雷 炜,许 剑,赵哲军,刘 通
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
川西致密砂岩气藏储集层有效渗透率大都低于0.1 mD、孔隙度小于10%,喉道半径小于0.1 μm,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]。对2019--2020 年川西中江气田沙溪庙组120 口生产气井跟踪分析,因近井带污染造成产量异常递减的气井有42 口井,直接产量损失达30×104m3/d,年产气量损失超过了5 000×104m3以上[2],以此推算,川西致密砂岩气藏有2 000 余口生产井,存在近井带污染井达到500口以上,年天然气损失超过1×108m3,井底污染已影响到气田总体开发效益。
近年来,国内油气田开始持续关注致密砂岩气藏近井带污染问题,2018 年,大牛地气田开展了4 口井解水锁作业,实现增产39×104m3[3],2019 年,苏里格气田开展了4 口井解水锁、解堵作业,实现增产91×104m3[4],川西致密砂岩气藏前期也开展了大量的解水锁工艺探索。然而上述技术主要针对单一的水锁伤害,当近井带面临复合型污染时,往往难以取得好的效果;同时,上述技术多采用小液量清洗工艺,当储层致密时,净化剂难以穿透进入近井污染带,制约了净化效果。为此,开展川西致密砂岩气藏近井带污染类型研究,研发了多功能储层复合净化药剂,提出了强顶替、深穿透的复合净化工艺,并在现场进行了推广应用,取得了良好的经济效益。
川西致密砂岩气藏大都要进行加砂压裂改造后才能获得产能,从地层到井筒将建立“基质-微裂缝-压裂主裂缝-井筒”渗流系统。近井带污染贯穿气井整个生命周期,钻开产层过程中泥浆漏失污染,压裂改造过程中压裂液残渣和水锁伤害,采气过程中水锁、结垢、化学助排剂伤害等[5-6],通常同一口井存在多种类型的复合伤害。污染位置主要在近井储层的基质、微裂缝、裂缝渗流通道,见表1。
表1 川西中浅层压裂井井底污染类型Tab.1 Bottom hole pollution types of middle and shallow fractured wells in Western Sichuan
通过对川西致密砂岩气藏典型井产出物特征分析,以及对各类型产出物组分全分析,井底污染主要类型有泥浆污染、压裂液残渣污染、起泡剂残渣污染、无机垢伤害等,见表2。
表2 川西致密砂岩气藏井底污染物类型Tab.2 Types of bottom hole pollutants in tight gas reservoirs in Western Sichuan
川西致密气藏近井带污染统计表明,90%气井为储层近井带水锁伤害,70%气井为起泡剂伤害,30%气井为压裂液残渣和水锁伤害,10%气井为储层结垢、结晶伤害。
(1)储层水锁伤害
川西致密砂岩气藏水锁主要来源于两部分:⑪压裂作业过程中,大量水基工作液侵入储集层孔喉中,堵塞过流通道[7-8];㉒气井生产中后期长期积液,在液柱压力和毛管力共同作用下,积液会反向渗吸至储层孔喉中,造成近井储层水锁伤害[9-11]。实验表明,致密岩芯经水锁伤害后,平均岩芯渗透率伤害率达到78.82%,平均含水饱和度从56.14% 上升至89.18%,岩芯越致密伤害越严重,岩芯驱替实验结果见表3。
表3 岩芯驱替实验结果Tab.3 Core displacement test results
(2)起泡剂伤害
川西致密气藏90%气井都采用泡沫排水措施,单井加注起泡剂时间通常达到5 a 以上。起泡剂中的化学成分与井底地层水、凝析油长期接触后会形成黏稠物和固体沉淀,对近井储层裂缝和孔喉造成堵塞[12-14]。采用天然裂缝岩芯开展实验,见图1,在标准盐水饱和状态下,气测渗透率为0.189 1 mD,经泡排液伤害后,渗透率降为0.038 6 mD,渗透率降低了79.6%,见图2。
图1 川西致密气藏天然裂缝岩芯Fig.1 Natural fracture core of tight gas reservoir in Western Sichuan
图2 渗透率恢复曲线Fig.2 Permeability recovery curve
(3)压裂液伤害
川西致密气藏普遍需要加砂压裂改造才能获得产能,压裂过程中,在正压差作用下,压裂液从裂缝壁面大量滤失进入储层基质,主要有3 种形式:①裂缝延伸和支撑过程中,前置液中的冻胶滤失进入储层;②返排前破胶液滤失进入储层;③返排前压裂液破胶不完全,既有冻胶滤失又有破胶液滤失[15-17]。开展了冻胶液和破胶液对岩芯伤害实验,结果见表4,冻胶液渗透率损害率达到90.24%,破胶液渗透率损害率达到68.39%,且驱替启动压力增加了70%~83%,充分说明了压裂过程压裂液伤害的严重性。
表4 压裂液岩芯驱替实验Tab.4 Fracturing fluid core displacement experiment
(4)地层水结晶与结垢
采用侏罗系沙溪庙组地层水驱替岩芯720 h 后,采用扫描电镜对岩芯内部形貌变化进行了观察,如图3,地层水长期在岩芯内部渗流时,能够形成微量具有规整结构无机垢,从而降低近井带有效渗透率。
图3 电镜扫描结果Fig.3 Scanning results of electron microscope
川西侏罗系沙溪庙地层水矿化度高,矿化度在10 000~100 000 mg/L,水型主要为CaCl2、Na2SO4型,富含大量的成垢离子(Ca2+、Mg2+、,在地层中发生反应,生成碳酸钙、硫酸钙等无机垢[18]。化学反应式为
川西致密气藏近井带污染类型较为复杂,普遍面临水锁伤害,部分井还存在压裂液残渣伤害、起泡剂残渣伤害、以及储层结垢伤害等复合污染。对于已投产的气井,井底污染类型复杂多样,为此,形成了复合解堵配方体系,主要由酸、解水锁剂、破胶剂、破乳剂及其他剂等组成。酸的作用是溶解裂缝、微裂缝中无机垢,同时还具有酸化扩孔作用,提升其他助剂的穿透性;解水锁剂是借助表面活性剂降低液固界面张力,减小毛管力,改变岩石表面的润湿性,提高液相流动性;破胶剂是促进地层中未破胶的胍胶二次破胶;破乳剂降低乳化液黏度,提升乳化液返排能力;其他剂包括黏稳剂、铁稳剂、防膨剂、增效剂及缓蚀剂等,其作用是提升药剂与地层流体配伍性,防止黏土膨胀,降低药剂对地层的二次伤害,防止井下管柱腐蚀。
该体系的核心组分为解水锁剂,为此设计了新型解水锁剂,见图4,分子结构上有一层偶联剂,能够紧密吸附在岩石表面,分子表层为输水层,降低液体附着能力,提升药剂与岩石表面的接触角,从而实现解水锁功能。
图4 新型表面活性剂分子结构Fig.4 Molecular structure of new surfactants
将新药剂与常用的氟碳类、柠檬烯类、醇类等进行对比,新药剂降低表面张力效果最好,表面张力能降低至15.95 mN/m,见图5。采用蒸馏水测试接触角,经新型表面活性剂处理后载玻片蒸馏水的接触角从42.0°提升至95.6°,接触角增加率达到127%,见图6 和图7,起到了润湿反转的作用。
图5 表面张力检测Fig.5 Surface tension detection
图6 载玻片处理前水滴接触角Fig.6 Contact angle of water drop before glass slide treatment
图7 载玻片处理后水滴接触角Fig.7 Contact angle of water drop after glass slide treatment
药剂是复合解堵体系,解除对象包含了储层水锁伤害、压裂液残渣伤害、泡排乳化液伤害及无机垢伤害等,为此对该药剂体系开展了物理特性、溶垢能力、降黏破乳能力、岩芯驱替实验测试。
(1)物理特性
药剂外观为乳白色液体,密度为1.0~1.1 g/cm3,pH 值<1,表面张力<25 mN/m,对N80 钢片腐蚀速率1.31 g/(m2·h),与川西致密气藏地层水混合后无沉淀,配伍性较好。
(2)溶垢能力
在4 个烧杯中均加入20 mL 清水和1 g 碳酸钙粉未,分别加入复合解堵剂0、1、3 及5 mL,放在常温环境静置1 h,碳酸钙的溶解率分别为0、53%、78%及100%。
(3)破乳降黏性能
取现场乳化液黏附物5 mL,从左至右分别加入0,0.1,0.3,0.5,0.7 和1.0 mL 新药剂,80°C水浴锅内静置1 h,测试结果见图8,采用旋转黏度计测试黏度值,当药剂加注量占乳化液体积的10% 以上,则可实现完全破乳,乳化液黏度从34 mPa·s 降至4 mPa·s 以下。
图8 破乳能力测试Fig.8 The demulsification ability test
(4)岩芯驱替实验
实验步骤:将岩芯抽真空,饱和标准盐水,气测渗透率K1,作为初始渗透率;分别采用地层水、压裂液、乳化液反向注入岩芯,模拟外来流体伤害过程,气测渗透率K2;向岩芯反向注入解堵剂,气测渗透率K3。实验结果见表5,岩芯被污染后渗透率降低66%~85%,经多功能复合解堵剂净化后,渗透率能提升1.74~2.40 倍,解堵效果明显。
表5 伤害解除岩芯驱替实验Tab.5 Damage relief core displacement experiment
近井带污染主要发生在压裂裂缝,以及紧贴压裂主裂缝的基质部分水锁伤害带,压裂井近井污染模型见图9。净化剂需要完全填充压裂裂缝和基质水锁区域,药剂用量=人工裂缝容积V1+基质水锁带体积V2。
图9 压裂井近井污染模型Fig.9 Near well pollution model of fractured well
(1)药剂充分作用至污染带
采用强排或者气举工艺排除井筒积液,防止药剂被积液稀释,同时预防积液被压入地层造成二次伤害;在保证井筒管柱安全性的情况下,采用压裂泵车向储层泵注足量净化剂,确保药剂充分填充至储层近井带;采用液氮进行强顶替,将井筒药剂内的净化剂充分顶替进近井污染带,实现药剂的深穿透;最后,关井24 h 以上,确保药剂在储层内充分反应。
(2)确保污染物高效返排
对生产中后期气井实施井底净化后,通常面临气井能量不足、净化剂返排困难的问题,需要配套强排或者气举排液工艺,及时排除井筒积液,对于低压低产井,需要配套长期强排液措施。
川西致密气藏开展“大液量深度净化工艺”现场应用10 口井,其中,9 口井增产效果明显,措施有效率为90%,年增产天然气1 923×104m3,见表6。新工艺目前已在新场气田、中江气田及洛带气田进行推广应用。
表6 “大液量深度净化工艺”应用情况统计Tab.6 Application statistics of“large liquid volume deep purification process”
川西致密气藏主要形成了“小液量常规净化”“小液量复合净化”“大液量深度净化”3 类工艺,年应用井数达到170 余口,对各个工艺应用情况进行对比,见表7。
表7 川西致密气藏井底净化工艺应用情况对比Tab.7 Comparison of application of bottom hole purification process in tight gas reservoir in Western Sichuan
“小液量常规净化工艺”和“小液量复合净化工艺”,单井增产量通常小于2×104m3,主要原因是药剂用量过少,只能解除井筒附近的污染,不能解决储层近井带污染问题,导致措施有效期短,增产效果不明显。“大液量深度净化工艺”提升净化剂用量,再配合液氮强顶替工艺,实现了药剂深穿透,后期配合放喷助排措施,实现了污染物的高效返排,净化效果得到了大幅提升。
(1)川西致密砂岩气藏近井带污染为水锁伤害、起泡剂伤害、压裂液伤害、结垢和结晶伤害复合型污染,其中,水锁岩芯渗透率伤害率达到78.82%,乳化液伤害后岩芯渗透率降低了79.6%,冻胶液渗透率损害率达到90.24%。
(2)研制了多功能复合型解堵剂,具有溶解无机垢、破乳降黏、解水锁等多项功能,驱替污染岩芯后渗透率能提升1.74~2.40 倍。
(3)利用“大液量注入、液氮强顶替、放喷助排”的深度净化工艺,能够提高净化剂在储层的穿透深度,提高污染物的返排效率。