張赟新 汪政明 王曉磊 劉曉英 婁小娟

（1.中國石油新疆油田公司采氣一廠2.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院）

準(zhǔn)噶爾盆地凝析氣藏壓井液體系的研制應(yīng)用與集成

張赟新1汪政明1王曉磊1劉曉英1婁小娟2

（1.中國石油新疆油田公司采氣一廠2.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院）

準(zhǔn)噶爾盆地凝析氣藏儲集層存在巖類多、物性差異大，敏感性強(qiáng)，地層壓力系數(shù)分布范圍廣、變化大等問題。為降低修井作業(yè)中壓井液對儲集層的傷害，提高修后復(fù)產(chǎn)效果，根據(jù)凝析氣藏特征和不同開發(fā)階段修井作業(yè)儲集層保護(hù)的需要，相繼研制了無固相有機(jī)鹽、防水鎖樹脂、暫堵型凝膠三種壓井液體系。通過實驗評價，性能均滿足并優(yōu)于《SY/T 5834-2007低固相壓井液性能評價指標(biāo)及測量方法》要求。累積應(yīng)用62井次，氣井修后總體復(fù)產(chǎn)率高于85%。結(jié)合壓井液技術(shù)特點(diǎn)與應(yīng)用效果，確定了三種壓井液體系的適應(yīng)范圍。以地層壓力系數(shù)及孔滲大小為橫、縱坐標(biāo)軸，建立了壓井液的技術(shù)界限模版，實現(xiàn)了壓井液體系的集成。圖5表10參10

準(zhǔn)噶爾盆地凝析氣藏壓井液體系研制應(yīng)用集成

氣藏開發(fā)方式與油藏不同，儲集層易受入井流體污染，且污染后解除困難。采用與油井相同的鹽水、活性水等壓井液，濾失量大，易造成水鎖、黏土膨脹傷害及固相顆粒堵塞，部分氣井修井作業(yè)完成后，產(chǎn)量大幅降低，甚至難以復(fù)產(chǎn)。

準(zhǔn)噶爾盆地共開發(fā)近20個凝析氣藏，目前平均凝析油含量74.8 g/m3，由于處于不同的開發(fā)階段，其巖類、物性、敏感性、傷害類型均不一致，對壓井液體系的要求也不同。因此，需要針對不同凝析氣藏特征，開展壓井液體系研制，提高儲集層保護(hù)效果；并結(jié)合應(yīng)用情況確定技術(shù)界限和應(yīng)用范圍，為凝析氣藏壓井液選擇提供應(yīng)用依據(jù)及技術(shù)指導(dǎo)。

根據(jù)氣藏特征統(tǒng)計分析結(jié)果，開展了三種針對不同開發(fā)階段、不同儲集層保護(hù)需要的壓井液體系研制。

1 氣藏特征

準(zhǔn)噶爾盆地已開發(fā)的克75X、克82X、盆5X、滴X4、滴X8等凝析氣藏，主要表現(xiàn)出以下特征：

1.1 儲集層巖類多、物性差異大

（1）儲集層巖類多

儲集層巖類分布范圍廣，主要有粉砂巖、細(xì)砂巖、砂巖、砂礫巖和火山巖，且儲集空間類型多樣?？缀戆霃皆?.26～20.98 μm不等，黏土礦物主要以伊-蒙混層為主（其中克75X氣藏伊蒙混層黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到51.4%，呼圖壁X達(dá)47%～83%，平均為71%），同時含有伊利石、高嶺石和綠泥石。

（2）儲集層物性差異大

低孔致密、中孔低滲、中孔中滲、高孔高滲等儲集層均有發(fā)育，滲透率分布范圍0.07～117.4 mD、孔隙度10.7%～21.7%，各氣藏間物性差異較大。

1.2 儲集層敏感性強(qiáng)

對于低孔低滲儲集層，由于毛管阻力大，水鎖現(xiàn)象也較嚴(yán)重。壓井液中若含有小于儲集層孔隙尺寸和裂縫寬度的固相顆粒，則易進(jìn)入儲集層，在孔喉或裂縫的窄小處會發(fā)生堵塞而產(chǎn)生傷害。壓井液與地層流體不配伍，也易產(chǎn)生沉淀，造成傷害[1]。主力凝析氣藏儲集層敏感性因素分析結(jié)果表明，儲集層主要傷害因素為黏土膨脹、水敏和固相侵入。

1.3 地層壓力系數(shù)分布范圍廣、變化大

通過表1可以看出，克75X、盆5X、呼圖壁X等氣藏已進(jìn)入開發(fā)中后期，地層能量下降，目前地層壓力系數(shù)小于0.5的氣藏有4個，克75X氣藏壓力系數(shù)最低為0.26；有的氣藏處于開發(fā)初期，如滴X7井氣藏目前地層壓力系數(shù)為1.17；而剛投入開發(fā)時，最高地層壓力系數(shù)達(dá)1.55；不同的開發(fā)階段、不同的儲集層類型，需要不同的壓井液體系[2]。

表1 主力凝析氣藏地層壓力系數(shù)統(tǒng)計

2 無固相有機(jī)鹽壓井液體系研制

2.1 研制背景

瑪河X、滴X7等新投入開發(fā)氣藏，所需壓井液密度高達(dá)1.70 g/cm3，氣井壓井液采用與油井相同的液體配方進(jìn)行施工，由Ca2+、Mg2+離子組成的無機(jī)鹽壓井液[3]可以滿足密度要求，但加重劑氯化鈣（鎂）的含量高，質(zhì)量體積分?jǐn)?shù)達(dá)40%以上，遇地層水相混后，形成沉淀，堵塞儲集層，污染嚴(yán)重，無法滿足高壓力系數(shù)氣井修井施工儲集層保護(hù)的要求。

2.2 技術(shù)研究

（1）加重劑優(yōu)選

針對無機(jī)鹽加重劑易形成沉淀、堵塞地層等問題[4]，分別針對不同密度范圍（1.00～1.55、1.56～1.80 g/cm3）、1.80～2.30 g/cm3），優(yōu)選JZ-1、JZ-2、JZ-3三種有機(jī)酸鹽作為加重劑，其主要特點(diǎn)是：溶解度高、無懸浮顆粒；黏度低、結(jié)晶點(diǎn)低、腐蝕??；與含的地層水配伍性好；熱穩(wěn)定性大于150℃。

（2）降濾失劑選擇

優(yōu)選采用HEC和JL-1作為降濾失劑。HEC和JL-1是非離子型水溶性聚合物，具有較好的溶解性，低濃度下具有較好的黏度特性，濃度較高時液體體系黏度大幅度增加，可用作氣井儲集層保護(hù)液降濾失劑，質(zhì)量體積分?jǐn)?shù)范圍在0.5%～1.0%。實驗評價結(jié)果表明：加入降濾失劑的壓井液體系A(chǔ)PI濾失量（11.0 mL/30 min）和高溫高壓濾失量（26.0 mL/30 min、7 MPa/83℃）小于《SY/T 5834-2007低固相壓井液性能評價指標(biāo)及測量方法》要求（API濾失量≤16 mL/ 30 min和高溫高壓濾失量≤40 mL/30 min）。

（3）防黏土膨脹技術(shù)

優(yōu)選KW-1、KNF-1為黏土穩(wěn)定劑，低濃度時可有效防止因水敏性礦物膨脹對儲集層造成的傷害，與無固相有機(jī)鹽壓井液配伍性良好。質(zhì)量體積分?jǐn)?shù)范圍在0.3%～0.5%。實驗評價結(jié)果表明：加入黏土穩(wěn)定劑的壓井液體系防膨率＞58%，比其他液體體系具有更好的防膨性能。

（4）回收利用技術(shù)

對無固相有機(jī)鹽壓井液二次回收利用技術(shù)進(jìn)行研究。根據(jù)壓井液使用穩(wěn)定性、回收液性能測試等一系列前期實驗結(jié)果，制定出無固相有機(jī)鹽壓井液回收利用工藝：回收液—沉降—過濾或離心除去液相內(nèi)固相雜質(zhì)—定期循環(huán)—性能檢測—壓井液性能調(diào)整（圖1、圖2）。降低了成本，促進(jìn)了該壓井液的推廣應(yīng)用[5]。

圖1 壓井液回收利用工藝示意圖

圖2 回收前后壓井液比較

2.3 性能評價

與常規(guī)無機(jī)鹽壓井液進(jìn)行性能對比（表2）可看出，無固相壓井液的耐溫性、抗腐蝕等主要性能指標(biāo)較高，濾失量較低；在低溫下具有更好的適應(yīng)性；進(jìn)入地層后傷害更低；不同密度條件下，表觀黏度較低，摩阻小、有利于循環(huán)。

2.4 主體配方（質(zhì)量體積分?jǐn)?shù)）

確定無固相有機(jī)鹽壓井液配方為：加重劑主劑+0.5%～1.0%JL-1降濾失劑+0.5%助排劑+0.3%～0.5%（KW-1+KNF-1）黏土穩(wěn)定劑+其它添加劑。

2.5 技術(shù)特點(diǎn)

優(yōu)點(diǎn)：①無固相、低傷害；②密度調(diào)節(jié)范圍大：1.00～2.30 g/cm3；③結(jié)晶點(diǎn)低-21.6℃；④可回收，降低使用成本29%。

缺點(diǎn)：①無堵漏性能；②對強(qiáng)水敏地層，易發(fā)生水鎖及黏土膨脹傷害；③配制密度＞1.80 g/cm3時成本較高。

表2 無固相有機(jī)鹽壓井液性能評價

3 防水鎖樹脂壓井液體系研制

3.1 研制背景

在黏土礦物含量高、強(qiáng)水敏儲集層，壓井液進(jìn)入地層后易發(fā)生黏土膨脹、運(yùn)移，導(dǎo)致滲透率降低；對于低滲儲集層，易在孔喉表面形成水膜，發(fā)生水鎖。因此，需要研制一種適應(yīng)中低壓力系數(shù)、強(qiáng)水敏儲集層，能有效降低黏土膨脹及水鎖傷害的壓井液體系。

3.2 技術(shù)研究

（1）樹脂聚合物的研制

利用丙烯酸衍生物等為原料，用過硫酸銨等為引發(fā)劑生產(chǎn)具有高吸水作用的樹脂，通過合成條件（單體比例、引發(fā)劑用量、中和度、反應(yīng)時間、反應(yīng)溫度、交聯(lián)劑用量等因素）對吸水率的評價研究，得出具有較高吸水率的配方，進(jìn)行工業(yè)生產(chǎn)，得到高吸水率的樹脂。將干燥后的高吸水樹脂樣品以KBr片制樣，用IR光譜儀作紅外光譜，分析吸水樹脂的IR譜圖可以得到NH2、NH、C-H以及-COO-基團(tuán)的振動吸收峰；驗證了樹脂的初始設(shè)計[6]。

（2）樹脂吸水機(jī)理

樹脂能吸水主要是由于交聯(lián)聚合過程形成了親水性的三維空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，其吸水能力的大小與其自身的化學(xué)結(jié)構(gòu)和聚集狀態(tài)中極性基團(tuán)的分布狀態(tài)有關(guān)。通過分子之間作用機(jī)理，樹脂可以吸收大量的水分，且所形成的交聯(lián)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)具有只溶脹不溶解的功能。

3.3 性能評價

（1）濾失性評價

從表3評價結(jié)果可以看出,該體系具有較好的防濾失性能。

表3 防水鎖樹脂壓井液性能指標(biāo)評價

（2）黏土膨脹率評價

5 h的防膨率均在80%以上。防膨率高是由于該壓井液基本將水在常壓下束縛、游離水非常少，流入鈉土巖樣水量少，僅潤濕表面，防止了黏土膨脹。

（3）其他性能評價

表3列出了對穩(wěn)定性、黏度、流變性、巖心滲透率損害率、腐蝕率等進(jìn)行的評價及結(jié)果，從評價結(jié)果看，均滿足SY/T 5834-2007標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.4 主體配方（質(zhì)量體積分?jǐn)?shù)）

確定防水鎖樹脂壓井液配方為：防水鎖樹脂+加重劑+0.3%～0.5%降濾失劑+1%助排劑+0.1%～0.3%NT-1黏土穩(wěn)定劑+其它添加劑。

3.5 技術(shù)特點(diǎn)

優(yōu)點(diǎn)：①束縛自由水能力強(qiáng)，可束縛本身質(zhì)量22倍以上的水，含自由水量＜2%，可有效降低水鎖和黏土膨脹傷害；②具有一定的暫堵性能。

缺點(diǎn)：①Ca2+、Mg2+含量大于1200 mg/L時，樹脂對鹽水的束縛能力降低，大量鹽水析出，濾失量增加；②配制密度＞1.40 g/cm3時成本高，黏度＞200 mPa·s，泵送困難。

4 暫堵型凝膠壓井液體系研制

4.1 研制背景

隨著氣藏開發(fā)時間的延長，地層壓力系數(shù)進(jìn)一步降低，采用無固相或防水鎖樹脂壓井液，漏失量大，無法建立井筒循環(huán)或氣井修后無法復(fù)產(chǎn)，因此，需研制適合地層壓力系數(shù)低于1.0、中孔中滲、裂縫性儲集層的暫堵型壓井液，減少漏失[7]。

4.2 關(guān)鍵技術(shù)

（1）材料篩選與聚合技術(shù)

在防水鎖樹脂壓井液的研制基礎(chǔ)上，通過改進(jìn)配方，調(diào)節(jié)交聯(lián)劑N-亞甲基雙丙烯酰胺的用量，并進(jìn)行粒徑優(yōu)選和性能評價，得到大粒徑凝膠堵漏劑，圖3和圖4是不同粒徑堵漏劑的實物圖片。

（2）壓井液合成技術(shù)

根據(jù)顆粒尺寸分布理論，把束縛水聚合物與不同顆粒凝膠堵漏劑按比例組合，利用不同顆粒的堵塞與骨架支撐雙重作用，形成復(fù)合堵漏劑，再將復(fù)合堵漏劑與水按一定比例配制成凝膠壓井液。

圖31～3 mm堵漏劑顆粒

圖43 ～5 mm堵漏劑顆粒

4.3 性能評價

（1）暫堵性評價

采用QD-1型堵漏材料試驗儀按《SY/T 5840-2007鉆井用橋接堵漏材料室內(nèi)試驗方法》評價堵漏劑對高滲透、裂縫型和大孔道地層的堵漏效果[8]。

表41 .0～5.0 mm裂縫性地層封堵效果試驗

從評價結(jié)果可以看出：暫堵型凝膠壓井液較防水鎖樹脂壓井液，對高滲透、裂縫型及大孔道地層封堵強(qiáng)度更高。

（2）解堵性能

對密度為1.00 g/cm3的暫堵型凝膠壓井液，采用裂縫為0.1 mm和0.2 mm的巖心進(jìn)行解堵性能評價［9］。從表5可以看出，壓井液對人工造縫0.1 mm和0.2 mm巖心暫堵率可以達(dá)到95%以上，傷害率小于8%。

表50 .1～0.2 mm暫堵及解堵實驗結(jié)果

（3）其他性能評價

對穩(wěn)定性、濾失性等進(jìn)行評價，表明暫堵型凝膠壓井液無固相，具有穩(wěn)定時間長、防止黏土膨脹、抗剪切、低濾失、腐蝕低等特點(diǎn),從表6評價結(jié)果看，均滿足SY/T 5834-2007標(biāo)準(zhǔn)要求。

表6 暫堵型凝膠壓井液性能指標(biāo)評價

4.4 主體配方（質(zhì)量體積分?jǐn)?shù)）

確定暫堵型凝膠壓井液配方為：凝膠堵漏劑+加重劑+0.3%～0.5%降濾失劑+1%助排劑+0.1%～ 0.3%黏土穩(wěn)定劑+其它添加劑。

4.5 技術(shù)特點(diǎn)

優(yōu)點(diǎn)：固化水及暫堵性能強(qiáng)、抗高溫、穩(wěn)定時間長。

缺點(diǎn)：由于暫堵劑顆粒進(jìn)一步增大，黏度增加，易造成堵塞。

5 現(xiàn)場應(yīng)用及分析

5.1 無固相有機(jī)鹽壓井液體系

在2008～2013年，該壓井液在克拉美麗X、瑪河X凝析氣藏累計應(yīng)用16井次，13井次效果良好，其中，滴西1XX7、滴西1XX1兩口井回采作業(yè)中采用無固相有機(jī)鹽壓井液，修后分獲日產(chǎn)量5.2×104m3、5.1× 104m3。也有3井次應(yīng)用效果差（表7）。

表7 無固相有機(jī)鹽壓井液體系歷年使用情況

總結(jié)可以得出：該壓井液體系適用于壓力系數(shù)＞1.2的儲集層；不適用于強(qiáng)水敏、壓力系數(shù)＜1.2的儲集層。

5.2 防水鎖樹脂壓井液體系

在盆5X、五八區(qū)X、呼圖壁X、克拉美麗X凝析氣藏應(yīng)用累計達(dá)32井次，其中27井次成功復(fù)產(chǎn)。其中，5井次應(yīng)用效果差，占應(yīng)用井次的15.6%（表8）。

盆5XX井是盆5氣藏的一口高產(chǎn)天然氣井，日產(chǎn)天然氣20×104m3、凝析油35 t。進(jìn)行維修作業(yè)，共用防水鎖樹脂壓井液90 m3，經(jīng)過氮?dú)鈿馀e誘噴，修后恢復(fù)日產(chǎn)量18.8×104m3。

表8 防水鎖樹脂壓井液體系歷年使用情況

總結(jié)可以得出：該壓井液體系適用于低孔低滲、壓力系數(shù)0.8～1.2的儲集層，中孔中滲、壓力系數(shù)1.0～1.2的儲集層，微裂縫發(fā)育、壓力系數(shù)＞1.2的儲集層；不適用于井下復(fù)雜作業(yè)，地層壓力系數(shù)＜1.0、中孔中滲和裂縫性儲集層。

5.3 暫堵型凝膠壓井液體系

在呼圖壁X、克拉美麗X凝析氣藏應(yīng)用累計達(dá)14井次，氣井修后復(fù)產(chǎn)成功率100%；尤其在儲氣庫老井封堵中應(yīng)用效果好（表9）。

表9 暫堵型凝膠壓井液歷年使用情況

總結(jié)得出：該壓井液體系適用于地層壓力系數(shù)1.0～1.2的裂縫性和0.5～1.0的中孔中滲儲集層。

6 壓井液技術(shù)界限研究

6.1 壓井液技術(shù)界限建立

通過分析三種壓井液技術(shù)特點(diǎn)，結(jié)合62井次的應(yīng)用情況，建立了三種壓井液適用的地層溫度、儲集層物性及地層壓力系數(shù)，劃分出了壓井液體系的適應(yīng)范圍（表10）。

表10 壓井液體系適應(yīng)范圍

6.2 壓井液體系界限模版

分別以地層壓力系數(shù)及地層孔滲性為橫、縱坐標(biāo)軸，建立適應(yīng)于準(zhǔn)噶爾盆地凝析氣藏的技術(shù)界限模版（圖5）。對照模版，可快速準(zhǔn)確地選取適合的壓井液，規(guī)范和指導(dǎo)氣井作業(yè)壓井液體系的優(yōu)選。

圖5 凝析氣藏壓井液體系界限模版

7 結(jié)論與建議

（1）根據(jù)氣藏特征和不同開發(fā)階段修井作業(yè)的儲集層保護(hù)需要，研制了三種壓井液體系，分別是：以有機(jī)酸鹽加重技術(shù)、降濾失技術(shù)、回收利用技術(shù)為主體技術(shù)的無固相有機(jī)鹽壓井液；以高吸水樹脂聚合物的研制為主體技術(shù)的防水鎖樹脂壓井液；以材料篩選與聚合、壓井液合成為主體技術(shù)的暫堵型凝膠壓井液。

（2）三種壓井液體系基本滿足了目前凝析氣藏的修井作業(yè)需要，累計應(yīng)用62井次，效果良好，總體復(fù)產(chǎn)率達(dá)85%以上，性能達(dá)到《SY/T 5834-2007低固相壓井液性能評價指標(biāo)及測量方法》要求，對儲集層的保護(hù)效果良好。

（3）對壓井液應(yīng)用進(jìn)行了總結(jié)，以地層壓力系數(shù)及地層孔滲性為橫縱坐標(biāo)軸，建立了適應(yīng)于準(zhǔn)噶爾盆地凝析氣藏壓井液體系選擇的技術(shù)界限模版，實現(xiàn)了壓井液體系的集成，為氣井作業(yè)壓井液體系優(yōu)選提供了技術(shù)支撐。

（4）針對地層壓力系數(shù)低于0.5的低壓凝析氣藏，目前沒有較適應(yīng)的壓井液體系，今后還需加強(qiáng)低密度（0.60～0.90 g/cm3）壓井液體系的研制[10]，解決低壓凝析氣藏壓井液漏失及儲集層保護(hù)難題。

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（修改回稿日期2015-02-03編輯景岷雪）

張赟新，男，山東萊陽人，1983年出生，碩士研究生，工程師；2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)，目前在新疆油田公司采氣一廠從事采氣工藝等方面的工作。地址：（834000）新疆克拉瑪依市友誼路100號采氣一廠。電話：（0990）6812531。Email: zyunxin@petrochina.com.cn