周，單量氣量、水量，取水樣開展水質(zhì)全分析。氣井生產(chǎn)穩(wěn)定后，如實(shí)際產(chǎn)量高于地質(zhì)預(yù)測(cè)，則后期每周倒單量落實(shí)氣量1 次；如產(chǎn)量低于地質(zhì)預(yù)測(cè)，需及時(shí)分析原因并制定下步措施。

4 應(yīng)用效果

歷年深度解堵73 口，井均增產(chǎn)氣量1.5×104m3/d，井均措施有效期380 d，累計(jì)增產(chǎn)2.6×108m3，實(shí)現(xiàn)降低遞減0.9%。

典型井：A1 井2016 年12 月起生產(chǎn)能力下降，日均產(chǎn)氣量由7.0×104m3降至1.0×104m3，油、套壓差長(zhǎng)期保持在1.5 MPa 左右。2019 年9 月對(duì)該井進(jìn)行儲(chǔ)層深度解堵作業(yè)，作業(yè)期間排出大量垢物，解堵作業(yè)后氣井產(chǎn)能恢復(fù)明顯，油、套壓差降至0.2 MPa 左右，日均產(chǎn)氣量上升至6.0×104m3，生產(chǎn)穩(wěn)定，目前仍在措施有效期內(nèi)，累計(jì)增產(chǎn)達(dá)4 905×104m3[9-10]。

5 結(jié)論

（1）氣井井筒解堵工作最好由“治”轉(zhuǎn)為“防”，即對(duì)于部分有井下結(jié)垢趨勢(shì)的生產(chǎn)井，采取以多次少量加注藥劑的方式清除井筒及近井地帶儲(chǔ)層結(jié)垢物，使氣井恢復(fù)產(chǎn)能并保持正常生產(chǎn)，達(dá)到增產(chǎn)增效、預(yù)防氣井結(jié)垢的目的，這樣可避免后期解堵或修井作業(yè)工作量大、施工費(fèi)用較高的狀況。

（2）通過開展了深度解堵工藝試驗(yàn)效果分析，表明該工藝具有很好的效果；對(duì)于有井筒結(jié)垢趨勢(shì)、地層壓力還較高的氣井可盡早安排施工，可以利用地層能量排出反應(yīng)殘液，避免地層能量降低后再施工，增加作業(yè)難度。

（3）這種工藝方法需對(duì)藥劑和注入周期進(jìn)行研究試驗(yàn)和優(yōu)化，盡量降低對(duì)生產(chǎn)的影響，必要時(shí)對(duì)地面工藝流程做一些改動(dòng)，以適應(yīng)生產(chǎn)解堵需要。同時(shí)作業(yè)期間需加強(qiáng)排液工作，這有利于迅速排出井內(nèi)結(jié)垢物，延長(zhǎng)措施有效時(shí)間。

（4）通過加注井筒及儲(chǔ)層解堵劑作業(yè)，能夠起到清洗井筒垢物、預(yù)防氣井結(jié)垢、降低井筒結(jié)垢井后期治理成本的目的；結(jié)合氣舉工藝，低壓階段氣井復(fù)合解堵對(duì)儲(chǔ)層解堵更徹底、返排效果好、有效期更長(zhǎng)，通過對(duì)試驗(yàn)氣井增產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)評(píng)價(jià)，具有非?？捎^的經(jīng)濟(jì)效益和顯著的降本增效效果，已成為靖邊氣田開發(fā)中后期提高采收率關(guān)鍵技術(shù)之一。