高磨台缘带灯影组气藏气井堵塞机理及治理对策

陈 林，吕亚博，欧家强，张 坤，李 娟

中国石油西南油气田分公司川中北部采气管理处，四川 遂宁 629000

引言

高磨台缘带灯影组气藏地处四川省遂宁市、资阳市与重庆市潼南区境内，为乐山 龙女寺古隆起背景上NEE 向的大型鼻状隆起构造。气藏最有利的储集岩类主要为富含菌藻类的藻凝块云岩、藻叠层云岩和藻砂屑云岩。储层段孔隙度主要分布在2.00%～5.00%，平均3.97%，储集空间类型以溶洞、次生的粒间溶孔和晶间溶孔为主；渗透率主要分布在0.01～1.00 mD，平均2.89 mD；含水饱和度2.17%～89.56%，平均23.26%，总体属于低孔低渗储层[1-2]。该气藏埋深5 000～5 300 m，地层温度147.6～159.1°C，地层压力56.65～59.08 MPa；气藏流体以甲烷为主，平均92.68%，H2S 浓度8.7～45.1 g/m3，CO2浓度73.0～149.0 g/m3，为高温、常压、中含H2S 和CO2气藏。气井以水平井、大斜度为主，完井方式主要为裸眼完井，管柱为31/2′′油管或与27/8′′油管的组合，主要井下工具包括井下安全阀、封隔器和球座等[3]。

生产过程中，部分气井不断有堵塞物产生并随气流带出（气井不产地层水，产出液主要为凝析液和入井流体），导致井口生产流程堵塞或在井筒、地层内堵塞的情况，特别是井筒和地层堵塞导致油压、产量大幅下降，甚至造成个别气井井筒堵死、产量落零，严重影响了气井产能。2021 年以来，高磨台缘带有12 口气井先后发生井筒、地层堵塞，影响日产量约145×104m3。

针对含硫气田气井堵塞问题，许多学者在堵塞物成分、形成机理等方面都进行了大量研究。何竞等[4]通过X 衍射、红外谱图分析以及扫描电镜和能谱分析等方法，对J 气田气井井筒内堵塞物的组成性质以及形成机理进行了研究，认为堵塞物主要为CaCO3、FexSy和FeCO3等腐蚀结垢产物；孙娜娜等[5]对长庆气田气井井筒堵塞问题分析认为，造成堵塞的原因有缓蚀剂堵塞、高黏性物质堵塞、井下脏物堵塞和腐蚀产物堵塞等一种或多种原因的综合结果；刘婵等[6]总结了目前常用的气井堵塞治理方法，包括物理解堵法，化学解堵法两大类；付德奎等[7-9]针对普光高含H2S 气田，明确了原始地层条件下天然气中单质硫的含量，研究了地面以及井筒的硫堵塞规律以及堵塞治理方法，并且最终前瞻性地提出了储层解硫堵的对策；李善建等[10-11]综合研究了目前常用的化学解堵剂的应用进展及优缺点，并且分析了解堵工作液在制备与实际应用过程中存在的问题，并提出了未来解堵工作液的发展趋势。

目前，针对类似于高磨台缘带气藏含硫气田的气井堵塞治理方法大多通过延缓硫沉积的产生时间、减少硫与管道内壁的接触面积以及以乙二醇作为载体对管道中硫堵塞严重的部位进行加热溶解，但类似于高磨台缘带灯影组含硫气藏多种堵塞机理并存的解堵体系构建相关的研究较少。本文根据高磨台缘带气井堵塞实际情况，通过多种手段对堵塞物进行检测分析，明确了堵塞物成分，深入分析堵塞物形成机理，优选出适用解堵剂；并根据不同堵塞类型，提出多项针对性解堵工艺技术，现场应用效果好，可在同类型含硫气田推广应用。

1 堵塞物成分分析

在井口检维修和措施作业过程中获取堵塞物样品18 个，多为黑色与褐色固体混合物，粒径分布范围大，呈颗粒状、片状或块状（图1）。

图1 部分堵塞物样品外观Fig.1 Appearance of some plug samples

1.1 元素分析

采用能谱电镜对样品表面进行扫描分析表明，样品微观结构以块状、碎屑和片状为主，见图2。能谱分析表明，样品组成元素以C、O、S 和Fe 等4 种元素为主（图3），含少量Ca、Mg、Ba、Si、Cr 和Mo等元素（表1）。

表1 部分样品元素分析结果Tab.1 Elemental analysis results of some samples

图2 SEM 扫描下的样品形貌Fig.2 SEM morphology of the samples

图3 样品EDS 图Fig.3 EDS diagram of the sample

1.2 灼烧实验

取一定质量的样品在60°C烘箱2 h 后冷却称重，然后在600°C马弗炉中灼烧4 h 后冷却称重，通过质量损失确定含水量及有机物、无机物含量。结果表明，堵塞物以无机物为主（65.02%～85.43%），有机物含量较低（10.81%～27.15%），见表2。

表2 样品灼烧结果Tab.2 Burning results of samples

1.3 无机物成分分析

采用质量分数18% 盐酸溶解，进一步确定无机物含量及酸溶情况。样品酸溶率为23.8%～94.7%，平均约60.0%，差异较大。对样品酸溶前后进行XRD 分析以确定其无机成分及相对含量（图4）。分析表明，堵塞物样品以FeS、FeS2、Fe7S8、Fe0.95S1.05和FeCO3等铁化合物为主，含少量CaCO3、CaMg(CO3)2、S8和BaSO4。

图4 某样品酸溶前后XRD 图Fig.4 XRD patterns of a sample before and after acid dissolution

1.4 有机物成分分析

某样品的红外光谱如图5 所示，分析表明，该样品的有机组分以烷烃、烯烃和醚类等为主。

图5 某样品红外光谱分析Fig.5 Infrared spectroscopy analysis of a sample

某样品的GC-MS 图谱如图6 所示，分析表明，该样品的有机质以胺类及衍生物、烷烃、烯烃、醇类和苯系衍生物等为主，部分样品含有单质硫。

图6 样品GC-MS 图谱Fig.6 GC-MS spectrums of sample

2 堵塞机理研究

在堵塞物成分分析的基础上，进一步查找堵塞物形成原因。对地层特征、完井方式、酸液体系、钻井液漏失、返排率、完井管柱、投产前关井时间及生产时间等8 个方面进行基础数据对比分析发现，堵塞井完井管柱及工具均为碳钢材质，其他方面无明显规律。

2.1 无机物来源

2.1.1 腐蚀产物

投产气井中92.5% 完井管柱采用碳钢材质，7.5%采用镍基合金。碳钢材质抗腐蚀性能相对较弱，目前，出现堵塞的气井管柱均为碳钢材质。

前期堵塞物成分分析结果发现，堵塞物主要为无机物成分，其中，管柱腐蚀产物占主导。根据硫化氢环境中主要的腐蚀类型及破坏特征分析认为，高磨台缘带气井井下游离水、H2S 和CO2同时存在，结合腐蚀生成物与H2S 分压关系曲线（图7），分析认为H2S 腐蚀占主导地位，主要腐蚀类型为电化学腐蚀。

图7 腐蚀生成物与H2S 分压关系图Fig.7 Relationship between corrosion products and H2S partial pressure

硫化氢离解反应

电化学腐蚀过程：

阳极反应

阴极反应

阳极产物

总反应

模拟发现，铁在含H2S 环境中易被腐蚀形成硫铁化合物。湿H2S 气体在钢铁表面生成的是几乎无保护性的Fe9S8；在100°C时，湿H2S 在钢材表面生成的是Fe9S8和少量有较好保护作用的FeS；而在100～150°C时，湿H2S 在钢材表面生成的是保护性较好的Fe1-xS 和FeS2（图8，表3）[12]。

表3 不同H2S 浓度下腐蚀产物Tab.3 Corrosion products at different concentrations of H2S

图8 金属腐蚀布拜图Fig.8 Pourbaix diagram of metal corrosion

高磨台缘带气井普遍采用裸眼完井、分段酸化，完井井下残余液体较多，高温酸性环境下入井酸液、地层流体、H2S 及CO2对封隔器以下碳钢材质油套管柱和工具钢材产生化学腐蚀，形成腐蚀产物[13-15]，与入井流体、单质硫及盐类晶体等混合形成了不同类型和形状的复合堵塞物[16]。样品检测结果主要以FeS、FeS2、Fe0.95S1.05和FeCO3等形式存在，Fe 含量较高，Ca 和Mg 含量很少，表明堵塞物中的Fe 元素主要来自井下腐蚀产物。

2.1.2 地层岩石

由于气井普遍采用裸眼完井、分段酸化，套管下至生产层顶部进行固井，封隔器以下井段未设置套管，生产层段裸露，同时，部分气井堵塞物中发现了白云岩成分，因此，结合生产参数开展井壁稳定性分析，判断井壁崩落的可能性。根据Drucker-Prage 准则，计算部分气井的临界生产参数，结果见表4。分析表明，高石E 井和磨溪G 井自投产以来配产产量一直低于临界产量，井壁岩石能够保持稳定，认为白云石成分来自于前期酸化压裂残留的部分不稳定岩石微粒。

表4 部分气井临界生产参数Tab.4 Production parameters of some gas wells

分析认为，大斜度井和水平井水平段中、远端大量漏失泥浆、残酸等液体长时间浸泡地层，易导致裸眼井壁小规模坍塌和岩石脱落，造成前期改造残留部分不稳定岩石微粒，这些物质在气井投产后随生产过程逐渐带出，堵塞物中存在的SiO2、MgCa（CO3）2和CaCO3等物质在地层岩石中普遍存在，因此，这部分无机物来自地层。

2.2 有机物来源

2.2.1 入井液体

高磨台缘带气井在钻井、试油和酸化等过程中加入钻井液、堵漏剂及酸液等多种液体，使用的添加剂有40 余种，主要有多元聚合物、沥青树脂、聚丙烯酰胺、有机酸酯和表面活性剂等，见表5。

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

磨台缘带气井酸化后平均返排率仅35.6%，残余液量约1 385 m3，平均投产前关井时间228 d，入井液体在井下长时间浸泡地层、发生反应，形成了胺类及衍生物、烷烃、烯烃、醚类和苯系衍生物等复杂多样的有机物[17-18]。

2.2.2 地层沥青

高磨台缘带灯影组均发育原生同层沥青，岩芯观察发现，沥青质和石英出现频率较高，存在孔隙型填充、孔洞型填充和裂缝型填充等3 种情况，见图9。沥青提取物色谱分析发现其有链烷烃，碳数范围C15～C30，分析认为，沥青在气井生产过程中随气流被带出地层进入井筒。

图9 高磨台缘带部分气井岩芯沥青充填情况Fig.9 Bitumen filling of some gas well cores in Gaoshi-Moxi platform margin belt

综上所述，根据GC-MS 分析结果，堵塞物中的有机物成分主要来自于入井液体中的添加剂及地层沥青质。

2.3 堵塞特征及判识

气井堵塞类型主要为井口、井筒及地层等不同形式，表现特征各有不同[19]。通过实时跟踪分析，形成了以气井生产动态、试井解释等资料为主要依据的堵塞判识方法，能有效指导解堵措施提前介入，防止堵塞情况加剧。

2.3.1 井口堵塞

井口堵塞时，其主要表现为油压异常上升，日产气、一级节流后和二级节流后压力均异常下降，变化幅度较小；或油压基本平稳，瞬时产量与一级节流后压力同升同降，频繁波动。如高石G 井2022-05-11 发生井口节流阀堵塞，油压由26.00 MPa 上升到26.80 MPa，瞬时产量由34×104m3/d 降到24×104m3/d，一级节流后压力由20.00 MPa 下降到14.00 MPa，二级节流后压力略微下降，特征明显，如图10 所示。

图10 高石G 井井口堵塞典型瞬时生产曲线Fig.10 Typical instantaneous production curve of wellhead plugging of Well Gaoshi-G

2.3.2 井筒堵塞

若气井生产过程中油压和产量出现异常下降且降幅较大，生产压差明显增大，但仍具备一定产气量，判断为井筒未完全堵塞；若油压下降至与输压持平且产量降为零，则井筒完全堵塞。典型实例为磨溪A 井，该井2021 年5 月到2021 年8 月发生井筒堵塞，对比堵塞前，油压降低了5.00 MPa，产量降低了8×104m3/d，其典型采气曲线见图11。

图11 磨溪A 井井筒堵塞典型采气曲线Fig.11 Typical gas production curve of wellbore plugging of Well Moxi-A

2.3.3 地层堵塞

地层堵塞时油压和产量持续下降，递减速度明显加快，表皮系数较大，典型井如高石F 井，其生产曲线见图12。

图12 高石F 井地层堵塞典型生产曲线Fig.12 Typical production curve of formation plugging in Well Gaoshi-F

高石F 井2020 年9 月开井后油压降速加快，达4.13 MPa/月，日产气由13×104m3降至10×104m3；截至2021 年5 月，油压频繁异常波动，日产气降至8×104m3，生产压差由7.21 MPa 上升到15.07 MPa；RTA 分析表明，表皮系数6.73，表现出较为明显的地层堵塞特征。

3 解堵对策

针对井口、井筒及地层不同堵塞类型及堵塞严重程度，需要综合考虑适用性、安全性及经济性等因素，采取不同解堵工艺措施。

3.1 溶剂解堵

3.1.1 解堵剂优选

根据堵塞物主要成分，进行室内配伍实验，根据解堵剂评价实验结果（表6），优选出适用的B 型有机解堵剂[20-22]。

表6 解堵剂评价实验结果Tab.6 Experimental results of evaluation of plugging remover

实验时，选取堵塞物样品分别在清水、A 型无机解堵剂、B 型有机解堵剂中进行溶解实验，结果显示，堵塞物在清水和无机解堵剂中无法分散溶解，在B 型有机解堵剂中能够分散溶解，且随着温度升高溶解速度加快，2 h 后完全分散溶解（图13）。

图13 堵塞物在B 型有机解堵剂中反应Fig.13 The reaction of blockage in the B-type organic plugging remover

3.1.2 溶剂解堵解堵工艺

采用高压泵车向油管内注入有机解堵剂，加注后关井浸泡，使解堵剂与井筒堵塞物充分反应并分散溶解堵塞物，根据油压恢复情况适时通过开井提喷带出分散后的堵塞物。

对于单一泵注有机解堵剂效果不佳或堵塞物数量较多的气井，可采取泵注有机解堵剂+常规酸复合解堵的方式，常规酸配方为：20.0% 盐酸+2.0%高温缓蚀剂+1.0%铁离子稳定剂+1.0%黏土稳定剂[23-24]。

3.1.3 溶剂解堵现场应用

溶剂解堵措施适用于井筒未完全堵塞的气井，该措施现场应用9 口，措施前后气井油压和日产气见表7。由表7 可见，解堵后油压、日产气均有明显恢复，解堵效果较好。

3.2 连续油管解堵

3.2.1 连续油管解堵工艺

对于井筒堵塞严重甚至堵死的情况，单一的溶剂解堵难以有效渗透，解堵作用有限。针对该类堵塞，需要采取连续油管探得堵塞点位置后，机械冲洗解堵；若无效果，则对堵塞位置进行钻磨[25-29]。

3.2.2 连续油管解堵现场应用

磨溪E 井井筒完全堵塞，泵注有机解堵剂解堵无效，井筒堵死，根据短时开井数据计算堵塞点位置位于4 500 m 以下。采用ϕ50.8 mm 连续油管带冲洗头下放至4 796 m 遇阻，反复短起下放并使用清水冲洗，带出固体堵塞物约30 kg。开井试生产，油压15.2 MPa、瞬时日产气10.5×104m3；继续通井至5 328 m（第一个滑套位置）未遇阻，循环冲洗后结束作业，解堵成功。开井后油压30 MPa，日产气9.0×104m3，目前稳定生产，解堵效果较好（图14）。

图14 磨溪E 井措施前后生产曲线Fig.14 Production curves of Well Moxi-E before and after measures

3.3 酸化解堵

针对地层堵塞情况，采取酸化解堵措施，利用酸液的化学溶蚀作用，有效溶解地层堵塞物，扩大或延伸地层缝洞，达到恢复气井产能的目的。

3.3.1 酸液配方

根据堵塞物分析，酸液体系优选耐温和缓速性能较好的高温胶凝酸体系，增加酸液有效作用距离，有效溶蚀井底堵塞物。胶凝酸配方：20.0% 盐酸+0.5%胶凝剂+2.0%铁离子稳定剂+2.0%缓蚀剂+1.0%缓蚀增效剂+1.0%助排剂+1.0 黏土稳定剂；降阻水配方：1.0%降阻剂+1.0%助排剂。

3.3.2 酸化解堵工艺

酸液用量根据酸处理半径、表皮系数等因素综合考虑，通过模拟计算，选取合适用量以达到有效解除近井地带污染的目的。

采用压裂车向油管内注入胶凝酸、降阻水，关井复压、候酸反应后，开井放喷排液；若气井不能自喷，则视情况采用连续油管液氮气举排液。

3.3.3 酸化解堵现场应用

酸化解堵措施在高石E 井和磨溪F 井两口井应用，均取得很好效果，见表8。

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

表8 所示的两口井中，高石F 井生产动态表现出明显的地层堵塞特征，对该井采取酸化解堵，注入胶凝酸80 m3，降阻水26 m3；关井复压后开井放喷排液，累计返排液体约83 m3，堵塞物21 kg；措施后油压37.92 MPa，瞬时日产气17×104m3，成功解堵（图12）。

3.4 地面配套解堵装备

针对实施措施后开井生产会带出大量堵塞物造成一、二级节流阀堵塞的情况，根据高磨台缘带气井井口工艺，创新应用了井口捕屑器（图15）。通过在一级节流阀前端加装捕屑器，能有效捕获措施后返排带出的堵塞物，防止堵塞物在节流阀处再次堆积堵塞。

图15 捕屑器现场应用Fig.15 Field application of chip catcher

实施措施解堵12 口气井中应用捕屑器10 口，应用率83%，累计捕获堵塞物约500 kg，有效保障了解堵措施实施效果。

4 结论

1）高磨台缘带堵塞物样品分析结果表明，堵塞物以无机物为主（65.0%～85.4%），主要成分为FeS、FeS2、Fe7S8、Fe0.95S1.05和FeCO3等铁化合物。

2）堵塞物中无机物主要来源于井下腐蚀产物及地层岩石反应残余物，有机物主要来源于入井液体和地层沥青等物质。有机物促使无机物胶结，形成大量复合堵塞物，其中，无机物是主要成分、有机物是“黏合剂”，在近井地带和油管内壁沉积，造成了井筒和地层堵塞。

3）适用高磨台缘带堵塞气井的B 型有机解堵剂，能够有效分散和溶解堵塞物，现场应用效果较好。

4）针对不同堵塞类型及堵塞程度，井筒未完全堵塞可采取泵注溶剂解堵，井筒严重堵塞或堵死通过连续油管冲洗解堵，地层堵塞可采取酸化解堵措施；同时，在井口安装捕屑器能有效防止措施后再次出现堵塞。由此形成了高磨台缘带气井堵塞治理技术系列，可在类似含硫气田堵塞治理中推广。