迪那2气田井筒堵塞物来源分析及解堵方法

2019-04-10尹怀润白晓佳

江汉大学学报（自然科学版） 2019年2期

吴燕，唐斌，晏楠，尹怀润，白晓佳，达扬

（中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

0 引言

迪那2气田为块状底水裂缝发育的凝析气田，原始地层压力105.89 MPa、温度139 ℃，总体上属于低孔、低渗和特低渗碎屑岩储层，目的层苏维依组中深5 046.16 m、库姆格列木群中深5 253.15 m，碎屑组分以石英为主，其次为岩屑，长石含量低，胶结物以方解石类为主。2009年投产后在单井井口间断获取异物，多数井存在油压异常现象。自2015年以来，相继有6 口井因生产异常油压低至回压关井，已治理恢复5 口。目前油压异常井20 口，井口见异物的单井16 口，油压接近30 MPa 面临关井风险的单井6 口。井筒堵塞情况普遍，严重影响单井产能，增加正常井生产压力，需优选解堵方法，最大程度地恢复单井产能，延长治理措施的有效周期。

1 井筒堵塞物来源分析

迪那2气田自投产以来获取的井口异物样品（图1）、措施作业中获取的堵塞物样品（图2）共有67个，化验30 井次，各井次主要成分有所差异，主要以二氧化硅、碳酸钙、有机物为主。

图1 井口获取的异物Fig.1 Pictures of foreign matter at well head

1.1 二氧化硅来源

迪那2气田的岩石主要组成为石英、岩浆岩、方解石、泥质，且分布不均，不同井间、不同层位有差异。异物中的二氧化硅来源于地层岩石中的主要组成物质。经计算统计，声波时差tc高于295 μs/m的5 口，无单井高于395 μs/m；孔隙度Φ高于20%的1 口；弹性组合模量Ec低于2 × 104MPa 的1 口；从经验预测出砂指标分析数据可见表1，只有个别井的个别井段处在轻微出砂的范畴，大多数井处于不出砂的范畴，单纯的基质很难出砂。因此，认为二氧化硅初期主要来源为射孔破碎带的岩石，随着地层压力下降，后期二氧化硅主要来源于裂缝发育区，尤其是相对砂岩强度更低的砾岩裂缝发育区。

表1 经验预测出砂指标与迪那实际结果对比表Tab.1 Comparison of experience forecast and real results of sand production in Dina

1.2 碳酸钙来源

异物中的碳酸钙形成受环境影响较大，原理类似钟乳石的形成。迪那2气田目前水气比为0.1（m3）∶104（m3），氯根1.0 × 104mg/L，储层中存在水相流动；二氧化碳平均含量0.5%、初始分压0.5 MPa，含量、分压较高；岩石胶结物以碳酸钙为主。在储层中碳酸钙、液相水和液相水中的二氧化碳反应生成碳酸氢钙；同时，受液相水中其他离子影响，液相水中碳酸钙本身就有一定的溶解度。在井筒中，尤其是井筒下部堵塞节流后，压力下降明显，导致液相水蒸发、二氧化碳分压下降致使液相水中二氧化碳含量下降，促使碳酸氢钙分解为碳酸钙、二氧化碳和水，形成碳酸钙沉淀。从井筒中天然气水蒸气含量变化典型曲线（图3、图4）可见，在井筒下部，主要受压力下降的影响，液相水蒸发，天然气水蒸气含量升高；从水中3 种碳酸离子的比例可见，随着水中二氧化碳溶解度下降、pH 值升高，碳酸氢根比例逐步下降，碳酸根比例逐步上升；同时，堵塞节流引起的温度下降会让碳酸钙的溶解度下降，原本就溶在液相中的碳酸钙析出。两者的综合作用，最终促使碳酸钙逐步结晶堆积堵塞管柱［1-3］。

图3 井筒中天然气水蒸气含量变化典型曲线Fig.3 Variation of vapor in production pipe

图4 水中各种碳酸化合物相对含量与pH 值的关系Fig.4 Relationship between relative content of various carbonates and pH value in water

1.3 有机物来源

异物中有机物含量通过测定550 ℃灼烧失重获取，推测有机物来源为钻完井漏失返排液和反凝析液中的有机质。迪那2气田平均孔隙度Φ为3.15% ～8.97%，渗透率为0.09 ～1.11 mD，裂缝发育，平均裂缝密度0.48 条/m，非均质性强。钻完井液漏失量大，目的层段平均漏失460 m3；试油时基本酸化，试油测试时间短，进站初期pH 值低；受单井裂缝发育情况、基质物性和生产情况等的差异影响，漏失液返排期为3 ～24 个月，甚至更长。DN2-28 井有缆测试通井遇阻带出的异物，通过红外谱分析为沥青类化合物（图5），可证实这一点。PVT 测试迪那2气田平均反凝析压力48 MPa，平均露点压力42 MPa，定容衰竭实验最大反凝析液量0.77%，对应压力11 MPa。异常单井关井前油压均值20 MPa，折算井底压力36 MPa，井筒、近井带存在反凝析。

图5 DN2-28 通井带出物红外谱图Fig.5 Infrared spectrogram of foreign matter in DN2-28 well

2 解堵方法

目前在迪那2气田采用过的井筒解堵办法有4 种，分别为油管穿孔、连续油管疏通管柱、大修更换管柱和酸化井筒化学解堵［4-7］。

2.1 油管穿孔

油管穿孔作业实施5 井次，整体表现为初期采气指数有所提高（表2），但持续时间短，后期油压下降速度与作业前基本相当。该作业只增加了穿孔位置流体的流动能力，堵塞物仍然存在井筒中，温度、压力、pH 值等环境变化引起的结垢、反凝析等进一步降低了堵塞物渗流能力，二次堵塞快且堵塞加重，最终面临关井风险，不能根本解决问题。

表2 油管穿孔前后生产数据对比Tab.2 Comparison of production data before and after oil pipe perforation

2.2 连续油管疏通管柱

迪那2气田54%的单井为非全通径管柱、未丢枪、射孔枪串平均长度328 m，生产管柱流动通道为射孔枪上部3 mm 孔径的筛管。对于非全通径单井，当井筒堵塞后，生产管柱为主要堵塞位置时，连续油管可以疏通生产管柱，但无法清除油套环空和筛管孔眼中的堵塞物；对于主要堵塞位置在油套环空和筛管孔眼中时，连续油管疏通管柱无法解决问题。对于全通径单井，受制于井下安全阀内径，连续油管疏通工具选择受限，根据单井的情况疏通深度、射孔段露出的厚度会有差异，可以疏通至射孔段甚至井底。整体来说，根据已有措施治理井情况，连续油管疏通管柱后可恢复一定产能（表3），措施有效期相对较长，但单纯的连续油管疏通管柱有一定的局限性［8-10］。

表3 连续油管疏通管柱措施治理前后生产数据对比Tab.3 Comparision of production data before and after plugging removal of coiled tubing

2.3 大修更换管柱

迪那2气田的部分单井一投产油压便存在波动，部分井生产一段时间后开始出现异常，极少部分单井油压正常。当油压出现异常波动或下降速度异常加快时，认为井筒处在堵塞初期；油压异常后单井平均能继续生产6年，6年后油压接近回压关井，从井筒开始堵塞至关井是个很漫长的过程。同时，从经验预测出砂分析认为地层大面积、破坏性的出砂可能性小，但由于措施治理作业中清理出的异物量不多，一般在100 L 左右，远不及强度薄弱区砂量（裂缝发育区、砾岩层、钻完井污染岩石强度破坏带），因此，出砂结垢问题在迪那2气田具有一定时期内的持续性。通过大修更换管柱，将井筒全部清理干净的可能性更大，最大可能地清除井筒堵塞物，新的全通径生产管柱可满足动态监测测试，也为后期连续油管疏通管柱至井底创造了条件；但仍存在二次堵塞问题，且费用比连续油管疏通管柱高10 倍左右，作业周期为连续油管疏通管柱的3 倍左右，射孔孔眼长时间浸泡在修井液中还会污染近井带。因此大修更换管柱有利有弊，根据单井实际情况如是否为全通径管柱、资料录取需求、后期治水等，可个别考虑。实际更换管柱产能恢复情况见表4。

表4 更换管柱措施治理前后生产数据对比Tab.4 Comparison of production data before and after tube replacement

2.4 化学解堵

根据异物的化验成分，化学解堵如井筒酸化解堵可以溶解其中的碳酸钙［11-13］。若井筒堵塞不严重、不连续或筛管孔眼节流处为主要堵塞位置时，井筒酸化解堵理论上是有效的。对于井筒堵塞严重、堵塞段长的情况，单纯的化学解堵剂可能难以渗透，导致作用范围有限或解堵困难，但若结合连续油管疏通管柱，可以相互弥补缺点，达到较好的效果［14-16］。2018年12月DN2-2 井的酸化井筒化学解堵措施的效果可证实该结论（表5）。