涩北气田疏松砂岩气藏储集层堵塞机理及解堵技术应用

2023-02-12廖丽欧宝明陈君吴程姜琪倪勇赵玉

新疆石油地质 2023年1期

廖丽，欧宝明，陈君，吴程，姜琪，倪勇，赵玉

(中国石油青海油田分公司a.钻采工艺研究院；b.生产运行处，甘肃敦煌 736200)

涩北气田第四系疏松砂岩气藏是柴达木盆地天然气开发的主要气藏，储集层胶结强度低，岩性以含泥粉砂岩和泥质粉砂岩为主，整体上具有泥质含量高和压力敏感性强的特点[1-3]，水体主要以边水的形式存在，属于中—强水驱气藏，现今地层压力系数为0.72，常见作业井漏失[4-5]。

随着气田的深入开发，气井出水出砂日益严重。此外，外来流体侵入导致储集层气相相对渗透率降低，堵塞频发，严重影响气井产能[6-8]。针对储集层堵塞的30 余口井，采取了增大生产压差、注气、注水等解堵措施，解堵有效率仅约为23%，效果不佳。本文针对涩北气田疏松砂岩气藏储集层泥质含量高和出水加剧的特点，以保护储集层为目标，开展储集层堵塞和解堵模拟实验，研制高效低成本的解堵液，为研究区气藏的有效开发提供服务。

1 储集层堵塞机理

涩北气田第四系疏松砂岩气藏储集层以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和含粉砂泥岩为主，填隙物主要为伊利石、绿泥石、方解石和白云石，还有少量重晶石及铁氧化物，其中，伊利石和绿泥石含量高；胶结物以方解石和白云石为主，储集层水敏性较强。储集层孔隙度主要为30%～35%，渗透率主要为1.0～10.0 mD，属于高孔中—低渗储集层。

随着开发步入中—后期，水侵加剧，储集层岩石骨架承受压力增大，储集层渗透率下降，地层压力系数下降，85%的作业井存在不同液量的漏失，造成钻井液、压井液、冲砂液、压裂液等侵入储集层，使得储集层渗流通道水锁[9-14]。气井压力下降，出水增多，造成液相流体水锁、黏土矿物水化膨胀和分散运移，是储集层物性变差的主要因素。

1.1 储集层堵塞实验

结合涩北气田第四系疏松砂岩气藏储集层实际参数，分别制作不同孔隙度、渗透率、含水饱和度和黏土矿物含量的样品，开展水侵伤害评价实验，实验步骤如下：①样品洗油，烘干；②用天然气测定有效渗透率；③将孔隙度、渗透率及黏土矿物含量不同的样品放入盛有地层水的烧杯中，自发渗吸72 h后取出并擦干，将样品在用地层水浸湿的纤维上滚动，使其除两端面之外的外表面均匀浸湿，直至样品吸入水的质量是所要建立含水饱和度需要的水的质量；④开展样品驱替实验，测定渗析后的有效渗透率。

计算渗透率伤害率：

式中K1——渗析前样品有效渗透率，mD；

K2——渗析后样品有效渗透率，mD；

ηd——渗透率伤害率，%。

1.2 孔隙度对储集层堵塞伤害的影响

分别制作孔隙度小于10%、10%～20%和大于20%的样品，开展孔隙度对储集层堵塞伤害影响的模拟实验。由实验结果可以看出，储集层样品孔隙度越小，渗透率伤害率越大(图1)。从毛细管力的Laplace公式可知，地层岩石的孔径越小，所产生的自吸毛细管力就越大，就会出现越强的自吸效应。在气藏开发过程中，水相一旦大量侵入产层，毛细管自吸效应会十分显著，进而产生水锁，近井地带水锁会缩小或封闭气体流向井筒的通道，造成气井产能降低[15-19]。

图1 研究区储集层样品渗透率伤害率与孔隙度的关系Fig.1.Relationship between permeability damage rate and porosity of the reservoir samples from the study area

1.3 渗透率对储集层堵塞伤害的影响

分别制作渗透率小于10 mD、10～100 mD 和100～500 mD 的样品，开展渗透率对储集层堵塞伤害影响的模拟实验。由实验结果可以看出，样品渗透率越小，渗透率伤害率越大(图2)。这是由于通常渗透率较小的样品孔喉半径较小，毛细管力较大，自吸效应更显著。

1.4 含水饱和度对储集层堵塞伤害的影响

制作6 块含水饱和度不同的样品，开展含水饱和度对储集层堵塞伤害影响的模拟实验。由实验结果可以看出，样品含水饱和度较高时，渗透率伤害率较大(图3)。这是由于含水饱和度越高，则初始含水饱和度和束缚水饱和度的差值越大，多余的水滞留孔道，使得样品渗透率降低，水锁伤害程度提高。

图3 研究区储集层样品渗透率伤害率与含水饱和度的关系Fig.3.Relationship between permeability damage rate and water saturation of the reservoir samples from the study area

1.5 黏土矿物含量对储集层堵塞伤害的影响

采用钻井用钠基膨润土，分别制作黏土矿物含量为10%、20%、30%和40%的样品各2 个，开展黏土矿物含量对储集层堵塞伤害影响的模拟实验。由实验结果可以看出，样品的黏土矿物含量越高，渗透率伤害率越大(表1)。这是由于黏土矿物水化膨胀后，储集层孔喉缩小，渗透率降低，因此，黏土矿物含量越高，对储集层的伤害越大。非膨胀性的黏土矿物会分割和充填孔喉，产生大量的微孔隙，并表现出强烈的亲水性，增大毛细管力自吸趋势能和流体束缚能，使得储集层潜在堵塞效应增强。

表1 研究区储集层不同黏土矿物含量样品渗透率变化Table 1.Changes of permeability of the reservoir samples with different clay mineral contents

2 解堵方法

增大生产压差、注气、注表面活性剂和注解堵液解堵应用较为普遍，可操作性强[20-27]。针对上述方法开展解堵模拟实验，增大生产压差、注气解堵和注表面活性剂解堵后，测定解堵后样品有效渗透率，实验后样品渗透率提高20.0%～30.0%。此外，设置以下类型的解堵液：解堵液1 为1.0%～3.0%氟硼酸+3.0%缓释酸；解堵液2 为1.0%～3.0%氢氟酸+8.0%盐酸；解堵液3 为8.0%～10.0%盐酸前置酸+1.0%～3.0%氢氟酸+8.0%盐酸，采用解堵液3进行解堵后，样品渗透率最大可提高55.3%(表2)。储集层孔喉堵塞物的有效溶解，降低了近井带黏土矿物运移对储集层的伤害，有效提高了储集层渗流能力。

表2 不同类型解堵液对研究区储集层的解堵能力Table 2.Performance of different plugging removal fluids in the reservoirs of the study area

结合涩北气田第四系疏松砂岩气藏储集层特征，针对高黏土矿物含量导致微粒运移堵塞储集层的情况，在不伤害储集层骨架结构的前提下，通过酸液溶解储集层淤塞的泥质或其他堵塞物，达到解除储集层堵塞的目的。在上文所述优选解堵液类型的基础上，测定不同比例酸液对研究区储集层的岩屑溶蚀率(表3)，明确了盐酸使用比例为4.0%～10.0%，氢氟酸使用比例为1.0%～1.5%。若盐酸比例大于10%，氢氟酸比例大于1.5%时，样品溶蚀率预计超过45.0%，可能导致储集层骨架破坏，增大出砂风险。

表3 研究区储集层样品注入不同酸液配比解堵液的岩屑溶蚀率Table 3.Cutting dissolution rates of reservoir samples after injecting plugging removal fluids with different proportions of acid

此外，研究区储集层的堵塞原因多为复合型，因此，应在解堵液中添加解水锁剂以提高解堵效果，同时也可降低解堵后返排液的表面张力，从而利于液体排出。通过实验可知，解水锁剂质量分数为2.1%时，表面张力降至最低为21 mN/m。考虑成本及气井水锁程度，确定研究区解水锁剂质量分数为1.0%～2.0%。综上所述，最终优选出前置酸为8.0%～10.0%盐酸，主体配方为4.0%～10.0%盐酸+1.0%～1.5%氢氟酸+1.0%～2.0%解水锁剂的解堵液。

3 实际应用

为增强措施针对性、提高施工效率及降低成本，确定3 个选井原则：①停产前生产平稳，具备复产潜力；②气举空循环，未砂埋或少量砂埋；③人工助排无气水，关井注气压力高。现场采用原井不动管柱进行施工，解堵剂注入储集层后沿井轴径向扩散，考虑解堵液在储集层中多沿溶蚀后的孔隙推进，酸液用量设计中考虑近井地带储集层孔隙度，防砂充填部位孔隙度为37.4%，地层孔隙度取堵塞井实际值。

2020 年，优选17 口停产井，开展化学解堵技术先导性试验，施工成功率为89%，施工复产率为56%，试验井平均日增产气量为6.5×104m3，累计增产气量为1 776.2×104m3。2021 年，不断优化工艺技术，在井均酸液用量降低14.67%、井均解堵半径缩小16.36%、储集层每米解堵液用量下降21.21%的基础上，储集层解堵后复产率提升至85%，相比优化前复产率提高了29%(表4)。同时，经解堵类型和施工车组优化，单井施工费用降低67%，现场推广应用92 井次，天然气日产量为41.4×104m3，累计增产气量为5 800.0×104m3，应用效果显著。