黄龙00S-E井酸化解堵效果评价

任洪明 张诗通 何泽龙 任洪伟 刘思艳 陈 英

(1. 中国石油西南油气田分公司川东北气矿, 四川 达州 635000；2. 中国石油西南油气田分公司审计中心, 成都 610051；3. 中国石油西南油气田分公司重庆气矿， 重庆 400020)

黄龙00S-E井酸化解堵效果评价

任洪明1张诗通1何泽龙2任洪伟3刘思艳1陈 英1

(1. 中国石油西南油气田分公司川东北气矿, 四川 达州 635000；2. 中国石油西南油气田分公司审计中心, 成都 610051；3. 中国石油西南油气田分公司重庆气矿， 重庆 400020)

针对黄龙00S-E井出现堵塞、气井产量下降为0的情况，从气井、气藏的生产特征、堵塞物取样、井筒状况进行深入剖析，采用切实可行的酸化解堵措施，取得了明显的效果，以期能够指导其他类似气井的开发生产。

生产异常； 堵塞； 技术对策； 效果评价

地层堵塞是由储层本身潜在的伤害因素和外在因素共同作用的结果。储层本身的伤害因素包括储层敏感性矿物、储渗空间、岩石表面性质及储层流体性质、储层温度、压力等；而外在因素指的是钻井、固井、生产及修井等过程中外来流体与岩石或储层流体的不配伍性、毛细管阻力以及固相颗粒等[1-3]。黄龙00S-E井是川东地区的一口典型井，在生产过程中出现异常，产量快速下降，油套压差最高达10.85 MPa，初步判断为生产管柱堵塞。探寻堵塞原因、制定合理的解堵方案、配置有效的酸液体系对指导川东地区含硫产水气井的生产及井下堵塞的预防具有十分重要的意义。本次研究结合实验研究及生产动态分析了黄龙00S-E井的堵塞原因，制定了合理的解堵方案、配置了有效的酸液体系，并从井筒完整性管理的角度为川东地区气井的生产管理提出了建议及措施，指导气田下步生产。

1 生产异常情况分析

1.1 生产动态分析

黄龙00S-E井于2007年10月投产。投产前套压 25.00 MPa、 油压27.40 MPa，生产初期套压26.46 MPa、油压26.69 MPa；投产前3个月平均日产气37.2×104m3，最高日产气41.0×104m3。气井从2009年6月开始产量一直呈下降趋势， 2012年12月平均日产气6.5×104m3。2014年6月该井生产套压平均为13.78 MPa、生产油压平均为 2.93 MPa、日产气3.0×104m3、日产水0.683 m3。2014年7月16日20:30，黄龙00S-E井产量、油压均突降为0。经分析认为该井井下堵塞，已无产能。根据黄龙场长兴组气藏累计产气量和地层压力的关系折算气藏目前地层压力为14.42 MPa。截至2014年7月16日气井累计产气4.70×108m3、累计产水2 587 m3。

该井生产出现异常后，分别于2014年7月17日和18日进行了2次放空作业。井底有污物排出，说明井筒内确有异物，堵塞了天然气通道，影响了天然气的产出。现场通过对分离器至井筒分段放空气流持续时间长短的分析，初步判断为油管堵塞，且堵塞段离井口距离非常近。

1.2 堵塞物取样分析

2014年10月15日，对黄龙00S-E井进行井筒取样作业。首先用48 mm通井规通井至1 994 m处遇阻，上提下放多次后通过；通井至2 650 m处遇阻，上提下放多次后通过；通井至3 218 m处遇阻，上提下放多次，最大悬重250 kg，无法通过，上提通井工具至井口。换取样工具下放至1 994 m遇阻，上提下放多次后通过；继续下放至2 650 m处遇阻，上提下放多次后通过；缓慢下至3 006 m遇阻，上提下放多次，无法通过，最大悬重260 kg。上提工具串至井口，完成施工作业。本次取样工具表面黏附有垢物及1块长约17 cm的金属片(见图1)。

对井下取样进行分析，结果如下：

(1) 外观及气味。取样物为黑色固态物，含细颗粒，有硫化物臭味。

(2) 无机及有机含量。样品含大量水且2个样品含水量不同，实验室对样品中的水挥发后进行了测定。测定各组分的质量分数，结果显示：无机物占94%，其中，Fe占51.4%(以FeS计，为80.8%)，碳酸盐占15.2%，酸不溶物占3.1%；有机物占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%。

然后进一步开展溶解试验。样品主要为无机物，且主要含大量铁和部分碳酸盐。采用15%盐酸对样品进行溶解试验。

试验条件：1 g样品+10 mL酸液。

试验结果：酸液加入垢样中，样品易分散，同时放出臭鸡蛋气味(H2S)，并产生小气泡(见图2)。将反应杯置于100 ℃电热板上，酸液反应速度加快，垢样飘浮于溶液中或贴在烧杯壁上(见图3)。加入约1 mL互溶剂(按互溶剂与酸液的体积比为1 ∶10加入)。残余物易从烧杯壁上分离下来且更易分散于溶液中(见图4)。反应约45 min后过滤分析，酸溶蚀率为85%。

通过溶解实验，得到如下认识与建议：

(1) 垢样以无机物为主，含少量有机物。无机物质量分数为94%，其中，铁的硫化物及氧化物占76%，碳酸盐占15%，酸不溶物占3%。

(2) 15%盐酸对垢样溶蚀率为85%，但考虑到垢样中含少量有机物，建议解堵液以盐酸体系为主，并加入表面活性剂降低界面张力、提高润湿性。

图2 样品加入盐酸状态 图3 样品反应10 min后的状态 图4 样品加入互溶剂后的外观图

2 措施制定和实施情况

2.1 主要技术对策和要求

(1) 本井井下堵塞较严重。堵塞垢物以无机物为主，含少量有机物。室内溶解实验结果表明15%盐酸对堵塞物溶解率可达85%。故施工采用盐酸作为主体酸液，适当提高酸浓度到20%，可进一步增加解堵效果。

(2) 通井规下入情况表明气井可能的堵塞点在1 994、2 650、3 006、3 218 m，故拟采用10.0 m3常规酸进行油管解堵，采用原井油管注入方式施工。油管控制压力为70.0 MPa，以0.4～0.5 m3min的小排量注入对油管进行解堵。

(3) 由于油管堵塞严重，酸液入井后可能无法进入地层，故施工时先注入3 m3酸液，然后用清水顶替，若液体能进入地层，再注入剩余的7 m3酸液；否则将余下酸液用于回注井回注，结束施工。

(4) 由于黄龙00S-E井已堵塞停产，在解堵过程中井下堵塞逐渐解除，井口压力可能发生突变，并伴随天然气上窜，应做好应急预案及防护措施，确保作业安全可控。

(5) 由于垢物、其他异物堵塞，入井液可能无法进入井底，导致注入压力升高。作业过程中要密切观察泵注压力变化，防止超压。特殊情况下经甲方同意，可结束解堵工作。

2.2 施工过程

2015年3月19日，对黄龙00S-E井进行井筒酸化解堵作业。施工前关井套压8.39 MPa、油压3.50 MPa。用1台700型压裂车高挤稀盐酸。酸液配方：31%盐酸5.5 m3+铁离子稳定剂0.2 m3+助排剂0.2 m3+黏土稳定剂0.2 m3+清水3.9 m3配成20%稀盐酸10.0 m3。

施工前：2015年3月19日15:30～15:35，井口节流阀开13～3圈，套压8.39 MPa，油压0 MPa，无液，焰高由1.5～2.0 m下降至0.5～0.2 m，关井口节流阀及生产闸阀。

施工时：2015年3月19日15:40 — 15:52，连接地面高压管汇，并试压50.00 MPa，稳压10 min，压力未降，压前测试合格；15:54 — 16:00，用1台700型压裂车高挤20%稀盐酸3 m3，泵压0 MPa，套压8.39 MPa，注入速度为0.4 m3min；16:00 — 16:24，顶清水9 m3，泵压0 MPa，套压8.24 MPa，注入速度为0.4 m3min；16:10 — 16:33，停泵观察，泵压 0 MPa，套压8.06 MPa，井内有自吸现象；16:35 — 16:44，用1台700型压裂车高挤20%稀盐酸7 m3，泵压0 MPa，套压8.06 MPa，注入速度为0.6～0.7 m3min；16:45 — 17:30，顶清水10 m3，泵压0 MPa，套压8.06 MPa，注入速度为0.5～0.6 m3min，解堵酸化作业结束。解堵酸化应排液29 m3。

3 效果评价与认识

(1) 解堵酸化后气井生产效果良好，取得了明显的经济效益。气井于2015年3月19日完成施工，气井酸化解堵前油压3.49 MPa、套压8.38 MPa。3月20日解堵酸化后油压7.46 MPa、套压7.67 MPa，油套压几乎持平，并于3月20日11:15开井复产。初期产量控制在5.5×104～6.0×104m3d，后经4次提产，日产气量稳定在12.0×104m3。截至2015年10月底累计排液217 m3，累计增产天然气 2 715.6×104m3；而该井采用的修井措施费用仅 53万元。根据气井目前的生产情况预测该井还将继续保持12.0×104m3d的生产能力，经济效益十分显著。

(2) 气井井筒作为气田开发完整性管理的一部分，应从气井完井时就充分考虑气井后期生产的需要。对于中低含硫的气井，在气井完井时应尽量取出封隔器和射孔枪，以免造成气井加注缓蚀剂和其他化学药剂时造成堵塞。

(3) 黄龙00S-E井解堵酸化措施的成功，说明只要深化气井、气藏动态认识，制定切实可行的对策措施，将能够很好地提高气田开发的整体效益。

4 结 语

针对气井出现堵塞的原因进行分析，提出了有效的解决手段，并取得了良好的效果，可以指导解决其他类似异常井的酸化解堵工作。

[1] 黎洪珍,刘畅,梁兵,等.气井堵塞原因分析及解堵措施探讨[J].天然气勘探与开发，2010,12(4):45-48.

[2] 《油气田腐蚀与防腐技术手册》编委会.油气田腐蚀与防腐技术手册[M].北京：石油工业出版社,1999:34-46.

[3] 王鸣华.气藏工程[M].北京:石油工业出版社,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

中国石油天然气股份有限公司前期研究项目“川东北部地区飞仙关组气藏地质综合研究及开发目标优选”(西南司计[2015]88号)

任洪明(1970 — )，男，硕士，高级工程师，研究方向为油气田开发工程。

TE357.2

B

1673-1980(2017)01-0079-03