高磨臺緣帶燈影組氣藏氣井堵塞機理及治理對策

陳 林，呂亞博，歐家強，張 坤，李 娟

中國石油西南油氣田分公司川中北部采氣管理處，四川 遂寧 629000

引言

高磨臺緣帶燈影組氣藏地處四川省遂寧市、資陽市與重慶市潼南區境內，為樂山 龍女寺古隆起背景上NEE 向的大型鼻狀隆起構造。氣藏最有利的儲集巖類主要為富含菌藻類的藻凝塊云巖、藻疊層云巖和藻砂屑云巖。儲層段孔隙度主要分布在2.00%～5.00%，平均3.97%，儲集空間類型以溶洞、次生的粒間溶孔和晶間溶孔為主；滲透率主要分布在0.01～1.00 mD，平均2.89 mD；含水飽和度2.17%～89.56%，平均23.26%，總體屬于低孔低滲儲層[1-2]。該氣藏埋深5 000～5 300 m，地層溫度147.6～159.1°C，地層壓力56.65～59.08 MPa；氣藏流體以甲烷為主，平均92.68%，H2S 濃度8.7～45.1 g/m3，CO2濃度73.0～149.0 g/m3，為高溫、常壓、中含H2S 和CO2氣藏。氣井以水平井、大斜度為主，完井方式主要為裸眼完井，管柱為31/2′′油管或與27/8′′油管的組合，主要井下工具包括井下安全閥、封隔器和球座等[3]。

生產過程中，部分氣井不斷有堵塞物產生并隨氣流帶出（氣井不產地層水，產出液主要為凝析液和入井流體），導致井口生產流程堵塞或在井筒、地層內堵塞的情況，特別是井筒和地層堵塞導致油壓、產量大幅下降，甚至造成個別氣井井筒堵死、產量落零，嚴重影響了氣井產能。2021 年以來，高磨臺緣帶有12 口氣井先后發生井筒、地層堵塞，影響日產量約145×104m3。

針對含硫氣田氣井堵塞問題，許多學者在堵塞物成分、形成機理等方面都進行了大量研究。何競等[4]通過X 衍射、紅外譜圖分析以及掃描電鏡和能譜分析等方法，對J 氣田氣井井筒內堵塞物的組成性質以及形成機理進行了研究，認為堵塞物主要為CaCO3、FexSy和FeCO3等腐蝕結垢產物；孫娜娜等[5]對長慶氣田氣井井筒堵塞問題分析認為，造成堵塞的原因有緩蝕劑堵塞、高黏性物質堵塞、井下臟物堵塞和腐蝕產物堵塞等一種或多種原因的綜合結果；劉嬋等[6]總結了目前常用的氣井堵塞治理方法，包括物理解堵法，化學解堵法兩大類；付德奎等[7-9]針對普光高含H2S 氣田，明確了原始地層條件下天然氣中單質硫的含量，研究了地面以及井筒的硫堵塞規律以及堵塞治理方法，并且最終前瞻性地提出了儲層解硫堵的對策；李善建等[10-11]綜合研究了目前常用的化學解堵劑的應用進展及優缺點，并且分析了解堵工作液在制備與實際應用過程中存在的問題，并提出了未來解堵工作液的發展趨勢。

目前，針對類似于高磨臺緣帶氣藏含硫氣田的氣井堵塞治理方法大多通過延緩硫沉積的產生時間、減少硫與管道內壁的接觸面積以及以乙二醇作為載體對管道中硫堵塞嚴重的部位進行加熱溶解，但類似于高磨臺緣帶燈影組含硫氣藏多種堵塞機理并存的解堵體系構建相關的研究較少。本文根據高磨臺緣帶氣井堵塞實際情況，通過多種手段對堵塞物進行檢測分析，明確了堵塞物成分，深入分析堵塞物形成機理，優選出適用解堵劑；并根據不同堵塞類型，提出多項針對性解堵工藝技術，現場應用效果好，可在同類型含硫氣田推廣應用。

1 堵塞物成分分析

在井口檢維修和措施作業過程中獲取堵塞物樣品18 個，多為黑色與褐色固體混合物，粒徑分布范圍大，呈顆粒狀、片狀或塊狀（圖1）。

圖1 部分堵塞物樣品外觀Fig.1 Appearance of some plug samples

1.1 元素分析

采用能譜電鏡對樣品表面進行掃描分析表明，樣品微觀結構以塊狀、碎屑和片狀為主，見圖2。能譜分析表明，樣品組成元素以C、O、S 和Fe 等4 種元素為主（圖3），含少量Ca、Mg、Ba、Si、Cr 和Mo等元素（表1）。

表1 部分樣品元素分析結果Tab.1 Elemental analysis results of some samples

圖2 SEM 掃描下的樣品形貌Fig.2 SEM morphology of the samples

圖3 樣品EDS 圖Fig.3 EDS diagram of the sample

1.2 灼燒實驗

取一定質量的樣品在60°C烘箱2 h 后冷卻稱重，然后在600°C馬弗爐中灼燒4 h 后冷卻稱重，通過質量損失確定含水量及有機物、無機物含量。結果表明，堵塞物以無機物為主（65.02%～85.43%），有機物含量較低（10.81%～27.15%），見表2。

表2 樣品灼燒結果Tab.2 Burning results of samples

1.3 無機物成分分析

采用質量分數18% 鹽酸溶解，進一步確定無機物含量及酸溶情況。樣品酸溶率為23.8%～94.7%，平均約60.0%，差異較大。對樣品酸溶前后進行XRD 分析以確定其無機成分及相對含量（圖4）。分析表明，堵塞物樣品以FeS、FeS2、Fe7S8、Fe0.95S1.05和FeCO3等鐵化合物為主，含少量CaCO3、CaMg(CO3)2、S8和BaSO4。

圖4 某樣品酸溶前后XRD 圖Fig.4 XRD patterns of a sample before and after acid dissolution

1.4 有機物成分分析

某樣品的紅外光譜如圖5 所示，分析表明，該樣品的有機組分以烷烴、烯烴和醚類等為主。

圖5 某樣品紅外光譜分析Fig.5 Infrared spectroscopy analysis of a sample

某樣品的GC-MS 圖譜如圖6 所示，分析表明，該樣品的有機質以胺類及衍生物、烷烴、烯烴、醇類和苯系衍生物等為主，部分樣品含有單質硫。

圖6 樣品GC-MS 圖譜Fig.6 GC-MS spectrums of sample

2 堵塞機理研究

在堵塞物成分分析的基礎上，進一步查找堵塞物形成原因。對地層特征、完井方式、酸液體系、鉆井液漏失、返排率、完井管柱、投產前關井時間及生產時間等8 個方面進行基礎數據對比分析發現，堵塞井完井管柱及工具均為碳鋼材質，其他方面無明顯規律。

2.1 無機物來源

2.1.1 腐蝕產物

投產氣井中92.5% 完井管柱采用碳鋼材質，7.5%采用鎳基合金。碳鋼材質抗腐蝕性能相對較弱，目前，出現堵塞的氣井管柱均為碳鋼材質。

前期堵塞物成分分析結果發現，堵塞物主要為無機物成分，其中，管柱腐蝕產物占主導。根據硫化氫環境中主要的腐蝕類型及破壞特征分析認為，高磨臺緣帶氣井井下游離水、H2S 和CO2同時存在，結合腐蝕生成物與H2S 分壓關系曲線（圖7），分析認為H2S 腐蝕占主導地位，主要腐蝕類型為電化學腐蝕。

圖7 腐蝕生成物與H2S 分壓關系圖Fig.7 Relationship between corrosion products and H2S partial pressure

硫化氫離解反應

電化學腐蝕過程：

陽極反應

陰極反應

陽極產物

總反應

模擬發現，鐵在含H2S 環境中易被腐蝕形成硫鐵化合物。濕H2S 氣體在鋼鐵表面生成的是幾乎無保護性的Fe9S8；在100°C時，濕H2S 在鋼材表面生成的是Fe9S8和少量有較好保護作用的FeS；而在100～150°C時，濕H2S 在鋼材表面生成的是保護性較好的Fe1-xS 和FeS2（圖8，表3）[12]。

表3 不同H2S 濃度下腐蝕產物Tab.3 Corrosion products at different concentrations of H2S

圖8 金屬腐蝕布拜圖Fig.8 Pourbaix diagram of metal corrosion

高磨臺緣帶氣井普遍采用裸眼完井、分段酸化，完井井下殘余液體較多，高溫酸性環境下入井酸液、地層流體、H2S 及CO2對封隔器以下碳鋼材質油套管柱和工具鋼材產生化學腐蝕，形成腐蝕產物[13-15]，與入井流體、單質硫及鹽類晶體等混合形成了不同類型和形狀的復合堵塞物[16]。樣品檢測結果主要以FeS、FeS2、Fe0.95S1.05和FeCO3等形式存在，Fe 含量較高，Ca 和Mg 含量很少，表明堵塞物中的Fe 元素主要來自井下腐蝕產物。

2.1.2 地層巖石

由于氣井普遍采用裸眼完井、分段酸化，套管下至生產層頂部進行固井，封隔器以下井段未設置套管，生產層段裸露，同時，部分氣井堵塞物中發現了白云巖成分，因此，結合生產參數開展井壁穩定性分析，判斷井壁崩落的可能性。根據Drucker-Prage 準則，計算部分氣井的臨界生產參數，結果見表4。分析表明，高石E 井和磨溪G 井自投產以來配產產量一直低于臨界產量，井壁巖石能夠保持穩定，認為白云石成分來自于前期酸化壓裂殘留的部分不穩定巖石微粒。

表4 部分氣井臨界生產參數Tab.4 Production parameters of some gas wells

分析認為，大斜度井和水平井水平段中、遠端大量漏失泥漿、殘酸等液體長時間浸泡地層，易導致裸眼井壁小規模坍塌和巖石脫落，造成前期改造殘留部分不穩定巖石微粒，這些物質在氣井投產后隨生產過程逐漸帶出，堵塞物中存在的SiO2、MgCa（CO3）2和CaCO3等物質在地層巖石中普遍存在，因此，這部分無機物來自地層。

2.2 有機物來源

2.2.1 入井液體

高磨臺緣帶氣井在鉆井、試油和酸化等過程中加入鉆井液、堵漏劑及酸液等多種液體，使用的添加劑有40 余種，主要有多元聚合物、瀝青樹脂、聚丙烯酰胺、有機酸酯和表面活性劑等，見表5。

表5 部分入井添加劑及主要成分Tab.5 Some well-entry additives and main components

磨臺緣帶氣井酸化后平均返排率僅35.6%，殘余液量約1 385 m3，平均投產前關井時間228 d，入井液體在井下長時間浸泡地層、發生反應，形成了胺類及衍生物、烷烴、烯烴、醚類和苯系衍生物等復雜多樣的有機物[17-18]。

2.2.2 地層瀝青

高磨臺緣帶燈影組均發育原生同層瀝青，巖芯觀察發現，瀝青質和石英出現頻率較高，存在孔隙型填充、孔洞型填充和裂縫型填充等3 種情況，見圖9。瀝青提取物色譜分析發現其有鏈烷烴，碳數范圍C15～C30，分析認為，瀝青在氣井生產過程中隨氣流被帶出地層進入井筒。

圖9 高磨臺緣帶部分氣井巖芯瀝青充填情況Fig.9 Bitumen filling of some gas well cores in Gaoshi-Moxi platform margin belt

綜上所述，根據GC-MS 分析結果，堵塞物中的有機物成分主要來自于入井液體中的添加劑及地層瀝青質。

2.3 堵塞特征及判識

氣井堵塞類型主要為井口、井筒及地層等不同形式，表現特征各有不同[19]。通過實時跟蹤分析，形成了以氣井生產動態、試井解釋等資料為主要依據的堵塞判識方法，能有效指導解堵措施提前介入，防止堵塞情況加劇。

2.3.1 井口堵塞

井口堵塞時，其主要表現為油壓異常上升，日產氣、一級節流后和二級節流后壓力均異常下降，變化幅度較??；或油壓基本平穩，瞬時產量與一級節流后壓力同升同降，頻繁波動。如高石G 井2022-05-11 發生井口節流閥堵塞，油壓由26.00 MPa 上升到26.80 MPa，瞬時產量由34×104m3/d 降到24×104m3/d，一級節流后壓力由20.00 MPa 下降到14.00 MPa，二級節流后壓力略微下降，特征明顯，如圖10 所示。

圖10 高石G 井井口堵塞典型瞬時生產曲線Fig.10 Typical instantaneous production curve of wellhead plugging of Well Gaoshi-G

2.3.2 井筒堵塞

若氣井生產過程中油壓和產量出現異常下降且降幅較大，生產壓差明顯增大，但仍具備一定產氣量，判斷為井筒未完全堵塞；若油壓下降至與輸壓持平且產量降為零，則井筒完全堵塞。典型實例為磨溪A 井，該井2021 年5 月到2021 年8 月發生井筒堵塞，對比堵塞前，油壓降低了5.00 MPa，產量降低了8×104m3/d，其典型采氣曲線見圖11。

圖11 磨溪A 井井筒堵塞典型采氣曲線Fig.11 Typical gas production curve of wellbore plugging of Well Moxi-A

2.3.3 地層堵塞

地層堵塞時油壓和產量持續下降，遞減速度明顯加快，表皮系數較大，典型井如高石F 井，其生產曲線見圖12。

圖12 高石F 井地層堵塞典型生產曲線Fig.12 Typical production curve of formation plugging in Well Gaoshi-F

高石F 井2020 年9 月開井后油壓降速加快，達4.13 MPa/月，日產氣由13×104m3降至10×104m3；截至2021 年5 月，油壓頻繁異常波動，日產氣降至8×104m3，生產壓差由7.21 MPa 上升到15.07 MPa；RTA 分析表明，表皮系數6.73，表現出較為明顯的地層堵塞特征。

3 解堵對策

針對井口、井筒及地層不同堵塞類型及堵塞嚴重程度，需要綜合考慮適用性、安全性及經濟性等因素，采取不同解堵工藝措施。

3.1 溶劑解堵

3.1.1 解堵劑優選

根據堵塞物主要成分，進行室內配伍實驗，根據解堵劑評價實驗結果（表6），優選出適用的B 型有機解堵劑[20-22]。

表6 解堵劑評價實驗結果Tab.6 Experimental results of evaluation of plugging remover

實驗時，選取堵塞物樣品分別在清水、A 型無機解堵劑、B 型有機解堵劑中進行溶解實驗，結果顯示，堵塞物在清水和無機解堵劑中無法分散溶解，在B 型有機解堵劑中能夠分散溶解，且隨著溫度升高溶解速度加快，2 h 后完全分散溶解（圖13）。

圖13 堵塞物在B 型有機解堵劑中反應Fig.13 The reaction of blockage in the B-type organic plugging remover

3.1.2 溶劑解堵解堵工藝

采用高壓泵車向油管內注入有機解堵劑，加注后關井浸泡，使解堵劑與井筒堵塞物充分反應并分散溶解堵塞物，根據油壓恢復情況適時通過開井提噴帶出分散后的堵塞物。

對于單一泵注有機解堵劑效果不佳或堵塞物數量較多的氣井，可采取泵注有機解堵劑+常規酸復合解堵的方式，常規酸配方為：20.0% 鹽酸+2.0%高溫緩蝕劑+1.0%鐵離子穩定劑+1.0%黏土穩定劑[23-24]。

3.1.3 溶劑解堵現場應用

溶劑解堵措施適用于井筒未完全堵塞的氣井，該措施現場應用9 口，措施前后氣井油壓和日產氣見表7。由表7 可見，解堵后油壓、日產氣均有明顯恢復，解堵效果較好。

3.2 連續油管解堵

3.2.1 連續油管解堵工藝

對于井筒堵塞嚴重甚至堵死的情況，單一的溶劑解堵難以有效滲透，解堵作用有限。針對該類堵塞，需要采取連續油管探得堵塞點位置后，機械沖洗解堵；若無效果，則對堵塞位置進行鉆磨[25-29]。

3.2.2 連續油管解堵現場應用

磨溪E 井井筒完全堵塞，泵注有機解堵劑解堵無效，井筒堵死，根據短時開井數據計算堵塞點位置位于4 500 m 以下。采用?50.8 mm 連續油管帶沖洗頭下放至4 796 m 遇阻，反復短起下放并使用清水沖洗，帶出固體堵塞物約30 kg。開井試生產，油壓15.2 MPa、瞬時日產氣10.5×104m3；繼續通井至5 328 m（第一個滑套位置）未遇阻，循環沖洗后結束作業，解堵成功。開井后油壓30 MPa，日產氣9.0×104m3，目前穩定生產，解堵效果較好（圖14）。

圖14 磨溪E 井措施前后生產曲線Fig.14 Production curves of Well Moxi-E before and after measures

3.3 酸化解堵

針對地層堵塞情況，采取酸化解堵措施，利用酸液的化學溶蝕作用，有效溶解地層堵塞物，擴大或延伸地層縫洞，達到恢復氣井產能的目的。

3.3.1 酸液配方

根據堵塞物分析，酸液體系優選耐溫和緩速性能較好的高溫膠凝酸體系，增加酸液有效作用距離，有效溶蝕井底堵塞物。膠凝酸配方：20.0% 鹽酸+0.5%膠凝劑+2.0%鐵離子穩定劑+2.0%緩蝕劑+1.0%緩蝕增效劑+1.0%助排劑+1.0 黏土穩定劑；降阻水配方：1.0%降阻劑+1.0%助排劑。

3.3.2 酸化解堵工藝

酸液用量根據酸處理半徑、表皮系數等因素綜合考慮，通過模擬計算，選取合適用量以達到有效解除近井地帶污染的目的。

采用壓裂車向油管內注入膠凝酸、降阻水，關井復壓、候酸反應后，開井放噴排液；若氣井不能自噴，則視情況采用連續油管液氮氣舉排液。

3.3.3 酸化解堵現場應用

酸化解堵措施在高石E 井和磨溪F 井兩口井應用，均取得很好效果，見表8。

表8 酸化解堵措施效果Tab.8 Effect of acidification and plugging removal measures

表8 所示的兩口井中，高石F 井生產動態表現出明顯的地層堵塞特征，對該井采取酸化解堵，注入膠凝酸80 m3，降阻水26 m3；關井復壓后開井放噴排液，累計返排液體約83 m3，堵塞物21 kg；措施后油壓37.92 MPa，瞬時日產氣17×104m3，成功解堵（圖12）。

3.4 地面配套解堵裝備

針對實施措施后開井生產會帶出大量堵塞物造成一、二級節流閥堵塞的情況，根據高磨臺緣帶氣井井口工藝，創新應用了井口捕屑器（圖15）。通過在一級節流閥前端加裝捕屑器，能有效捕獲措施后返排帶出的堵塞物，防止堵塞物在節流閥處再次堆積堵塞。

圖15 捕屑器現場應用Fig.15 Field application of chip catcher

實施措施解堵12 口氣井中應用捕屑器10 口，應用率83%，累計捕獲堵塞物約500 kg，有效保障了解堵措施實施效果。

4 結論

1）高磨臺緣帶堵塞物樣品分析結果表明，堵塞物以無機物為主（65.0%～85.4%），主要成分為FeS、FeS2、Fe7S8、Fe0.95S1.05和FeCO3等鐵化合物。

2）堵塞物中無機物主要來源于井下腐蝕產物及地層巖石反應殘余物，有機物主要來源于入井液體和地層瀝青等物質。有機物促使無機物膠結，形成大量復合堵塞物，其中，無機物是主要成分、有機物是“黏合劑”，在近井地帶和油管內壁沉積，造成了井筒和地層堵塞。

3）適用高磨臺緣帶堵塞氣井的B 型有機解堵劑，能夠有效分散和溶解堵塞物，現場應用效果較好。

4）針對不同堵塞類型及堵塞程度，井筒未完全堵塞可采取泵注溶劑解堵，井筒嚴重堵塞或堵死通過連續油管沖洗解堵，地層堵塞可采取酸化解堵措施；同時，在井口安裝捕屑器能有效防止措施后再次出現堵塞。由此形成了高磨臺緣帶氣井堵塞治理技術系列，可在類似含硫氣田堵塞治理中推廣。