高温高压凝析气藏井筒结垢及除垢研究

姚茂堂 刘举 袁学芳 吴红军 黄龙藏 彭芬

中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院

1 高温高压凝析气藏迪那区块概况

迪那2气田位于新疆库车县境内，是一个边水层状凝析气藏。目的层为下第三系砂岩的苏维依组和库姆格列木群，岩性以褐色粉砂岩、细砂岩为主，属于低孔低渗～特低渗储层。气藏中部深度5 137.9 m，原始地层压力为105.4 MPa，地层温度为131 ℃。天然气平均相对密度为0.638，甲烷、重烃(C2+)、N2、CO2平均摩尔分数分别为87.72%、9.81%、1.46%和1.01%，不含H2S。地层水相对密度1.087，总矿化度1.3×105～1.5×105mg/L，水型为CaCl2，储层平均露点压力42.5 MPa。

迪那2气藏共25口生产井，只有4口边部的井明显产地层水，产水量7.5～90.7 t/d；但76%的生产井出现井筒结垢堵塞的问题，导致油压和产量大幅下降，井筒结垢堵塞严重影响迪那2凝析气藏的正常生产。

2 井筒结垢分布规律研究

2.1 井筒精确分段取样

井筒结垢通常比较致密而牢固，生产过程中不能被油气携带出井筒，须实施井筒疏通作业才能取到样品。连续油管疏通井筒堵塞是国内外目前比较常用的技术，由于井筒堵塞位置的不确定性和井筒疏通瞬间油压会突然增加，施工过程中须带压作业，只能从带压的除砂器取样。取样须倒换除砂器，开关闸阀较多，现场通常都是当除砂器被充满后，再倒换除砂器进行取样，无法确定取到样品的精确位置，所以难以研究井筒结垢的分布规律。

综合考虑除砂器容积、油管直径、施工成本、施工安全等因素，制定了连续油管作业过程中的现场取样要求(见图1)，在堵塞段每30 m取样1次(不足30 m单独取样1次)，每次取样前循环2周以上。

目前，根据井筒堵塞程度及除砂器的憋压情况，按照分段取样要求取样2井次，返出物状况见表1和图2。

迪那A井的井筒深度为4 926 m，井筒变径最大位置为油管底部的球座，深度为4 684 m，取样共分4段：①0～4 603 m，非常畅通，无堵塞物返出；②4 603～4 674 m，部分井段轻微堵塞，返出灰褐色片状堵塞物4 L，最大厚度为1.13 mm；③4 674～4 698 m，堵塞严重，返出灰褐色片状物13 L，最大厚度为5.04 mm；④4 698～4 926 m，部分井段轻微堵塞，返出灰褐色片状物2 L，最大厚度为3.46 mm。

迪那B井的井筒深度为5 010 m，井筒变径最大位置为油管底部的球座，深度为4 676 m，取样共分3段：①0～4 666 m，非常畅通，无堵塞物返出；②4 666～4 682 m，严重堵塞，返出灰褐色片状堵塞物16 L，最大厚度为4.06 mm；③4 682～5 010 m，部分井段轻微堵塞，返出灰褐色片状物4 L，最大厚度为3.02 mm。

表1 分段取样井统计迪那A井迪那B井深度/m体积/L颜色最大厚度/mm深度/m体积/L颜色最大厚度/mm0～4 60300～4 6664 603～4 6744灰褐色1.134 674～4 69813灰褐色5.044 666～4 68216灰褐色4.064 698～4 9262灰褐色3.464 682～5 0104灰褐色3.02

2.2 堵塞物成分分析

为了使分析结果准确，采取“宏观+微观”的分析方法，利用盐酸溶蚀率定性确定酸溶物和酸不溶物的含量，X-衍射定量分析样品的组分及含量。分析结果见表2。迪那A井各井段的组分及含量(质量分数)差别不大，CaCO3占38.5%～44.0%，CaSO4占15.5%～24.0%，地层岩石占20.0%～29.5%，NaCl占11.0%～21.0%，BaSO4占0%～4%。迪那B井各井段的组分及含量(质量分数)差别也不大，CaCO3占4%～6%，CaSO4占80%～81%，地层岩石占13%～16%。

表2 迪那A井和迪那B井的堵塞物成分分析井号深度/m酸溶蚀率/%w(CaCO3)/%w(CaSO4)/%w(地层岩石)/%w(NaCl)/%w(BaSO4)/%迪那A井4 603～4 6747544.015.529.516.00.04 674～4 6987942.017.020.021.00.04 698～4 9267238.524.022.511.04.0迪那B井4 666～4 682394.080.016.00.00.04 682～5 010416.081.013.00.00.0

2.3 井筒结垢分布规律研究

根据2口精确分段取样井的分析研究，2口井都是在井筒变径最大的位置堵塞严重，其他位置不堵塞或仅轻微堵塞。2口井变径最大的位置都是球座，即储层流体从生产套管进入油管的端口，生产套管内径∶油管内径≈5∶2。球座附近的堵塞物主要为无机垢CaSO4和CaCO3，质量分数为59%～87%；球座附近的结垢量最多，占整个井筒结垢量的68.4%～80.0%；球座附近结垢的厚度最厚(4.06～5.04 mm)，其他位置为1.13～3.46 mm。

3 凝析水结垢原因分析

3.1 凝析水中矿物离子来源分析

由于气态水的溶解度非常小，凝析气藏的生产井在井筒内反凝析出的纯凝析水矿化度理论上非常低[14]，但迪那2凝析气藏生产井产出的凝析水矿化度普遍较高，同一单井不同时间段和不同单井之间的矿化度差异较大，矿化度变化范围为89.0～9.4×104mg/L。通过分析认为,凝析水中的矿化离子主要来自于两个方面：一是凝析气藏中的部分原始束缚水转化为可流动的地层水；二是凝析水对储层流动通道内填充物的溶解。

(1) 凝析气藏中的部分原始束缚水转变为可流动的地层水。凝析气藏内最开始是充满地层水，后期慢慢通过烃源岩的生烃、排烃作用和构造运动，原始地层水被排挤，油、气充注储层，形成凝析气藏。但凝析气藏内也保留了一定的水分，分别是束缚水和凝析气内混合的气态水，束缚水是原始的地层水，矿化度较高，凝析气内混合的气态水是原始地层水的水蒸气，矿化度较低[15-18]。迪那2凝析气藏平均束缚水饱和度为33%，原始水气比理论上约为0.03 m3/104m3，地层水的总矿化度为1.3×105～1.5×105mg/L。随着气藏的不断开发，地层压力不断降低，净上覆岩层压力不断增加，岩石受到的压实作用慢慢增强，岩石孔隙度逐渐减小，储层含水饱和度随之变大[19]。当储层含水饱和度大于储层的束缚水饱和度时，部分原始的束缚水变成可流动地层水，随凝析气一起产出。迪那2气田原始地层压力105.4 MPa，目前地层压力为81.4 MPa，净上覆岩层压力增加24 MPa，孔隙度降低约1.2%[18]，含水饱和度增加0.4%，即0.4%的原始束缚水变成了可流动地层水。实际生产过程中，近井附近的压降更大，近井附近转变成可流动地层水的原始束缚水更多。

(2) 部分凝析水对储层流动通道内填充物的溶解。生产过程中由于出砂、结垢等各种因素导致井筒和近井附近堵塞，使近井附近的地层压力低于凝析气藏的露点压力，在近井附近发生反凝析。析出的凝析水矿化度非常低，但流动过程中会慢慢溶解储层内的填充物，矿化度逐渐增加。迪那2气藏平均露点压力为42.5 MPa。根据13口堵塞井的井底流压统计显示，有7口井的井底流压低于42.5 MPa，在29.1～39.4 MPa之间，这些井在堵塞后近井附近会出现不同程度的反凝析。迪那2气藏储层的填隙物含量占岩石总质量分数的10%以上，且分布不均匀，局部可达30%以上。填充物主要是胶结物、泥质杂质及铁泥质杂质，胶结物以碳酸盐居多，偶见少量膏质、硅质胶结物。迪那2气藏析出的凝析水会溶解部分储层充填物，导致凝析水的矿化度有一定的增加。同时，迪那2气藏储层黏土矿物绝对质量分数为9.7%，黏土矿物中以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主，水敏程度为中等偏强，析出的凝析水导致黏土矿物膨胀，使孔隙度减小，让更多的原始束缚水转变为可流动的地层水。

3.2 凝析水结垢过程分析

从上述的结垢规律研究发现，井筒结垢主要发生在井筒变径的局部位置。按照现有的地层水结垢原理认识，变径位置结垢主要是由于节流导致温度和压力快速下降，地层水溶解度降低，从而产生结垢。但是凝析水量小，矿化度较低，且分散在凝析气中，节流对气体的温度和压力影响相对较小，矿化度的减小和形成的垢量有限。结合迪那2气藏井筒结垢位置的内径变化、涡流的形成条件、涡流对混合流体流态和物态的影响，认为凝析气藏凝析水在井筒变径位置结垢的过程为[20-24]：①井筒内径变化最大位置为油管底部，生产套管和油管直径主要为177.8 mm和88.9 mm，生产套管内径∶油管内径≈5∶2，流体从生产套管进入油管时，由于截面、流动方向的急剧变化，流体摩擦和碰撞都会急剧增加，从而形成涡流；②气液两相在涡流中由于离心力的差异，气液分离，气体尽量靠近井筒中心以气柱的形式流动，大部分液体以液膜(液滴)的形式暂留在油管内壁，由于撞击的作用，油管内壁的液相在变径处的停留时间会增加；③变径附近仍然处于高温、高压条件下，油管内壁上的液膜(液滴)又会蒸发，但液膜(液滴)中的矿物离子几乎不蒸发，从而产生结垢(盐析)。

4 除垢措施研究及应用

迪那2高温高压凝析气藏井筒结垢集中在油管底部，主要为CaSO4和CaCO3垢。通过酸溶实验,发现堵塞物在盐酸体系(9%(w)HCl)中的溶蚀率为39%～79%，在土酸体系(9%(w)HCl+1%(w)HF)中的溶蚀率为60%～82%。结合迪那2区块所用油管为13Cr和储层温度的实际情况，在土酸中添加13Cr油管专用缓蚀剂和其他添加剂后，静态腐蚀速率(90 ℃)和动态腐蚀速率(120 ℃)分别为1.5 g/(m2·h)和8 g/(m2·h)，达到一级标准[25]。所以，提出对堵塞井实施土酸小型、低排量酸化，可实现井筒高效、安全解堵。

现场处理14口井，酸液用量20～60 m3，施工排量0.5～1.5 m3/min,解堵前日产气无阻流量为16.6×104～154.0×104m3,平均为76.9×104m3；解堵后为60.2×104～260.4×104m3，平均为150.3×104m3，日产气无阻流量增量为35.7×104～141.1×104m3，平均为73.4×104m3，效果非常显著。

5 结论

(1) 迪那2高温高压凝析气藏井筒凝析水结垢主要分布在井筒变径的局部位置，该处垢量大、厚度大，垢的主要成分为CaSO4和CaCO3，占井筒堵塞物总质量分数的59%～87%。

(2) 迪那2高温高压凝析气藏凝析水在井筒变径位置结垢的原因：一方面是部分束缚水转变为可流动地层水和部分充填物溶解，提供了矿物离子；另一方面是井筒变径的涡流作用使凝析水在油管内壁聚集和再蒸发，提供了结垢条件。

(3) 在迪那2高温高压凝析气藏实施了14口井的土酸酸化解堵，解堵后日产气无阻流量平均增量为73.4×104m3，效果显著。