1、 化学工程与装备 2023 年 第 5 期 260 Chemical Engineering&Equipment 2023 年 5 月 气井储层污染原因及治理对策 气井储层污染原因及治理对策 周玲玲（大庆油田第九采油厂工艺研究所，黑龙江 大庆 163000）摘 要：摘 要：某厂有两口气井压井作业后产量不佳，分析存在污染可能性。本文结合地层情况从水锁、水敏、颗粒堵塞等几方面分析了污染的因素，认为水锁、水敏是导致产量下降的主要原因，论证了不同解污染工艺，最终优选出液态二氧化碳吞吐并结合注入表活剂的方案来实现气井解污染，恢复气井产能。关键词：关键词：气井；水锁；污染；治理技术 1 问题的提出 1 问
2、题的提出 某厂有两口气井，产量异常，具体情况如下：1.1 敖*井 本井位于*油田*区块，2006 年 2 月试气，证实 P 为工业油层，HIII 为工业气层，试气最高产量 3.5104m3/d。按照该试气结果，预计本井日产气量为 1.0104m3。本井 2017年 3 月堵水投产（对 HII 及 P 进行封堵，单采 HIII 层），施工期间采用相对密度 1.25 的压井液，由于井内无反循环气举阀及连续油管队伍，井内压井液无法及时排出。2018 年、2020 年 2 次气举，放喷无气量，无产能。表 1 敖*井试气成果表 表 1 敖*井试气成果表 日产量 静压 MPa 小层号 厚度(m)气（m3/
3、d）油（t/d）水（m3/d）/深度 m 压力系数MPa/100m 流压 Mpa 试气结论 H 3.8 7196 9.6 7.71/724.6 1.06 气水同层 H 4.6 35032 8.02/754.62 1.06 6.202 工业气层 P 2.6 7.559 /工业油层 1.2 杜*井 该井射开砂岩厚度 13.6m，有效厚度 9.7m，地质储量1.22 亿立方米，1992 年试气 SII+III1 层日产气 15.7104m3/d。2012 年 12 月第二次试气，全井试气产气量下降至0.65104m3/d。2014 年 2 月投产后按 0.4104m3/d 定量生产，2018 年无气
4、量关井。该井累积产气 320104m3，单位压降产气量在60-105104m3/MPa，地质储量采出程度 2.5%，远低于周边气井平均水平。表 2 杜*井两次试气结果 表 2 杜*井两次试气结果 静压 小层号 试气日期 日产气（104m3)（MPa）无阻流量（104m3)试气日期 日产气（104m3)静压（MPa）S01 1990.12 0.5888 7.27 S1 S2 4.1013 7.46 4.97 S+1 1991.01 15.68 7.4 32.27 2012.12 0.6487 7.38 表 3 周边气井情况 表 3 周边气井情况 序号 井号 地 质 储 量（108m3）试气量（1
5、04m3）日 产 气 量（104m3）累计产气量（108m3）采 出 程 度（%）单位压降产气量（104m3）1 杜*1 井 0.44 16.2 0.7 0.205 45.9 807 2 杜*2 井 1.78 8.96 1.4 0.15 8.6 1032 平均/1.11 12.58 1.05 0.17 27.3 920 DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.05.112 周玲玲：气井储层污染原因及治理对策 261 从试气及投产后生产情况看，上述两口井气层受污染可能性较大，具有改造的潜力。2 气井污染原因分析 2 气井污染原因分析 油井污染主要受两方面因素的影响：一是地层矿物
6、在吸水后膨胀而导致的水敏。二是粘土微粒分散、脱落、运移导致地层孔隙变小和裂缝堵塞，形成微细孔隙，降低渗透率。但是对于气井，由于细孔有较大的毛细管力，导致一定的驱动压力无法突破该毛细管力，从而导致水锁；此外由于气水的界面张力相比远大于气体本身，所以形成了第二道水锁，流体进入地层即发生水锁，是一个瞬时的过程，相比于水锁，水敏则是一个过程，持续的时间较长。气井污染主要由以上因素所导致，但由于储层条件的差异及入井流体的不同，单井受污染的主要矛盾仍不相同。2.1 气井储层水锁伤害分析 气井储层岩石主要为含泥质粉砂岩和石英砂岩，填隙物和胶结物中黏土矿物含量较高，其孔径小，吼道窄，非均质性很强，且石英含量很
7、高，属于亲水储集层。研究表明，对于亲水储集层，水作为润湿相，极易被吸附在大孔道的表面并占据小孔道，而作为非润湿相的气体只能够占据大孔道的中间部分，被水占据的毛细管力成为气体的渗流阻力，很容易发生水锁伤害。为了判断气藏是否容易产生水锁伤害，D B Benniont2剐提出了液相捕集指数的 APT 模型，这是一个以储层绝对渗透率和原始含水饱和度为基础构建的方程。该方程为：APT=0.25lnKa+2.25Swi APT 为水相捕集指数；K 为储层的空气渗透率，mD；Swi 为储层的原始含水饱和度，%。APT10 时，储层一般不会发生水锁伤害；0 8APT1 0 时，储层通常会发生严重的水锁伤害；A
8、PTO8，储层很容易发生水锁伤害。2.2 气井堵塞机理分析 石油和天然气的钻探和开采常伴随着地层的地质条件。由于地层内岩石颗粒复杂，各种流体成分多种多样，外部流体可能进入地层，对地层造成一定程度的损害并造成堵塞。地层出砂、钻井泥浆漏失是气井钻井和完井中不可避免的情况，因此井筒中的赃物无法保证全部排尽。在气井生产过程中，气流会把这些井下赃物带进油管或者是地面管线，从而影响气井的正常生产。2.3 两口气井污染原因分析 2.3.1 敖*井污染原因分析 第一次气举后生产情况：2018 年 3 月采用38.1mm 连续油管气举，举出井内积液 2.6m3，井口无油气显示；次日通过频繁开关井，造成地层压力激
9、动，实现诱喷，井口见天然气及少量水，点火成功，油压最高可恢复至 5.8MPa；之后继续放空 5 天，共放空 10 次。压力恢复速度1.3-1.4MPa/h，4-5h 可恢复至 5.0MPa 以上，但放空后压降较快，13-15min 后压力下降至 0.5MPa，排液期间有油、水携出，分析此时气层已经发生水锁及水敏，但仍具备流动能力。第二次气举后生产情况：2020 年 3 月气举，气举前油、套压均为 0MPa；气举两次，举出油管内液体 2.0m3，气举后放喷仍无压力恢复显示，分析气层此时水敏更为严重，气层已失去了流动能力。对 APT 水相捕集系数进行计算，其值为 1.035，处于易水锁区附近。2.
10、3.2 杜*井污染原因分析 第一次试气情况：1992 年共对 3 个层段射孔后试气，采用相对密度为 1.35 泥浆压井，试气时气体显示强烈，点火时火焰 15m 左右，且偶有变色，判断地层中吐出的泥浆等杂质，考虑到本区块渗透率达到 499-934.9mD，分析在试气完成后，压井液必然侵入地层，液体会导致气层部分水锁，同时其中的固体颗粒导致气层吼道发生堵塞可能性较大。第二次试气情况：2012 年再次试气，同样采用密度为1.35 的压井液，进井 9.5m3，气举举出 6.5m3，但试气量不足 0.7104m3/d，分析该井由于泥浆长期压井导致气层被固体颗粒堵塞，水敏可能性较小。计算其 APT 水相捕
11、集系数为 2.3，不易发生水锁，同时该井 2015 年 6 月测得井筒表皮系数 24.8，从而判断本井产量异常递减原因为水敏颗粒堵塞为主，导致孔吼下降，伴随着部分水锁可能性。3 治理措施制定 3 治理措施制定 常规的解除污染有治理技术有酸化、二氧化碳吞吐、压裂等三种工艺，由于气井压裂费用较高，重点考虑前两种措施工艺。3.1 敖*井的治理措施 该井主要问题是针对水锁及水敏，主要解决几方面的问题：一是降低气水界面张力，恢复气体的流动性；二是改变岩层亲润性，使水具有流动性；三是增加地层能量，有助于突破毛管压力，恢复气水流动性；四是解除地层水敏引起的堵塞。常规酸化工艺对储层堵塞解堵具有较好效果，但是本
12、井主要矛盾以水锁为主，因此优选二氧化碳吞吐解堵增能工艺进行治理：二氧化碳吞吐主要技术原理：一是通过前置液注入表活剂及发泡剂，降低气液界面张力，从而减小毛管力，吸附于岩层表面，改变亲润性；二是液体二氧化碳呈酸性，可解除地层部分孔隙及喉道堵塞，恢复气液流动性；三是补充地层能量，增大生产压差，有助于突破毛管压力 3.2 杜*井的治理措施 分析该井水锁可能性较小，污染主要原因为储层被固体颗粒堵塞及部分水锁导致，可采用酸化及二氧化碳吞吐的解262 周玲玲：气井储层污染原因及治理对策 除污染。考虑到成本问题，优选选用酸化工艺解堵处理，同时考虑负压返排方式，提高解堵效果。4 认 识 4 认 识 一是通过理论
13、分析并结合气井生产情况，认为造成气井生产困难主要是压井液或钻井泥浆进入地层长期浸泡同时产生水锁效应，导致气相渗透率降低。二是在钻完井作业过程中，应优选钻井液、完井液和井下作业压井液，并提高其返排率，减少外来流体的侵入量，防止和减少对储层的影响。三是结合储层条件，确定二氧化碳吞吐解堵时表活剂注入类型及注入量，计算水锁后的毛管压力，并确定储层界面张力及气水界面张力的变化值，以此提高气相渗透率。四是优化注入半径，建立二氧化碳吞吐能量补充模型，能够确定突破水锁毛管压力所需的能量。参考文献 参考文献 1 贺乘祖,华明琪.水锁效应研究J.钻井液与完井液,1996,13(6):13-15.2 杨建军,叶仲斌
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