文96地下储气库结盐机理及防治措施

腰世哲熊万里雷俊杰

（1.中国石化天然气榆济管道分公司，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南 濮阳 457001）

0 引言

渤海湾盆地东濮凹陷文留油田文96地下储气库由文96枯竭气藏改建而成，属于弱边水、低含凝析油的凝析气藏［1］。总库容为5.88×108m3、边水储量为508×104m3，工作压力介于13～27 MPa、地层水矿化度高达28×104mg／L。建库前边部水体已沿物性优势通道发生明显侵入［2］57，新钻注采井测井解释显示边水推进130～500 m，核算水侵量为110×104m3。文96储气库自进入第四注采周期，在注采井流静压测试、重点监测及地面设备维护过程中发现井筒、工艺管道存在不同程度的结盐现象。随着运行周期延长，情况进一步恶化，部分注采井因油管盐堵注气困难，其中注采井有重度结盐井5口、轻度结盐井3口。针对以上生产现状，开展砂岩气藏储气库结盐机理研究，以期探索结盐防治措施。

1 储气库地层结盐机理

开展室内干气驱替饱和岩心试验模拟地层结盐状况，选择文96储层天然岩心模拟地层条件下的盐垢形成过程，通过岩心渗透率的变化反映结盐对地层产生的伤害［3-5］。选择不同物性的岩心，通过模拟不同压力以及注采压差条件下文96储气库地层结盐现象，研究注采压力、生产压差、渗透率及天然气饱和水蒸汽含量等因素对地层结盐的影响［6-7］。

1.1 岩心驱替实验

1）实验仪器。岩心抽真空饱和装置一套、气相渗透率测定仪、岩心驱替装置一套、气体加压泵及加热套等。

2）实验药品。文96气藏天然岩心若干、模拟地层水、KCl。

3）实验步骤。①根据岩心基础数据选择低渗透率岩心（K小于1 mD）、中渗透率岩心（K大于1 mD且小于10 mD）以及高渗透率岩心（K大于10 mD），驱替压力介于1～25 MPa，压差选择0.2 MPa／m、0.4 MPa／m、0.6 MPa／m。将天然岩心清洗、烘干、称量干重，用干氮气驱替测量干氮气气相渗透率。②常温条件下，将天然岩心饱和模拟地层水，并测量气相渗透率。③在储层温度90℃下注入干氮气，注入压力为1 MPa、岩心两端压差为0.2 MPa／m，模拟注气过程。④当岩心无水分排出时，重新注入模拟地层水后重复步骤③。⑤重复步骤③与④五次，测定岩心渗透率，作为注入压力为1 MPa、岩心两端压差为0.2 MPa／m时岩心结盐后的气相渗透率。⑥采用1%的KCl盐水清洗岩心，消除这阶段岩心结盐的影响。⑦改变注入压力以及岩心两端的压差，注入压力介于1～25 MPa，岩心两端压差分别取0.2 MPa／m、0.4 MPa／m、0.6 MPa／m，重复实验步骤③～⑥。

1.2 注气结盐模拟

注气过程岩心结盐表现为初始阶段、平衡阶段及缓和阶段3部分，如图1所示。从图1可见，地层压力低于6 MPa，地层加速结盐，随着注入压差增加，岩心结盐越严重，对岩心渗透率伤害越大。文96储气库地层压力介于13～27 MPa，注气过程属于结盐平衡及缓和阶段。运行过程中应控制生产制度，避免放大生产压差造成储层渗透率下降。

图1 注气过程岩心结盐实验结果图

1.3 采气结盐模拟

利用低渗透率、高渗透率两种岩心考察结盐对采气的影响。采气过程岩心结盐实验结果如图2所示，由图2可见，低渗透率岩心在采气阶段，当地层压力从25 MPa降到19 MPa时，渗透率随着地层压力降低略有下降，但幅度较小；当地层压力从19 MPa降到13 MPa时，渗透率下降趋势明显，且对岩心渗透率伤害相对较大；当地层压力从13 MPa降到3 MPa时，结盐趋势处于相对稳定的状态，渗透率稳定在0.1 mD；当地层压力小于3 MPa时，岩心继续结盐，渗透率急剧下降，结盐对岩心伤害的程度急剧增加。地层压力从25 MPa降到19 MPa时，高渗透率岩心渗透率随着地层压力降低呈现小幅度下降；当地层压力从19 MPa降到15 MPa时，渗透率出现第一次较大幅度的下降；随着地层压力下降，从15 MPa降到5 MPa时渗透率保持相对平稳；当地层压力为5 MPa以下时，渗透率出现第二次大幅度下降，且下降趋势相对较大，对岩心伤害程度相对也较大；随着岩心渗透率降低，结盐压力逐步降低，结盐对岩心伤害的程度加剧。

图2 采气过程岩心结盐实验结果图

1.4 水蒸汽含量对结盐的影响

以储层岩心作为研究对象，选择水蒸汽含量分别为2 g／m3、4 g／m3、8 g／m3以及40 g／m3，考察水蒸汽含量对岩心结盐的影响。模拟结果如图3所示，从图3可知，通过增加气相饱和水蒸汽含量可以有效抑制岩心内盐垢的形成，对缓解岩心结盐具有一定的作用，但饱和水蒸汽含量过高将导致岩心内在高压条件下出现气液两相流［6］80-81，进而影响天然气注气效率。在现场作业过程中，可以根据注入时储层压力确定适量的饱和水蒸汽含量，通过滴注补水增加天然气湿度，进而抑制地层结盐。

图3 水蒸汽含量对岩心结盐影响实验结果图

2 注采井井筒结盐机理

在储气库运行过程中，由于井筒以及炮眼附近温度和压力变化最为剧烈［8］，因此，在此部位更易结盐。通过现场实测资料分析确定了生产井产气量、产水量，并模拟井筒中温度以及压力的分布，采用模拟原始产出水作为实验水样，应用自制高温高压井筒模拟装置（图4）模拟不同时期、不同井段在生产过程中盐浓度的变化规律，并通过可视化井筒模型观察井筒中地层水的挥发情况以及晶体析出情况。在上述研究的基础上通过实验数据及理论计算分析影响井筒结盐的主要因素，预测结盐终止点，实验结果见表1。从表1可知，压力是影响井筒结盐的主要因素，当压力降至17 MPa以下时，将引起井筒结盐；产水量也是井筒结盐的主要影响因素；流体流速影响井筒内的结盐量以及结盐分布；注采时间越长结盐越严重；结盐的主要成分为NaCl，同时含有部分CaCO3、CaSO4盐垢；产层附近为井筒内结盐起始点，结盐终止点位于2 400 m。

图4 高温高压可视化井筒模型装置图

表1 温度、压力对井筒结盐的影响表

结合文96地下储气库注采运行实践分析，多周期注气可不断降低地层天然气的相对湿度［2］58。气库各注采井均是多层合注合采，各层水淹程度不同，在采气时各层见水时间不一，后期形成干气与地层水同产，干气在井内与水混和并吸水，盐水过饱和后析出晶体NaCl。注气期注入干气提浓井底积液达到过饱和状态时造成井底结盐。

3 复合抑盐剂研制及性能评价

基于地层及井筒结盐机理研制一种适合于文96地下储气库注采周期运行工况的抑盐剂。考虑一种复合抑盐剂挤入地层进行反应来提高盐的溶解度［9-11］，降低盐的析出程度，并利用其特殊的结构功能使结盐对地层和井筒注采运行影响最小。

3.1 钠盐抑盐剂

3.3.1 单一钠盐抑盐剂评价

抑盐剂A、B、C与地层水配伍良好，选用这3种抑盐剂进行评价和复配实验。观察单一抑盐剂实验过程中的现象和抑盐剂特性，确定实验使用的抑盐剂合理范围，为复配实验做准备。通过实验发现，抑盐剂A的功能特殊，不仅能让析出的NaCl晶体呈树枝状松软分布，还能使上部结晶随气聚集于井口便于清除。考察不同温度、不同浓度的抑盐剂A对盐增溶量的影响，实验结果见表2，从表2可知，复配抑盐剂时首先选用0.8%抑盐剂A实验效果最好，应选用0.8%的抑盐剂A与其他抑盐剂进行复配。

3.3.2 钠盐抑盐剂复配

室内开展抑盐剂复配实验，发现抑盐剂A与抑盐剂B复配后形成的盐垢结晶呈片状。这两种抑盐剂复配后不仅不能有效提高抑盐效果，反而导致抑盐效果降低，存在抑制现象，不宜进行复配。而抑盐剂A与抑盐剂C复配具有一定的协同效应［12-13］，可以进一步提高NaCl溶解度，实验结果见表3、表4。同时，结合实验中NaCl的结晶状态为蓬松粉末状，与抑盐剂A相似。根据以上实验确定了钠盐抑盐剂的两个配方：①0.8%抑盐剂A+0.7%抑盐剂C；②0.8%抑盐剂A+0.8%抑盐剂C。

表2 不同温度、浓度下抑盐剂A对盐增溶量效果表

表3 抑盐剂A、抑盐剂B复配实验数据表

表4 抑盐剂A、抑盐剂C复配实验数据表

3.2 钙盐抑盐剂

文96储气库井筒及地层存在CaCO3以及CaSO4等难溶性盐垢结晶沉积现象，因此在抑制钠盐的同时还需要具有抑制钙盐的效果。首先通过CaCO3、CaSO4的溶解量对钙盐抑盐剂进行筛选，经与抑盐剂复配，确认钙盐抑盐剂的使用浓度。实验结果显示，0.5%酸酐型阻垢剂、0.5%钠盐阻垢剂和0.5%聚合物阻垢剂都可以溶解不溶性钙盐，聚合物类钙盐抑盐剂可溶钙盐达0.5 g，效果较好。

3.3 钠盐抑盐剂与钙盐抑盐剂复配

在钠盐抑盐剂中分别加入酸酐类剂、钠盐类和聚合物类钙盐抑盐剂开展复配实验，在相同条件下，钠盐抑盐剂和聚合物类钙盐抑盐剂复配效果更好，进一步开展该复配组合系统实验，得出最优配方为0.8%抑盐剂A+0.8%抑盐剂C和0.28%聚合物类阻垢剂，可达到14%的抑钠盐效果。阻垢效果实验表明，该配方钙盐抑制效果可以达到0.5%，且效果较为稳定。

3.4 防水锁剂筛选

防水锁剂可以降低注入压力，防止生产过程中的水锁现象。地层压力大，为了防水锁，选取了表面活性剂降低表面张力［14-15］。储气库中为了防止表面活性剂产生泡沫对注气造成影响，从而需要加入消泡剂。复配表面活性剂防水锁剂加消泡剂进行实验，测定表面张力。通过筛选和复配，最终的表面活性剂配方可将表面张力降低到15.95 mN／m。

3.5 抑盐剂体系岩心清防盐评价

加入抑盐剂后，岩心渗透率下降幅度明显减缓，岩心结盐趋势明显降低，如图5所示。对比未加入抑盐剂的驱替数据，抑盐剂的加入降低了结盐对岩心渗透率的损害程度。

图5 抑盐剂驱替实验对比曲线图

4 清防盐综合措施

文96储气库注入天然气为不饱和干气，且井筒存在高矿化度积液，是导致注气期结盐的根本原因，结盐主要在井底。采气过程因气水同产、干气提浓高矿化度地层水导致井筒结盐。结合文96储气库注采运行的特点，综合形成一套适合于文96储气库的清防盐技术措施，通过注气初期向储层中挤注抑盐剂防盐、采气过程择机对井筒进行打水洗盐、注采转换期井底补水治盐，保障了气库正常注采。

4.1 抑盐剂储层防盐

利用水泥车将所研制的复合抑盐剂在注气初期通过采气树侧翼经油管泵入井筒，清除井筒内及炮眼附近的盐垢。后续气流将药剂挤入地层，清除近井地带盐垢沉积，在进井地带储层内吸附驻留，采气期间缓慢释放，逐步起到防盐作用。施工完成后保证在井底有一定的抑盐剂余量，可以进一步防止采气过程产出水在井筒内结盐。2019-2020年优选注采井现场施工9口井、13井次，注采井注采指数明显提升，通井遇阻位置得到有效控制，清防盐效果明显。

4.2 采气过程打水洗盐

采气期间继续跟踪产出水及水样地面分离器氯离子的变化，建立单井氯离子变化曲线。采气初期产水主要为凝析水，氯离子值偏低，到中后期高矿化度地层水产出后氯离子持续升高，若后期出现氯离子明显降低则预示可能出现井筒结盐。现场安排注采井通井、取样，如发现井底氯离子浓度过高、取到盐样，则安排水泥车打入1.5 m3软化水解除井筒盐堵、恢复气井产量。

4.3 注采转换期井底补水治盐

由于多层合注合采，各层间存在物性、水淹程度的差异，造成停气期各层压力不平衡，各井在井筒内发生层间气窜。物性好、部分注采井距气水界面较近、水淹程度较深，在窜流过程中部分水随天然气流入井内，在井内发生蒸发失水，导致结盐。停产后向井内打入1.0 m3软化水，稀释盐水、溶解固体盐晶体，增加出水层回压，防止地层水进入井筒。

采气转注气期间，由于采气后期气井产水增多，停采后可能在井底形成积液，再注气时相对湿度很低的干气与积液混和，吸水后造成结盐堵塞生产井段和油管。注气转采气期间，由于层间窜流在停气期部分井井内出现液面，采气初期采气以干气为主，容易在井内与水混和析出盐。因此在注采交替期应先向井内注气1～2 m3软化水，以保证井内积液与干气混和后盐不析出。

4.4 典型注采井实施效果

文96储气库储12井在2017年4月27日与2017年6月6日通井发现油管盐堵现象，且遇阻位置上升约1 000 m。2018年1月30日流压测试取出盐样。2019年注气初期泵入复合抑盐剂，并在采气期、注采转换期择机打入软化水。实施所研究的清防盐综合措施后，该井在第六、七周期测试未直接取出过盐样。通井遇阻位置稳定在产层底界及以下，气井注采气量始终保持较高状态。

5 结论

1）模拟实验显示注采过程岩心结盐表现为初始阶段、平衡阶段以及缓和阶段3部分；岩心渗透率降低，结盐压力越低，结盐对岩心伤害的程度也越大；注入压差越大，结盐程度越大，结盐对岩心伤害的程度也越大。

2）研制出相应的抑盐剂配方，岩心防治效果评价性能良好；优选注采井现场施工9口井、13井次，注采井注采指数明显提升，通井遇阻位置得到有效控制，清防盐效果明显。

3）结合文96储气库注采运行特点，综合形成一套适合于文96储气库的清防盐技术，形成预防结盐从注气开始、采气期防水控盐的理念，提出注气期间采用滴注补水解决结盐问题的技术措施。