准噶尔盆地凝析气藏压井液体系的研制应用与集成

张赟新 汪政明 王晓磊 刘晓英 娄小娟

（1.中国石油新疆油田公司采气一厂2.中国石油大港油田公司勘探开发研究院）

准噶尔盆地凝析气藏压井液体系的研制应用与集成

张赟新1汪政明1王晓磊1刘晓英1娄小娟2

（1.中国石油新疆油田公司采气一厂2.中国石油大港油田公司勘探开发研究院）

准噶尔盆地凝析气藏储集层存在岩类多、物性差异大，敏感性强，地层压力系数分布范围广、变化大等问题。为降低修井作业中压井液对储集层的伤害，提高修后复产效果，根据凝析气藏特征和不同开发阶段修井作业储集层保护的需要，相继研制了无固相有机盐、防水锁树脂、暂堵型凝胶三种压井液体系。通过实验评价，性能均满足并优于《SY/T 5834-2007低固相压井液性能评价指标及测量方法》要求。累积应用62井次，气井修后总体复产率高于85%。结合压井液技术特点与应用效果，确定了三种压井液体系的适应范围。以地层压力系数及孔渗大小为横、纵坐标轴，建立了压井液的技术界限模版，实现了压井液体系的集成。图5表10参10

准噶尔盆地凝析气藏压井液体系研制应用集成

气藏开发方式与油藏不同，储集层易受入井流体污染，且污染后解除困难。采用与油井相同的盐水、活性水等压井液，滤失量大，易造成水锁、黏土膨胀伤害及固相颗粒堵塞，部分气井修井作业完成后，产量大幅降低，甚至难以复产。

准噶尔盆地共开发近20个凝析气藏，目前平均凝析油含量74.8 g/m3，由于处于不同的开发阶段，其岩类、物性、敏感性、伤害类型均不一致，对压井液体系的要求也不同。因此，需要针对不同凝析气藏特征，开展压井液体系研制，提高储集层保护效果；并结合应用情况确定技术界限和应用范围，为凝析气藏压井液选择提供应用依据及技术指导。

根据气藏特征统计分析结果，开展了三种针对不同开发阶段、不同储集层保护需要的压井液体系研制。

1 气藏特征

准噶尔盆地已开发的克75X、克82X、盆5X、滴X4、滴X8等凝析气藏，主要表现出以下特征：

1.1 储集层岩类多、物性差异大

（1）储集层岩类多

储集层岩类分布范围广，主要有粉砂岩、细砂岩、砂岩、砂砾岩和火山岩，且储集空间类型多样。孔喉半径在0.26～20.98 μm不等，黏土矿物主要以伊-蒙混层为主（其中克75X气藏伊蒙混层黏土质量分数达到51.4%，呼图壁X达47%～83%，平均为71%），同时含有伊利石、高岭石和绿泥石。

（2）储集层物性差异大

低孔致密、中孔低渗、中孔中渗、高孔高渗等储集层均有发育，渗透率分布范围0.07～117.4 mD、孔隙度10.7%～21.7%，各气藏间物性差异较大。

1.2 储集层敏感性强

对于低孔低渗储集层，由于毛管阻力大，水锁现象也较严重。压井液中若含有小于储集层孔隙尺寸和裂缝宽度的固相颗粒，则易进入储集层，在孔喉或裂缝的窄小处会发生堵塞而产生伤害。压井液与地层流体不配伍，也易产生沉淀，造成伤害[1]。主力凝析气藏储集层敏感性因素分析结果表明，储集层主要伤害因素为黏土膨胀、水敏和固相侵入。

1.3 地层压力系数分布范围广、变化大

通过表1可以看出，克75X、盆5X、呼图壁X等气藏已进入开发中后期，地层能量下降，目前地层压力系数小于0.5的气藏有4个，克75X气藏压力系数最低为0.26；有的气藏处于开发初期，如滴X7井气藏目前地层压力系数为1.17；而刚投入开发时，最高地层压力系数达1.55；不同的开发阶段、不同的储集层类型，需要不同的压井液体系[2]。

表1 主力凝析气藏地层压力系数统计

2 无固相有机盐压井液体系研制

2.1 研制背景

玛河X、滴X7等新投入开发气藏，所需压井液密度高达1.70 g/cm3，气井压井液采用与油井相同的液体配方进行施工，由Ca2+、Mg2+离子组成的无机盐压井液[3]可以满足密度要求，但加重剂氯化钙（镁）的含量高，质量体积分数达40%以上，遇地层水相混后，形成沉淀，堵塞储集层，污染严重，无法满足高压力系数气井修井施工储集层保护的要求。

2.2 技术研究

（1）加重剂优选

针对无机盐加重剂易形成沉淀、堵塞地层等问题[4]，分别针对不同密度范围（1.00～1.55、1.56～1.80 g/cm3）、1.80～2.30 g/cm3），优选JZ-1、JZ-2、JZ-3三种有机酸盐作为加重剂，其主要特点是：溶解度高、无悬浮颗粒；黏度低、结晶点低、腐蚀小；与含的地层水配伍性好；热稳定性大于150℃。

（2）降滤失剂选择

优选采用HEC和JL-1作为降滤失剂。HEC和JL-1是非离子型水溶性聚合物，具有较好的溶解性，低浓度下具有较好的黏度特性，浓度较高时液体体系黏度大幅度增加，可用作气井储集层保护液降滤失剂，质量体积分数范围在0.5%～1.0%。实验评价结果表明：加入降滤失剂的压井液体系API滤失量（11.0 mL/30 min）和高温高压滤失量（26.0 mL/30 min、7 MPa/83℃）小于《SY/T 5834-2007低固相压井液性能评价指标及测量方法》要求（API滤失量≤16 mL/ 30 min和高温高压滤失量≤40 mL/30 min）。

（3）防黏土膨胀技术

优选KW-1、KNF-1为黏土稳定剂，低浓度时可有效防止因水敏性矿物膨胀对储集层造成的伤害，与无固相有机盐压井液配伍性良好。质量体积分数范围在0.3%～0.5%。实验评价结果表明：加入黏土稳定剂的压井液体系防膨率＞58%，比其他液体体系具有更好的防膨性能。

（4）回收利用技术

对无固相有机盐压井液二次回收利用技术进行研究。根据压井液使用稳定性、回收液性能测试等一系列前期实验结果，制定出无固相有机盐压井液回收利用工艺：回收液—沉降—过滤或离心除去液相内固相杂质—定期循环—性能检测—压井液性能调整（图1、图2）。降低了成本，促进了该压井液的推广应用[5]。

图1 压井液回收利用工艺示意图

图2 回收前后压井液比较

2.3 性能评价

与常规无机盐压井液进行性能对比（表2）可看出，无固相压井液的耐温性、抗腐蚀等主要性能指标较高，滤失量较低；在低温下具有更好的适应性；进入地层后伤害更低；不同密度条件下，表观黏度较低，摩阻小、有利于循环。

2.4 主体配方（质量体积分数）

确定无固相有机盐压井液配方为：加重剂主剂+0.5%～1.0%JL-1降滤失剂+0.5%助排剂+0.3%～0.5%（KW-1+KNF-1）黏土稳定剂+其它添加剂。

2.5 技术特点

优点：①无固相、低伤害；②密度调节范围大：1.00～2.30 g/cm3；③结晶点低-21.6℃；④可回收，降低使用成本29%。

缺点：①无堵漏性能；②对强水敏地层，易发生水锁及黏土膨胀伤害；③配制密度＞1.80 g/cm3时成本较高。

表2 无固相有机盐压井液性能评价

3 防水锁树脂压井液体系研制

3.1 研制背景

在黏土矿物含量高、强水敏储集层，压井液进入地层后易发生黏土膨胀、运移，导致渗透率降低；对于低渗储集层，易在孔喉表面形成水膜，发生水锁。因此，需要研制一种适应中低压力系数、强水敏储集层，能有效降低黏土膨胀及水锁伤害的压井液体系。

3.2 技术研究

（1）树脂聚合物的研制

利用丙烯酸衍生物等为原料，用过硫酸铵等为引发剂生产具有高吸水作用的树脂，通过合成条件（单体比例、引发剂用量、中和度、反应时间、反应温度、交联剂用量等因素）对吸水率的评价研究，得出具有较高吸水率的配方，进行工业生产，得到高吸水率的树脂。将干燥后的高吸水树脂样品以KBr片制样，用IR光谱仪作红外光谱，分析吸水树脂的IR谱图可以得到NH2、NH、C-H以及-COO-基团的振动吸收峰；验证了树脂的初始设计[6]。

（2）树脂吸水机理

树脂能吸水主要是由于交联聚合过程形成了亲水性的三维空间网络结构，其吸水能力的大小与其自身的化学结构和聚集状态中极性基团的分布状态有关。通过分子之间作用机理，树脂可以吸收大量的水分，且所形成的交联网状结构具有只溶胀不溶解的功能。

3.3 性能评价

（1）滤失性评价

从表3评价结果可以看出,该体系具有较好的防滤失性能。

表3 防水锁树脂压井液性能指标评价

（2）黏土膨胀率评价

5 h的防膨率均在80%以上。防膨率高是由于该压井液基本将水在常压下束缚、游离水非常少，流入钠土岩样水量少，仅润湿表面，防止了黏土膨胀。

（3）其他性能评价

表3列出了对稳定性、黏度、流变性、岩心渗透率损害率、腐蚀率等进行的评价及结果，从评价结果看，均满足SY/T 5834-2007标准要求。

3.4 主体配方（质量体积分数）

确定防水锁树脂压井液配方为：防水锁树脂+加重剂+0.3%～0.5%降滤失剂+1%助排剂+0.1%～0.3%NT-1黏土稳定剂+其它添加剂。

3.5 技术特点

优点：①束缚自由水能力强，可束缚本身质量22倍以上的水，含自由水量＜2%，可有效降低水锁和黏土膨胀伤害；②具有一定的暂堵性能。

缺点：①Ca2+、Mg2+含量大于1200 mg/L时，树脂对盐水的束缚能力降低，大量盐水析出，滤失量增加；②配制密度＞1.40 g/cm3时成本高，黏度＞200 mPa·s，泵送困难。

4 暂堵型凝胶压井液体系研制

4.1 研制背景

随着气藏开发时间的延长，地层压力系数进一步降低，采用无固相或防水锁树脂压井液，漏失量大，无法建立井筒循环或气井修后无法复产，因此，需研制适合地层压力系数低于1.0、中孔中渗、裂缝性储集层的暂堵型压井液，减少漏失[7]。

4.2 关键技术

（1）材料筛选与聚合技术

在防水锁树脂压井液的研制基础上，通过改进配方，调节交联剂N-亚甲基双丙烯酰胺的用量，并进行粒径优选和性能评价，得到大粒径凝胶堵漏剂，图3和图4是不同粒径堵漏剂的实物图片。

（2）压井液合成技术

根据颗粒尺寸分布理论，把束缚水聚合物与不同颗粒凝胶堵漏剂按比例组合，利用不同颗粒的堵塞与骨架支撑双重作用，形成复合堵漏剂，再将复合堵漏剂与水按一定比例配制成凝胶压井液。

图31～3 mm堵漏剂颗粒

图43 ～5 mm堵漏剂颗粒

4.3 性能评价

（1）暂堵性评价

采用QD-1型堵漏材料试验仪按《SY/T 5840-2007钻井用桥接堵漏材料室内试验方法》评价堵漏剂对高渗透、裂缝型和大孔道地层的堵漏效果[8]。

表41 .0～5.0 mm裂缝性地层封堵效果试验

从评价结果可以看出：暂堵型凝胶压井液较防水锁树脂压井液，对高渗透、裂缝型及大孔道地层封堵强度更高。

（2）解堵性能

对密度为1.00 g/cm3的暂堵型凝胶压井液，采用裂缝为0.1 mm和0.2 mm的岩心进行解堵性能评价［9］。从表5可以看出，压井液对人工造缝0.1 mm和0.2 mm岩心暂堵率可以达到95%以上，伤害率小于8%。

表50 .1～0.2 mm暂堵及解堵实验结果

（3）其他性能评价

对稳定性、滤失性等进行评价，表明暂堵型凝胶压井液无固相，具有稳定时间长、防止黏土膨胀、抗剪切、低滤失、腐蚀低等特点,从表6评价结果看，均满足SY/T 5834-2007标准要求。

表6 暂堵型凝胶压井液性能指标评价

4.4 主体配方（质量体积分数）

确定暂堵型凝胶压井液配方为：凝胶堵漏剂+加重剂+0.3%～0.5%降滤失剂+1%助排剂+0.1%～ 0.3%黏土稳定剂+其它添加剂。

4.5 技术特点

优点：固化水及暂堵性能强、抗高温、稳定时间长。

缺点：由于暂堵剂颗粒进一步增大，黏度增加，易造成堵塞。

5 现场应用及分析

5.1 无固相有机盐压井液体系

在2008～2013年，该压井液在克拉美丽X、玛河X凝析气藏累计应用16井次，13井次效果良好，其中，滴西1XX7、滴西1XX1两口井回采作业中采用无固相有机盐压井液，修后分获日产量5.2×104m3、5.1× 104m3。也有3井次应用效果差（表7）。

表7 无固相有机盐压井液体系历年使用情况

总结可以得出：该压井液体系适用于压力系数＞1.2的储集层；不适用于强水敏、压力系数＜1.2的储集层。

5.2 防水锁树脂压井液体系

在盆5X、五八区X、呼图壁X、克拉美丽X凝析气藏应用累计达32井次，其中27井次成功复产。其中，5井次应用效果差，占应用井次的15.6%（表8）。

盆5XX井是盆5气藏的一口高产天然气井，日产天然气20×104m3、凝析油35 t。进行维修作业，共用防水锁树脂压井液90 m3，经过氮气气举诱喷，修后恢复日产量18.8×104m3。

表8 防水锁树脂压井液体系历年使用情况

总结可以得出：该压井液体系适用于低孔低渗、压力系数0.8～1.2的储集层，中孔中渗、压力系数1.0～1.2的储集层，微裂缝发育、压力系数＞1.2的储集层；不适用于井下复杂作业，地层压力系数＜1.0、中孔中渗和裂缝性储集层。

5.3 暂堵型凝胶压井液体系

在呼图壁X、克拉美丽X凝析气藏应用累计达14井次，气井修后复产成功率100%；尤其在储气库老井封堵中应用效果好（表9）。

表9 暂堵型凝胶压井液历年使用情况

总结得出：该压井液体系适用于地层压力系数1.0～1.2的裂缝性和0.5～1.0的中孔中渗储集层。

6 压井液技术界限研究

6.1 压井液技术界限建立

通过分析三种压井液技术特点，结合62井次的应用情况，建立了三种压井液适用的地层温度、储集层物性及地层压力系数，划分出了压井液体系的适应范围（表10）。

表10 压井液体系适应范围

6.2 压井液体系界限模版

分别以地层压力系数及地层孔渗性为横、纵坐标轴，建立适应于准噶尔盆地凝析气藏的技术界限模版（图5）。对照模版，可快速准确地选取适合的压井液，规范和指导气井作业压井液体系的优选。

图5 凝析气藏压井液体系界限模版

7 结论与建议

（1）根据气藏特征和不同开发阶段修井作业的储集层保护需要，研制了三种压井液体系，分别是：以有机酸盐加重技术、降滤失技术、回收利用技术为主体技术的无固相有机盐压井液；以高吸水树脂聚合物的研制为主体技术的防水锁树脂压井液；以材料筛选与聚合、压井液合成为主体技术的暂堵型凝胶压井液。

（2）三种压井液体系基本满足了目前凝析气藏的修井作业需要，累计应用62井次，效果良好，总体复产率达85%以上，性能达到《SY/T 5834-2007低固相压井液性能评价指标及测量方法》要求，对储集层的保护效果良好。

（3）对压井液应用进行了总结，以地层压力系数及地层孔渗性为横纵坐标轴，建立了适应于准噶尔盆地凝析气藏压井液体系选择的技术界限模版，实现了压井液体系的集成，为气井作业压井液体系优选提供了技术支撑。

（4）针对地层压力系数低于0.5的低压凝析气藏，目前没有较适应的压井液体系，今后还需加强低密度（0.60～0.90 g/cm3）压井液体系的研制[10]，解决低压凝析气藏压井液漏失及储集层保护难题。

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2樊世忠，陈元千.油气层保护与评价[M].北京:石油工业出版社，1988.

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5邬国栋，钟志英，吕贤，等.新疆油田气井修井液研究与回收利用[J].油气田环境保护，2010，10（20）:50-52.

6柳海，李纲要，吴丙刚，等.束缚水修井液的研究与应用[J].新疆石油天然气，2008，8（4）:85-89.

7王松.无固相凝胶堵剂NSG-2的合成与性能评价[J].特种油气藏，2004，11（3）:77-78.

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10董军，樊松林，郭元庆，等.新型低密度微泡沫防漏修井液技术[J].钻井液与完井液，2013，30（1）:22-25.

（修改回稿日期2015-02-03编辑景岷雪）

张赟新，男，山东莱阳人，1983年出生，硕士研究生，工程师；2009年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业，目前在新疆油田公司采气一厂从事采气工艺等方面的工作。地址：（834000）新疆克拉玛依市友谊路100号采气一厂。电话：（0990）6812531。Email: zyunxin@petrochina.com.cn