低压高渗无水气井维护和复产方法研究

董宗豪 刘永良 刘 均 张泽伟 唐 力 张 琦 赵小森 黄小亮

(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勘探开发研究院， 成都 610041； 3. 重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

川东地区石炭系、长兴组、飞仙关组气藏，存在一批孔隙度为4% ～ 25%、渗透率为5×10-3～20×10-3μm2、天然气日产量大于10×104m3的高产无水气井。这批井是气田稳产的核心，所产天然气均含有H2S和CO2等腐蚀介质，连续开采时间已达10～30 a。井下管柱遭到不同程度的腐蚀，破坏了气井井筒的完整性[1]，直接影响气井正常生产和气田的效益开发，及时有效地开展维护作业对保障气井正常生产显得尤为重要。此外，这批井基本上已进入开采中后期，压力系数大多低于0.5(甚至更低)[2-3]。在对低压高渗无水气井实施压井时，采用常规气井压井技术的清水吊灌法压井，有可能导致恶性井漏，甚至导致严重的产层伤害[4-6]，即使压井成功，后期排液、复产的难度也会加大[7]。

近年来，在川东地区的龙会场、铁山及其他地区先后对这类低压高渗无水气井进行了修井维护。采用暂堵剂堵漏压井[8-12]、解堵酸化和压缩机向地层注气复产技术，修井和复产的成功率均达到100%，而且施工周期短，气井产量均得以不同程度提高。

1 选井条件分析

综合考虑气井的地质特征、开发特征以及井筒条件、地面集输条件等因素，拟定维护目标井的基本选井条件：

(1) 地质条件。储层物性好，渗透率大于5×10-3μm2，孔隙度介于5%～10%。

(2) 压力条件。地层压力系数小于0.5。

(3) 井筒条件。油管服役时间大于10 a，或是在油套管腐蚀检测结果中发现有生产管串(油、套管)腐蚀、穿孔等现象，直接影响气井的正常生产，向井筒注暂堵剂时不会发生油管断落现象。

(4) 生产情况。气井有一定的剩余储量及较大的开发潜力，在修井前日产量为5×104～10×104m3，生产压差小于2 MPa，且不产气田水。

(5) 地面工艺条件。地面工艺流程完善，有压缩机进气接口，利于快速复产。

2 维护及复产方案论证

低压高渗无水气井的维护及复产方案主要包括暂堵方案、解堵方案和复产方案。

2.1 暂堵方案

为了防止含硫天然气进入井筒甚至窜出地面，以保证施工作业的安全，一般采用压井法和封堵法实施暂堵。

由于低压高渗无水气井压力系数小于0.5，所以，无论采用何种压井液，漏失现象均难以避免。漏失的最终结果必然造成气层伤害，这对气井复产非常不利。因此，不推荐采用压井法。

封堵法又分为机械封堵法和暂堵剂封堵法。机械封堵法是一种有效的方法，但却不能满足管柱起下的技术要求，因此不适用。那么，暂堵剂封堵法成为此类井封堵作业的最佳选择。

常用的暂堵剂类型[7]有缓交联弱凝胶暂堵剂体系、中强度暂堵体系和高强度暂堵体系。其中，高强度暂堵体系具有强度大、耐温性好、成胶可靠性高等优点，可耐140 ℃的高温，可以与中强度暂堵剂体系相配合，以封堵埋藏深、温度高、漏失严重的地层。在井筒中该体系能形成类似液体封隔器的胶塞，有效封隔地层流体，在高渗低压气井暂堵压井作业中效果显著。

在此，以暂堵剂的基本配方为基础, 根据不同低压气井的不同参数(如井深、井温、井身结构、地层压力、地层流体等), 提出具有针对性的技术要求，如暂堵剂的用量、成胶性能、破胶时间的控制、破胶方法的确定等。从满足施工效果和经济效益的角度考虑，暂堵剂的用量不宜过多，以防止暂堵剂过多地漏入地层，造成地层伤害。暂堵剂在井筒内形成的液柱压力约高于地层压力即可。从低压气井的暂堵效果情况来看，暂堵剂用量宜控制在10～50 m3。

2.2 解堵方案

低压高渗无水气井生产压差小，不产水，所以气层伤害程度一般并不高。酸化设计系统包括：储层伤害评价、 酸化增产措施选择、 酸液和添加剂的选择、施工方案设计、酸化效果评价等。其中，酸液的浓度根据酸液配方来确定，酸液配方通过室内试验获得，室内试验包括溶蚀试验、配伍试验、缓蚀试验和岩心伤害试验。

酸液用量是根据处理半径、油层厚度和油层有效孔隙度来确定：

V=πR2hφ

(1)

式中：V—— 酸液用量，m3；

R—— 酸化半径，m；

h—— 油层厚度，m；

φ—— 油层有效孔隙度，%。

其中，h、φ可从井史资料中查得； 酸化半径R通常根据实践经验取值，R应大于伤害污染半径。

考虑到地面流程恢复需要一定时间，通常选用有一定缓速能力、作用距离稍长的解堵酸化工艺[13-14]，每米解堵距离的酸液用量为1.0～1.5 m3。

2.3 复产方案

常用的低压井复产方法有气举、液氮气举、连续油管气举等[15-16]。这些方法对产水井、低渗井或其他类型井的复产行之有效，但用于低压高渗无水气井的复产并非有效或经济。在此推荐的方法是，采用车载压缩机向气层注气、开井生产。这种方法用于西南油气田地区尚属首例。

利用车载压缩机将高压天然气通过油管或套管注入气层。注气量应确保进入井筒或地层的流体被气体推入地层中，实现注入气与地层天然气的有效沟通，从而实现依靠气层天然气实现顺利排液复产的目的。根据多口气井注气经验，注气量一般大于20×104m3即可。当完成标定注气量后，停止注气，由排液管线放空排液或倒入生产流程，实现气井顺利复产。

3 应用效果分析

3.1 气井概况

以TS11井、LH2井为例，TH11井岩层为云质灰岩砂屑岩针孔云岩，LH2井岩层为深灰褐色灰岩鲕灰岩。这2口井均表现出地层压力系数低、渗透率大、产气量高且不产水的地质特征，均产凝析水，采用高强度暂堵体系进行维护和复产。表1所示为TS11井、LH2井的井况。表2所示为TS11井、LH2井的工况。

表1 TS11井、LH2井的井况

表2 TS11井、LH2井的工况

注：复产率=维护作业后的产量维护作业前的产量×100%。

3.2 现场维护及复产效果分析

3.2.1 TS11井维护及复产效果分析

TS11井维护作业前期采用大量清水压井，漏失严重，累计注入KCl压井液高达900 m3，未能成功压井。之后，采用暂堵剂47 m3实施暂堵，仅用时3 d就完成了压井任务，暂堵效果显著。进行酸化解堵后，因恢复地面流程导致施工暂停8 d，复产初期先利用该井自身能量放喷时间长达10 d，但未能实现成功复产。之后，采用车载压缩机向井筒注气开井复产，累计注气量为38×104m3，用时3 d即复产成功，复产率达75%。

在该井注气期间，油压、套压出现3次异常上升，反映了3次受阻现象(见图1)，说明压井液的大量漏失以及酸化作业中残酸长期滞留于井周产层，造成了污染与阻塞。通过连续大量注气，可实现地层解堵，同时提供了气井连续带水的供给气源，对井筒与井底积液外围气藏气源的有效连通起到了搭接促进作用，利于气井稳定生产(见图2)。

图1 TS11井2014年车载压缩机注气曲线

图2 TS11井2014年生产曲线

3.2.2 LH2井维护及复产效果分析

在总结TS11井修井复产成功的基础上，针对LH2井优化细化了修井复产工艺。优先采用40 m3暂堵剂压井，有效压稳地层，减少气体与压井液的置换，成功率达100%，仅用时4 d即完成压井任务，缩短了工期。更换原井管柱后采用了胶凝酸进行酸化，同时完成了地面排液管线的连接，随后立即使用车载压缩机注气，注气压力平稳(见图3)。累计注气量为21.6×104m3，注气后解除了近井地带的堵塞污染，开井排液仅用时1 d即成功复产，复产率达122%，增产效果显著(见图4)。

图3 LH2井井车载压缩机注气曲线图

图4 LH2井生产曲线图

4 结 语

针对低压高渗透无水气井，采用暂堵剂堵漏压井、解堵酸化和压缩机向地层注气，以实现维护及复产，这是保持老井产能的有效方法。现场应用情况表明，暂堵剂能封堵地层流体，防止压井液大量漏入地层，对气层进行保护，降低了气井修井难度，缩短了修井周期。在酸化前应恢复地面流程，且车载压缩机、仪表车等施工车辆必须到场。酸化后及时采用压缩机注气返排，对地层解堵的同时提供了气井连续带水的供给气源，对井筒与井底积液外围气藏气源的有效连通起到了促进作用，提高了气井复产的成功率。