靖边气田低压气井深度解堵措施研究及应用

杨青松，杨 飞，任 磊，张 旬，于晓明

（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500；2.西安长庆同欣石油科技有限公司，陕西西安 710000）

靖边下古气藏H2S 平均1 426.04 mg/m3，CO2平均4.15%，采用抗硫管材+加注缓蚀剂防腐工艺，加之产水气井产出水矿化度普遍较高，部分气井管柱存在着严重的腐蚀和结垢现象。随着气井生产时间的延长，缓蚀剂裂解残留物、管柱腐蚀产物、气井产出液及其他入井剂的共同作用，造成气井井筒形成有机或者无机结垢，导致油管缩径、生产摩阻增大，严重时堵塞井筒无法正常生产。

2000-2022 年靖边下古井开展通井作业1 086 口/5 512 井次，其中通井遇阻或遇卡气井655 口/2 110 井次，占总通井数60.31%。从通井情况来看，结垢物主要集中在油管中下部、油套环空及近井地带储层中；通井遇阻位置主要在2 000 m 以下，尤其是3 000 m 至喇叭口的位置。随着气田开发时间的延长，气井井筒、近井筒堵塞问题日益凸显，造成流动压降增加，影响气井最终采收率。

另外，部分气井产出地层水或者凝析水，而开发气藏属于低渗致密储层，且非均质性较强，导致储集岩层含水饱和度增加，储层渗透率相应降低，部分气井存在着不同程度的反渗吸水水锁现象，影响到气井产能的正常发挥，主要表现在试气无阻流量折算目前压力下无阻流量的理论值与实际产量偏差、产量下降快等。目前气井井筒及近井地带储层解堵逐步成为气田开发中后期的常规维护措施[1-5]。

1 堵塞物成分分析

近年来，靖边气田利用气井大修作业、通井、气井解堵等有利条件，先后对20 余口气井井筒内结垢物进行取样分析，逐渐明确了井筒及储层结垢物成分及结垢机理。

以G1 井为例，该井配产2.0×104m3/d，生产过程中油套压差达3.0 MPa，从对井筒取出物化验结果来看，该井清出物主要成分为腐蚀产物硫化亚铁（Fe2+含量达到16.78%）和缓蚀剂裂解后形成的酸不溶物（含量8.47%），历年通井结果显示，该井多次通井，通井表面较脏，有黑色油污，因此，判断该井井筒较脏且有结垢现象。选取三口气井修井更换油管时提取的垢样进行实验分析及X 射线衍射分析，结果见表1。

表1 井筒结垢物组成分析结果 单位：%

从分析结果来看：

（1）G2 井筒的结垢物无机成分主要是FeCO3、Fe2O3和CaCO3，故井筒结垢物以腐蚀产物为主，其余为除油以外其他有机物以及采气过程中由储层带来的黏土矿物和一些结垢产物。

（2）G3 井筒结垢物中无机成分主要是FeCO3和FexSy，故井筒结垢物以腐蚀产物为主，其余为采气过程中由储层带来的黏土矿物、除油以外其他有机物，仅含有极少量结垢产物。

（3）G4 井筒结垢物中无机成分主要是CaCO3和SiO2，故井筒结垢物以结垢产物为主，其余为采气过程中由储层带来的黏土矿物，含有极少量腐蚀产物。这说明在不同的井下环境井筒所产生的结垢类型存在较大的差异。

结合前期开展的红外色谱分析、气相色谱对比分析、X 射线衍射分析结果，判断井筒结垢物主要成分组成为：

（1）有机成分15%～30%，其余为无机成分。

（2）有机成分基团与缓蚀剂主要活性基团接近，判断主要为缓蚀剂变性物。

（3）无机物主要为FeS、FeCO3、CaCO3和少量BaSO4，其中FeS 占90%以上。

2 堵塞机理分析

2.1 井筒结垢机理

从目前的井筒结垢情况看，结垢物形成主要有以下几方面原因。

2.1.1 缓蚀剂的影响 缓蚀剂主要由溶剂（煤油或柴油，体积含量75%～80%）、气相缓蚀剂（低分子物质，体积含量5%）、液相缓蚀剂（高分子物质，体积含量20%）组成。加注的缓蚀剂在高温高压下可能导致缓蚀剂中的高分子组分性能发生改变，轻组分不断挥发，黏度增加或者其有效成分发生降解或失效，形成裹夹腐蚀产物和地层砂粒的沥青状胶质物质，这些产物吸附于产层上污染产层，吸附于油管壁上使油管的有效通道变窄。

2.1.2 起泡剂的影响 目前，靖边气田气井加注起泡剂后引起井下结垢的现象并不普遍，但从国内其他气田气井的生产情况看，入井起泡剂若与地层产物发生反应或在高温情况下发生性质改变，也有可能引起井下结垢。部分泡排剂在井下压力温度作用下，亲水基团与地层水中的二价阳离子生成钙皂及镁皂，聚集在管壁上结垢管道，另外过期变质的泡排剂入井也会造成井下结垢。

2.1.3 无机盐的影响 地层水中含有大量无机盐，流体在进入井筒后由于温度压力降低造成微溶物质的溶解度下降，附着在井筒内，日积月累会产生垢物沉积。

2.1.4 腐蚀产物的影响 靖边气田气井产出流体中含高矿化度水、H2S、CO2等腐蚀性介质，形成了一种复合腐蚀环境，造成井筒腐蚀结垢，形成无机结垢。

地层产出的地层水加上天然气高速进入井筒油管内时，由于压力、温度迅速降低，导致管壁内形成凝析水，与天然气中所含H2S 混合变成弱酸，发生如下电离反应：

由于目前尚无高效率长时间防止H2S 腐蚀的缓蚀剂，井筒内生成FeS 在天然气井十分常见，由于FeS 是脆性片状非保护性物质，它能使金属腐蚀速率加快，在管道受到振动时会有大量粉状和片状物质脱落，与有机物黏结形成结垢物，日积月累最终在井筒内堆积形成大量结成硬块的FeS 腐蚀产物[6-8]。

2.2 储层伤害机理

结合气井生产动态，井筒取样分析，室内岩心模拟，推断近井地带堵塞主要存在以下三个过程：

（1）沉淀析出并附着结垢：气井在采气过程中，高矿化度地层水因地层压力下降，致使CaCO3、BaSO4溶解度下降，以沉淀方式析出并附着于近井地带，造成孔喉变小、渗透率下降，离子析出地层水矿化度也随之下降。

（2）堵塞进一步造成水锁：因孔喉变小，渗透率下降，毛管力变大，液相滞留作用明显，储层进而发生水锁。

（3）压力进一步降低，堵塞、水锁严重：气井压力、产量下降导致携液、携固能力下降，井底积液在毛管力作用下会自吸至井底周围岩石孔道中，从而影响气相渗透率，严重时产生水锁现象，造成产量异常递减或大幅下降。

3 低压气井解堵工艺

针对靖边气田部分气井井筒较脏、油套压差逐渐增大、气井产能下降快、存在井筒及储层结垢趋势的问题，对这类气井开展油管暂堵分段清洗+近井地带注气气驱深度解堵工艺试验，通过完善堵塞判识流程，配套形成气井解堵药剂体系，确立改造范围、用量计算、工序及加注制度等关键参数，制定标准作业程序及技术要求，保障工艺推广应用，达到增产增效、预防气井结垢的目的。

3.1 工艺原理

通过井口关放排液或者井口气举排液的方式进行积液排液，将井底积液排净后加注解堵剂进行井筒及孔眼清洗（清洗井筒期间严格掌握药剂反应情况，返排时间，清洗程度），重复清洗直至井筒及孔眼清洗干净为止。井筒及孔眼清洗完成后加注渗透率改造剂后通过压缩机向井筒注入高压天然气，使井底压力高于地层压力，确保近井地带渗透率彻底得到改善。关井反应后进行井口放喷，关井观察，若仍未达到预期效果，则重复上述操作，提高储层气相渗透率，从而达到恢复气井产能的目的。

3.2 解堵剂体系

考虑到气井垢物中存在无机垢、有机垢，应用相似相溶原理进行室内酸性除垢药剂的配制，同时为降低混合酸对管柱的腐蚀作用，优选加入了配伍性良好的缓蚀剂。

在现场作业过程中发现返排物中存在体积较大、表面附有沥青状、黏度较大的酸不溶有机质垢，返排困难，同时为中和每次作业后残留于井筒内壁的酸性解堵剂，配制了一种添加渗透分散剂的碱性除垢药剂，在作业中联合交替使用（碱性药剂用于井筒除垢），分散剂可以剥离掉垢表面的芳烃、石蜡、沥青等酸不溶有机质，拆散骨架后促进酸与填充物充分接触溶解，提高溶垢速率。

渗透率改造剂注入地层后进入岩石孔道和缝隙，来降低表面张力和毛细管力，可以解除水锁、改善近井地带渗流条件（表2）。

表2 解堵剂理化性质

3.3 解堵剂用量计算

3.3.1 井筒解堵剂计算 结合气井生产动态资料，计算井筒堵塞物含量，结合室内评价结果，计算解堵剂用量。

3.3.1.1 动态油管摩阻系数计算：

井底流压通过静气柱“平均温度及偏差系数法”进行计算，井口压力取套压。

3.3.1.2 理想光油管摩阻系数计算：

3.3.1.3 油管缩径率及堵塞物含量预计量计算：

缩径率：

3.3.1.4 井筒解堵剂用量计算 结合室内评价结果，按照堵塞物与药剂用量1∶2，酸性与碱性药剂用量按照1.5∶1.0，计算井筒解堵剂用量，实际根据返排堵塞物情况，可适当调整酸、碱药剂比例。

3.3.2 储层解堵剂计算 酸性药剂用量按照以下公式计算，取近井地带半径2 m，为防止将孔眼处溶解后垢物挤入地层深处无法返出，注入量略大于计算量。

若一个射孔段包含多个层位，则：

式中：R套-套管半径；R-注药半径；h-下古层位最上部射孔段顶界到人工井底的高度；h射孔段-射孔段涉及层位厚度；h层位-层位厚度；φ射孔段-射孔段涉及层位孔隙度；φ层位-层位孔隙度。

渗透率改造剂用量按照公式（5），取近井地带储层酸性药剂半径向外延伸1 m 进行计算，现场可根据改造效果适当增加药剂用量。

实例计算：选取G1 井近2 年内三个时间节点的数据，利用理论公式计算出井筒摩阻系数、油管缩径率及堵塞物预计量（表3）。

表3 G1 井历年井筒摩阻系数、油管缩径率、堵塞物预计量计算情况

通过计算油管中堵塞物预计量为3.03 m3。按照堵塞物与药剂用量1∶2，则解堵剂总用量为6.06 m3。酸性与碱性药剂用量按照1.5∶1.0，则酸性药剂用量为3.64 m3、碱性药剂用量为2.42 m3。

储层解堵酸性药剂取近井地带半径2 m，计算用量为8.70 m3，渗透率改造剂用量为10.48 m3，现场可根据改造效果适当增加药剂用量。

3.4 作业流程（图1）

图1 总体施工流程

3.4.1 生产动态核实 作业前安排倒单量生产72 h，准确落实气井油、套压、日产气、日产水量，并取水样开展水质全分析化验（第一次）。

3.4.2 排空井筒积液 先采用井口关放排液方式，根据排液情况确定是否进行井口气举排液，排液方式及积液排空判定条件如下：

3.4.2.1 井口关放排液 井口放喷时气井产气量稳定、连续产水或间歇性出水，油、套压差基本保持稳定，关井4～6 h 油、套压恢复至基本一致，气井产液量大于根据液面折算的井筒积液量，则可判定积液已排空。

3.4.2.2 井口气举排液 若采取上述措施排液效果不佳，或未能排通，选择采取压缩机（氮气车）气举排液。准备增压车，连接注气流程以及井口放喷流程（图2）。

图2 井口气举流程示意图

3.4.2.3 油管暂堵+清洗解堵 采取井口小剂量、油管暂堵+多次重复泵注解堵剂（200～600 升/次，酸性、碱性药剂交替加注）、关井反应+井口放空的方式进行解堵作业；引入了两种规格暂堵棒（图3），以延缓药剂下流速度，增加解堵剂与堵塞物作用时间，实现逐段解堵目的，同时可以辅助泡沫排水措施（每加注3 次解堵药剂后，必须加注1 次泡排剂），必要时配合气举带液，排出井筒内积液、堵塞物等，防止药剂加量过大造成返排困难、垢物堵塞井筒。

图3 暂堵棒性能参数

作业时根据返排情况调整暂堵棒大小和井筒解堵剂加注量，直到返排液清澈、透光可见为止，气井放空过程中压力、产气量及产水量基本平稳，则进行井底及近井地带清洗。同时作业时可根据药剂入井后的压力变化掌握好返排时间和返排量，加注初期返排量必须大于注入量，出现返排不彻底或返排失败时停止加注解堵剂，可从套管加注200～400 L 起泡剂溶液后进行气举，严禁盲目加注和返排导致井底主产层掩埋，最终造成作业后反而降产甚至停产。

3.4.2.4 清洗井底及近井地带 根据孔眼段厚度计算所需储层解堵药剂量（为防止将孔眼处溶解后垢物挤入地层深处无法返出，注入量略大于计算量即可），注剂完毕后连通油、套管，将站内来气或氮气经压缩机增压后同时连续注入油、套管，直到注气压力基本平稳，使井底流压略高于地层压力后，停止注气并关井反应20～24 h，进行井口放喷，并根据返排情况判断是否需要采取连续气举助排。若前期井筒清洗完毕后返排顺利，放空期间气流较好关井复压速度较快，说明储层附近孔道渗流条件较好，此情形下需取消注气环节，否则有将溶解后的垢物挤入地层深处的风险。

3.4.2.5 试生产（第一次）排液前、中、后期各取水样1 次并做好水样编号，测水样pH 值（作业区现场取样检测）合格后方可进行气井试生产。将气井导入集气站生产3 d，连续单量气量、水量，准确记录油、套压、进站压力变化，取水样开展水质全分析。

3.4.2.6 储层渗透率改造 通过加注储层渗透率改造剂，注气将改造剂推入储层、改变岩石润湿性、驱除毛细管中束缚水，实现渗透率恢复。

（1）根据作业井产层厚度和孔隙度以及作用距离计算所需储层渗透率改造剂，药剂注入后连通油、套管，将站内来气或氮气经压缩机增压后同时连续注入油、套管，直到注气压力基本平稳，使井底流压略高于地层压力。注气结束后关井反应24～36 h，进行井口放喷，返排时取样观察药剂反应情况。施工期间根据返排情况判断是否需要连续气举助排，必须保证返排量大于或等于注入量。

（2）若返排液未明显发挥作用且气井产能未恢复，则需分析原因并再次重复储层改造步骤。

3.4.2.7 试生产（第二次）施工完成后，将气井导入集气站生产一周，单量气量、水量，取水样开展水质全分析。气井生产稳定后，如实际产量高于地质预测，则后期每周倒单量落实气量1 次；如产量低于地质预测，需及时分析原因并制定下步措施。

4 应用效果

历年深度解堵73 口，井均增产气量1.5×104m3/d，井均措施有效期380 d，累计增产2.6×108m3，实现降低递减0.9%。

典型井：A1 井2016 年12 月起生产能力下降，日均产气量由7.0×104m3降至1.0×104m3，油、套压差长期保持在1.5 MPa 左右。2019 年9 月对该井进行储层深度解堵作业，作业期间排出大量垢物，解堵作业后气井产能恢复明显，油、套压差降至0.2 MPa 左右，日均产气量上升至6.0×104m3，生产稳定，目前仍在措施有效期内，累计增产达4 905×104m3[9-10]。

5 结论

（1）气井井筒解堵工作最好由“治”转为“防”，即对于部分有井下结垢趋势的生产井，采取以多次少量加注药剂的方式清除井筒及近井地带储层结垢物，使气井恢复产能并保持正常生产，达到增产增效、预防气井结垢的目的，这样可避免后期解堵或修井作业工作量大、施工费用较高的状况。

（2）通过开展了深度解堵工艺试验效果分析，表明该工艺具有很好的效果；对于有井筒结垢趋势、地层压力还较高的气井可尽早安排施工，可以利用地层能量排出反应残液，避免地层能量降低后再施工，增加作业难度。

（3）这种工艺方法需对药剂和注入周期进行研究试验和优化，尽量降低对生产的影响，必要时对地面工艺流程做一些改动，以适应生产解堵需要。同时作业期间需加强排液工作，这有利于迅速排出井内结垢物，延长措施有效时间。

（4）通过加注井筒及储层解堵剂作业，能够起到清洗井筒垢物、预防气井结垢、降低井筒结垢井后期治理成本的目的；结合气举工艺，低压阶段气井复合解堵对储层解堵更彻底、返排效果好、有效期更长，通过对试验气井增产情况统计评价，具有非常可观的经济效益和显著的降本增效效果，已成为靖边气田开发中后期提高采收率关键技术之一。