元坝气田X1井井筒堵塞原因分析

万里平，姚金星，李皋，王柏辉，熊昕东，伍强

1.油气藏地质及开发国家重点实验室(西南石油大学)，四川 成都 610500 2.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000

元坝气田位于四川盆地东北部的巴中、南充及广元地区，是中石化在川东北地区的重点勘探区块，也是目前国内埋藏最深的海相大气田[1,2]。该气田于2011年8月底正式开建，截至2017年底，产能达34×108m3/a。元坝气田属高温、高压、高含硫气藏[3]，目前已有部分气井在生产过程中出现不同程度的堵塞。

元坝气田的气井在投入生产前，一般要经过钻井、固井、酸压改造等工序，气井(如元坝27-3H井、元坝102-1H井、元坝1-1H井)在生产过程中经常出现生产管柱堵塞，导致井筒气压降低，天然气产量下降，严重影响气井安全生产。为此，笔者通过对元坝气田X1井堵塞物取样，采用X射线衍射(XRD)、红外光谱(IR)、热重分析(TGA)等现代表面分析技术对堵塞物样品进行无机组分和有机组分分析，并结合入井流体种类与气井作业史，可分析堵塞物主要成分，明确引起气井堵塞的主要原因，为下一步采取有效的解堵措施提供依据。

1 测试样品与测试方法

1.1 测试样品

图1 堵塞物外观 图2 堵塞物中的最大颗粒Fig.1 The appearance of the blockage Fig.2 The largest particle of the blockage

X1井井口取出的堵塞物呈黑色颗粒状(见图1)，含有较淡的硫化氢和原油味道。堵塞物粒径大小差异较大，用游标卡尺测得最大堵塞物尺寸为28.10mm×9.22mm(见图2)。后续测试实验中均采用该堵塞物样品。

1.2 测试方法

采用德国Stereo Discovery V2.0体视显微镜对堵塞物进行粒径统计分析；采用美国FEI公司Quanta450型环境扫描电子显微镜(SEM)(附带X射线能谱(EDS)仪)对堵塞物进行微观结构观察和元素分析；采用荷兰帕纳科公司X’ Pert PRO粉末X射线衍射(XRD)仪对堵塞物无机组分进行分析；采用北京瑞利分析仪器有限公司WQF 520型红外光谱(IR)仪对堵塞物中的有机成分进行分析；采用瑞士Mettler Toledo(梅特勒-托利多)TGA/SDTA851e 热重分析仪对堵塞物样品进行热重分析；采用瑞士Mettler Toledo(梅特勒-托利多)DSC823e 差热分析仪对堵塞物样品进行差热分析。

图3 堵塞物粒径统计结果Fig.3 Statistical results of particle size of the blockage

2 测试结果与分析

2.1 粒径分析

采用德国Stereo Discovery V2.0体视显微镜对堵塞物粒径分析结果见图3。粒径统计分析结果表明，堵塞物颗粒直径主要分布在120～220μm，粒径中值为170.14μm。

2.2 SEM与EDS分析

采用美国FEI公司Quanta450型扫描电子显微镜(SEM)(附带X射线能谱(EDS)仪)对堵塞物微观结构及元素组成进行分析。堵塞物的SEM外观如图4所示，样品粒径分布不均匀，分选性较差。对该堵塞物进行区域元素分析，其EDS分析结果如图5和表1所示。

图4 堵塞物SEM图(×200) 图5 堵塞物EDS图谱Fig.4 SEM graph of the blockage (×200) Fig.5 Results of EDS of the blockage

表1 堵塞物EDS分析结果Table 1 EDS analysis results of the blockage

EDS分析表明，堵塞物主要元素依次为C、S、Fe、O、Ba、Na、Au。C和O可能来源于有机组分，其质量分数分别为32.60%、2.97%；S和Fe元素为地层矿物组分或是H2S与井下金属管材的腐蚀产物，其质量分数分别为24.31%、23.86%；Ba元素来源于钻井液中添加的BaSO4加重剂，其质量分数为10.02%；Na元素来源于地层水，其质量分数为1.13%；Au元素来自处理样品时的镀膜。

2.3 无机成分XRD分析

采用荷兰帕纳科公司的X’ Pert PRO粉末X射线衍射(XRD)仪对堵塞物样品无机成分进行XRD分析，其分析图谱如图6所示,发现其衍射峰与黄铁矿(FeS2)和重晶石(BaSO4)晶体的标准衍射图谱(JCPDS42-1340和JSCDX-1035)相符。图6中2θ为33.98°、38.85°、43.28°、48.37°、56.82°、58.82°、62.24°和64.92°等处，分别出现了黄铁矿晶相的(200)、(210)、(211)、(220)、(311)、(222)、(230)、(321)晶面衍射峰；在2θ为23.69°、28.52°、36.89°、51.28°等处，出现了重晶石(111)、(121)、(221)、(330)晶面衍射峰，该堵塞物中的无机组分主要为FeS2和BaSO4。由这些峰值的强度和峰面积，得出FeS2和BaSO4的相对质量分数分别为86.53%和13.47%。其中,FeS2应为地层矿物组分或是H2S与井下金属管材的腐蚀产物；BaSO4来源于钻井液中添加的加重剂[4]。此外，根据以往经验，该堵塞物中应该还含有伴随产气带出的地层微粒(SiO2)，因其含量太低，没有检出。

2.4 有机成分IR分析

采用北京瑞利分析仪器有限公司的WQF 520型红外光谱(IR)仪对堵塞物中的有机成分进行分析，其IR分析图谱如图7所示。可以看出，3415cm-1为—NH2，2923cm-1和2856cm-1为—CH2，1830cm-1为酸酐，1423cm-1为RCHO、R—COO—，1123cm-1为酸酐、R—(C═O)—R或R—CHO，873cm-1为R—CHO，701cm-1为—(CH2)n—。由于样品的基团较多，成分复杂，无法准确判断有机物具体成分。结合入井流体种类进行初步判断，该堵塞物含有酰胺类缓蚀剂、沥青质类重烃组分和磺化类水基钻井液添加剂。

堵塞物中的酰胺类物质可能来源于酸压中添加的缓蚀剂，在重庆气矿的池11井、池33井也曾发生酰胺类缓蚀剂与井下钻井、完井过程中残余污物及腐蚀产物胶结，造成井下油管堵塞的现象[5-8]。

图6 堵塞物XRD分析图谱 图7 堵塞物有机成分IR图谱 Fig.6 Results of XRD of the blockage Fig.7 IR spectrum of organic components of the blockage

沥青质类重烃组分可能来自于入井流体中的油类产品(如RH-220润滑剂)高温降解产物，也可能来自于地层中的胶质、沥青质[9,10]。依据中石化勘探开发研究院研究成果《元坝气田长兴组礁滩相气藏复杂气-水关系成因》，对气藏沥青含量在岩心中的分布统计可知，元坝西北部-北部礁带圈闭沥青含量明显高于元坝东部井区。元坝西北部-北部礁带(元坝X1井区位于该位置)孔喉沥青质量分数平均为80%，东部井区孔喉沥青质量分数平均为10%。在其他条件相同的情况下，从理论上而言，元坝西北部-北部礁带的生产井应该比元坝东部井区的井更容易堵塞，与现场气井堵塞情况基本相符。

元坝气田储层段的钻开液体系主要为水基“三磺类”体系，钻井液配方中含有0.5%SMC(磺化褐煤)+3%SMP-2(磺化酚醛树脂)+3%SPNH(磺化褐煤树脂)。元坝气田发生钻井液漏失的井有15口，漏失量为1.5～2000m3不等，但统计发现目前发生复合堵塞的井一般都没有发生钻井液漏失，使得在前期的研究工作中均未考虑钻井液添加剂引起的堵塞，元坝X1井在钻井过程中也未发生漏失。即使在钻井过程中未发生漏失，但钻井液通过裸眼井壁进入地层一定深度是不可避免的[11]；添加剂实际耐温能力可能比理论值偏低，导致“三磺类”高分子物质高温降解。

X1井堵塞物(见图1)虽然在常温下呈黑色颗粒状固体，但在室内加热到100℃以上时，则变成熔融状态的黏稠状物质，待其冷却凝固后，堵塞物变得质地坚硬，且表面油黑发亮，外观形貌如图8所示，与沥青类产品先加热然后冷却过程中的形貌变化类似，且加热过程中有股淡淡的硫化氢臭味产生。

2.5 热重分析

2.5.1 不同温度下失重分析

图8 堵塞物加热冷却后外观形貌 图9 堵塞物失重率 Fig.8 Appearance of the blockage after heating and cooling Fig.9 The weight loss rate of the blockage

用电子天平称取适量的堵塞物样品置于坩埚中，依次在40、60、80、100、120、140、160、180℃条件下恒温加热2h，冷却40min后称重，计算出堵塞物失重率，结果如图9所示。随着温度升高，堵塞物样品中的低沸点挥发性组分和自由水逐渐从样品中挥发，导致堵塞物重量不断减轻，在温度从80℃到120℃区间，堵塞物失重率最大。

采用瑞士Mettler Toledo(梅特勒-托利多)TGA/SDTA851e 热重分析仪对堵塞物样品进行热重分析，结果如图10所示。在40～800℃测试温度范围内，堵塞物最大失重速率发生在温度为410℃附近，其中在230～510℃温度范围内，堵塞物样品质量从11.9955mg降为5.5611mg，堵塞物样品失重6.4344mg，失重率为53.64%，因此该堵塞物中有机组分质量分数约为53.64%。

2.5.2 差热分析

采用瑞士Mettler Toledo(梅特勒-托利多)DSC823e 差热分析仪对堵塞物样品进行差热分析，结果如图11所示。

图10 堵塞物热重分析结果 图11 堵塞物热流率与温度的关系Fig.10 Results of thermogravimetric analysis Fig.11 Relationship between heat flow rate of the blockage of the blockage and temperature

从图11可知， 在温度为98℃附近，堵塞物中出现吸热峰，室内加热堵塞物时，观察到堵塞物由固体颗粒状态向熔融状态转变；170℃附近堵塞物中出现放热峰，此时堵塞物中部分有机物开始出现氧化分解，室内加热过程中当堵塞物加热到170℃左右时，有股沥青质类烧焦的味道产生，同时伴随淡淡的硫化氢臭味，室内加热实验现象与堵塞物差热分析结果相符。

3 现场解堵作业

表2 元坝气田部分气井解堵作业效果统计 Table 2 Statistics on the effectiveness of blockage relieving operation in partial gas wells of Yuanba Gas Field

造成元坝气田气井堵塞的堵塞物从来源上分为2大类，分别为天然气水合物和复合堵塞物。其中由于天然气水合物造成的堵塞主要发生在开井初期，目前对其生成条件与形成机理的研究比较透彻[12-15]。而复合堵塞物造成的气井堵塞主要发生在生产过程中，目前对其形成机理、主要堵塞物成分有一定认识，尚缺乏深入研究[16，17]。表2为元坝气田部分气井解堵作业效果统计情况。

从表2可知，对于天然气水合物造成的堵塞，通过采取泵注热水、泵注甲醇、环空加热和连续油管作业等方式加以解除，其解堵效果较好。对于复合堵塞物造成的堵塞，可采用药剂解堵和连续油管作业2种方法进行解堵作业，但有效期一般不是很长[18]。例如YB27-3H井第1次采用活性酸解堵，有效期为60d；第2次采用解堵酸解堵，有效期仅15d，气井生产至今已经进行了多次解堵作业。前期的研究表明，对于复合堵塞物，不同气井的堵塞物可能不同，即使是同一口井，在不同生产时期产生的堵塞物其成分差异也可能较大。因此，解除井筒复合物堵塞远较解除天然气水合物造成的堵塞难度大[19,20]。

元坝气田X1井生产至今已发生5次堵塞，前4次均采用井口注酸工艺解除堵塞实现复产，但复产后很快再次堵塞，表现为解堵不彻底。在详细分析X1井堵塞物组分基础上，解堵作业采用首先连续油管探得堵塞点位置，冲洗后采用无机酸+有机解堵剂的方式成功解除井筒堵塞。X1井解堵后井口油管压力由26MPa升至40.8MPa，气量由32×104m3/d增加至35×104m3/d。

4 结论

1) 通过对元坝气田X1井堵塞物中有机组分和无机组分分析，初步判断该井以有机复合物堵塞为主。复合物中有机组分主要为酰胺类缓蚀剂、沥青质类重烃组分和磺化类水基钻井液添加剂，其质量分数约为53.64%；无机组分主要为FeS2和BaSO4，其质量分数约为46.36%，二者相对质量分数分别为86.53%和13.47%。

2) 元坝气田气井堵塞物主要为天然气水合物和复合堵塞物2大类。由于对复合堵塞物的形成机理和成分确定尚有难度，致使解除井筒复合物堵塞远较解除天然气水合物堵塞效果差。

3) 在详细分析X1井堵塞物组分基础上，解堵作业采用首先连续油管探得堵塞点位置，冲洗后采用无机酸+有机解堵剂的方式成功解除井筒堵塞。X1井解堵后井口油管压力由26MPa涨至40.8MPa，气量由32×104m3/d增加至35×104m3/d，取得较好解堵效果。