川西气田低压低产井净化与排液联合作业技术

许 剑，官小洪，赵哲军，赵 华

（1.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；2.四川能投能源基地投资股份有限公司，四川成都 610000）

川西气田致密砂岩气藏纵向上蓬莱镇、遂宁组、沙溪庙气藏，气藏基质孔隙度处于3.7%～13%，平均值为8.38%，有效渗透率介于0.05～4 mD，平均有效渗透率大多小于0.1 mD，属于低孔渗性的致密砂岩储层，具有地层系数低、孔喉窄小、基质含水饱和度大、储层敏感性较强等特点[1]。由于大部分气井处于低压低产阶段，井筒积液现象较为普通，泡沫排液技术作为最经济、最有效、最普遍的老井维护手段，目前在川西气田已经有20 多年应用历史，与此同时，外来化学药剂也带来了井底污染以及排液困难的问题，为此，针对长期泡排井开展了净化与排液联合作业研究。

1 起泡剂对气井伤害机理研究

川西中浅层气藏气井长期采用泡沫排水采气工艺，部分气井泡排时间长达十余年，由于泡排剂中含有大量表面活性剂，在井底与地层水以及凝析油接触形成黏稠物，时间过长会对近井储层裂缝和孔喉造成堵塞[2]。另外，固体泡排棒中固相填料通常为Na2SO4、CaCl2以及含钡的加重剂，与地层水中的Ca2+、Mg2+、、反应会形成沉淀，长时间沉积也会对近井储层造成伤害。基于产出物分析、粒径分布以及岩心伤害模拟实验，深入探讨了泡排老井井底伤害的机理。

1.1 井底产物成分测定分析

气井产出物是井底污染物最直接的反映，能够找到井底污染的最直接的证据，对川西气田10 余口泡排老井开展了取样分析，明确了井底污染物的主要类型和来源。

1.1.1 有机相检测 开展了11 口井泡排液有机成分检测，利用气相色谱-质谱联用仪进行成分及含量的测试与计算，井底产出液主要有上清液和下部乳化液。上清液主要含量为C14以下的烃烷类物质，在正常温度和压力下均表现为液态，下部乳化液成分主要是C10以上的长链烃类，泡排剂中表面活性剂长期与地层中水和凝析油混合，会形成黏度较大的黏稠物。

1.1.2 无机相检测 开展10 口井无机相离子分析，泡排返排液中均存在一定量的Ca2+、Ba2+和等离子，根据阴阳离子配对情况进行分析，会形成CaSO4、BaSO4、CaCO3、BaCO3等无机垢，其主要来源于固体泡排棒的填料如Na2SO4、CaCl2、含钡的加重剂等。

1.2 井底产物粒径分析

对10 口井泡排返排液采用粒度测试仪进行了粒度测试，测得粒径中值3.556 μm，粒径范围在0.882～200.378 μm。川西气田致密砂岩储层孔喉半径在0.25～0.63 μm[4]，泡排液中污染物难以进入储层基质内，泡排液中污染物主要伤害近井裂缝、微裂缝、中-大孔喉。

1.3 近井裂缝伤害模拟实验

泡排液与井下流体混合后会形成黏稠物、固相沉淀等，主要对近井储层的裂缝、微裂缝以及中-大孔喉造成堵塞[3]，降低气井渗透率，以川西气田天然裂缝的岩心模拟近井储层，开展泡排液伤害微裂缝模拟实验。

实验方案:

（1）取存在天然裂缝岩心（见图1），抽真空，测原始孔渗性，岩心饱和标准盐水100%；

（2）气测启动压力P1，测渗透率K1；

（3）采用川西气田泡排返排液反向驱替后，气测启动压力P2，渗透率K2。

实验发现，标准盐水饱和状态下，气测启动压力P1 为0.3 MPa，渗透率K1 为0.189 1 mD，泡排液伤害后，气测启动压力P2 升高为0.5 MPa，渗透率K2 为0.038 6 mD，泡排液伤害后，驱替启动压力升高了66.6%，渗透率降低了79.6%，伤害作用明显。

2 井底净化与排液联合作业技术

2.1 净化药剂研发

图1 天然裂缝岩心实物及CT 扫描

药剂研发的目标是清洗近井裂缝泡排剂黏稠物，以及无机垢。药剂配方为:5%盐酸+0.6%表面活性剂+1%防水锁剂，酸的作用是溶解裂缝中无机垢，表面活性剂的作用是清除近井裂缝中有机黏稠物，防水锁剂的作用是防止注入的液体对储层造成水锁伤害[5]。

2.1.1 解除污染性能评价 对图1 的经乳化液伤害的天然裂缝岩心，采用净化剂对岩心进行驱替，药剂驱替量为2 倍孔隙体积，气测启动压力P3 为0.4 MPa，渗透率K3 为0.117 6 mD。解除污染后渗透率提高44%，启动压力降低了11%，净化作用明显。

2.1.2 药剂配伍性评价 取井底净化药剂与川西沙溪庙组地层水按1:1、1:2、1:3、1:4 进行配制，采用65 ℃水浴加热30 min，井底净化剂与地层水配伍性较好，能够将偏黄色的地层水变清澈，有效溶解地层水中的杂质，随着药剂比例增加，清洁能力有所增强（见图2）。

图2 地层水与净化药剂配伍前后图片

2.2 净化与排液工艺

多年来对泡排老井净化治理方面开展多种实验方案探索，包括“大液量泵注”、“净化+泡排”联作、“净化+气举”联作、“净化+强排”联作，认识到长期泡排老井通过采用小液量多次净化，并且配合强排或者气举的效果最佳[6]，实验主体方案如下:

（1）加药前，通过提产带液、强排、泡排、气举等工艺，加强排液，尽量使井筒中的液体量较少，提高井下药剂实际浓度；

（2）加药后，通过短时间关井憋压，提高药剂与储层的遇见率；

（3）通常采用槽车气举/强排排除井筒积液；

（4）开井生产，取样分析，通过开展样品和生产分析近井清洗效果；

（5）为了保证净化效果长期有效，单井净化次数不少于4 次。

3 现场应用

2020 年开展10 口井泡排老井净化作业，措施有效井8 口，其中2 口井油套压上涨了0.3～0.5 MPa，其中6 口井产量上涨300～1 400 m3/d，单井产量平均上涨率达到49%，平均措施有效期138 d，累计增产59.01×104m3（见表1）。

4 结论

（1）泡排剂中表面活性剂在井下会形成黏度较大的黏稠物，固体泡排棒中固相填料与地层水中离子反应会形成沉淀，时间过长会对近井储层的裂缝、微裂缝、中-大孔喉造成堵塞。

（2）裂缝岩心伤害模拟实验表明，泡排液伤害后，岩心驱替启动压力升高了66.6%，渗透率降低了79.6%，伤害作用明显。

（3）研发了一套以“表面活性剂+酸”为主净化药剂，采用该药剂清洗泡排返排液伤害后天然裂缝岩心后，渗透率提高44%，启动压力降低了11%。

（4）针对长期泡排老井通过采用小液量多次净化，并且配合强排或者气举排液，开展10 口井现场试验，措施有效率达到80%，单井产量上涨5%～175%，措施有效期达到138 d，净化效果明显。

表1 川西气田泡排老井井底净化效果表