复杂凝析气藏气井修井液体系在准噶尔盆地的应用

陈晓明+冯钿芳+张锋+王晓磊+孙德强+张洪杰+冯棋+饶远+洪将领+哈斯木

摘 要：凝析气藏是目前国内外气藏中最复杂的气藏之一，而准噶尔盆地的凝析气藏不仅存在常规气藏开发方式的复杂性，而且存在岩性、岩相的复杂性，这里的岩性、岩相种类多，储层非均质性强。研究根据研究区不同储层岩性、物性特征及敏感性存在难点，结合不同开发阶段储层保护的需要，理论和实践相结合，陆续研制了5种修井液；依据修井液技术特点，以储层压力系数、温度等参数，充分考虑气藏储层物性特征，并结合应用情况分析，研究建立了修井液技术界限，形成体系，为气井修井液优选提供应用依据及技术指导。研究得出的修井液体系在准噶尔盆地应用效果非常好，为新疆油田气田开发创造了好的效益，此修井液体系对国内外同类油气田都有一定借鉴和推广价值。

关键词：凝析气藏 修井液体系 储层保护 技术界限 准噶尔盆地

中图分类号：TE372 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）07（b）-0075-02

准噶尔盆地的气藏储层主要存在岩类复杂、物性差异大、敏感性强、地层压力系数分布范围广等特点，其伤害因素差异较大，加之不同的开发阶段，储层保护重点不同。因此，需要针对不同储层特征，不同开发阶段，研制相适应的修井过程中用的工作液，用于平衡地层压力。本文主要包括压井液和射孔液，以提高气井修井后复产效果。同时，根据修井液体系技术特点，结合储层特征，界定其适应范围，形成气井修井液体系，指导修井液优选，对于提高气井开发水平意义重大。

1 准噶尔盆地凝析气藏复杂性

1.1 凝析气藏的概念及复杂性

在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油，这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。这种气油变化特点决定了凝析气藏开发具有一定的复杂性。

1.2 准噶尔盆地气藏储层复杂性

（1）储层岩性复杂。

准噶尔盆地气藏储层岩性类型主要有粉砂岩、细砂岩、砂岩、砂砾岩和火山岩，粘土矿物主要以伊-蒙混层为主，其中伊-蒙混层是粘土矿物，主要以伊-蒙混层和伊利石为主，两者合计达70%以上，同时含有伊利石、高岭石和绿泥石。并且，其渗透率在0.07～117.4×10-3μm2、孔隙度在10.7%～21.7%。

（2）储层敏感性强。

准噶尔盆地气藏储层敏感性试验研究通过改变流体速度、注入液的矿化度、改变碱性环境、酸液进入地层量等试验条件，验证这些条件造成储层渗透率下降的可能性及其程度。通过试验可以发现，准噶尔盆地气藏储层主要伤害因素为粘土膨胀、水敏和固相入侵。

（3）地层压力分布范围广、地层温度变化大。

原始地层压力系数为0.99～1.58，目前地层压力系数为0.26～1.17，气藏地层温度为60.4℃～115℃。

2 气井修井液体系研究

2.1 研制技术路线

针对气藏特征、敏感性，结合气藏开发不同阶段储层保护重点，研究制定了修井液体系研制的技术路线（见图1）。

2.2 修井液体系

（1）无固相有机盐压井液。

针对无机盐加重剂易形成沉淀、堵塞地层特点，本次研究优选JZ-1、JZ-2、JZ-3三种有机酸盐作为加重剂[1]，其具有溶解度高、无悬浮颗粒、粘度低、结晶点低（-21.6℃）、与含SO42-、CO32-的地层水配伍性好的特点。并且，可配置密度1.0～2.3g/cm3的压井液，耐温180℃，伤害率<10%，可回收利用。

（2）防水锁树脂压井液。

依据束缚水或残余水机理，利用丙烯酸衍生物为原料，以过硫酸铵为引发剂生产具有高吸水作用的树脂，通过合成条件、单体比例、引发剂用量、中和度、反应时间、反应温度、交联剂用量等因素对吸水率的评价研究，研制一种树脂聚合物[2]，按一定比例与水配置成防水锁树脂压井液。其密度范围为1.0～1.4g/cm3，粘度为94.5～120mP·s，可以泵送和流动；API失水量<3mL，高温高压失水量<35mL，固化水能力强，可以束缚自身重量22倍以上的水，可将压井液中游离水全部束缚。

（3）暂堵型凝胶压井液。

通过调节高分子吸水树脂交联剂N-亚甲基双丙烯酰胺的用量，并进行粒径优选和性能评价，得到大粒径凝胶堵漏剂[3]。根据颗粒尺寸分布与堆积理论[4]，把树脂聚合物与不同颗粒凝胶堵漏剂按比例组合，利用不同颗粒的堵塞与骨架支撑双重作用，形成复合堵漏剂，再将复合堵漏剂与水按一定比例配置成凝胶修井液。其中，密度范围为1.0～1.20g/cm3，中值粒度>780μm；在高渗透、裂缝型储层暂堵率>99%，承压能力>7MPa。

（4）低密度泡沫壓井液。

通过对其起泡体积、半衰期和泡沫特征进行综合评价[5]，本次研究优选十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰胺基丙基羟磺酸甜菜碱作为起泡剂，羧甲基纤维素钠作为稳泡剂，并辅以杀菌剂、除氧剂等，通过评价加量对泡沫性能影响，得出每种药剂最优加量，可配置密度0.5～0.95g/cm3的泡沫压井液[6]，100℃稳定≥72h，效果良好。

（5）防水锁防粘土膨胀射孔液。

根据含氟烷基聚合反应机理，本次研究合成非离子型含氟表面活性剂SX作为防水锁剂，并且优选环氧氯丙烷和二甲胺为单体，在一定条件下通过开环缩聚反应合成季铵盐型阳离子聚合物PTA1作为防膨剂[7]，通过加量优化，研制出防水锁防粘土膨胀射孔液[8]。密度在1.0～1.50g/cm3之间可调，具有良好的防水锁和防粘土膨胀性能，水锁伤害降低率≥20%，防膨率≥91.7%。endprint

3 应用效果与技术界限

为了进一步精确划定气井压井液体系技术界限，充分考虑新疆油田气藏储层物性特征，本文结合现场应用情况分析，建立气井压井液体系技术界限，主要得出如下结论和认识。

（1）无固相有机盐压井液在地层压力系数≥1.2的裂缝型储层，压力系数≥1.0的中孔中渗、高孔高渗储层效果显著，产能恢复率均在90.0%以上。但针对地层压力系数<1.2裂缝型，以及强水敏储层，漏失率高，适用性差。

（2）防水锁树脂压井液在压力系数>0.8的低孔低渗储层，压力系数>1.0的中孔中渗、强水敏储层以及压力系数>1.0的裂缝型储层，效果较好。但针对压力系数<0.8的低孔低渗、压力系数<1.0裂缝型储层，压井液漏失严重，复产困难。

（3）暂堵型凝胶压井液主要适用于地层压力系数0.8～1.0的裂缝性、压力系数0.5～1.0的中孔中渗、高渗储层。

（4）低密度泡沫压井液主要适用于地层压力系数<1.0的中孔中渗和低孔低渗储层。

修井液是油气田开发经常用到的工作液，其使用量较大，如果修井液选用合理，不仅可以节省大量的成本，而且对储层也进行了有效的保护，可以说无固相有机盐、防水锁树脂、暫堵型凝胶、低密度泡沫、防水锁防膨射孔液为主体的气井修井液体系的研发，对国内外凝析气藏的高效开发有重要的参考价值和经济价值，其推广前景和应用很好。

参考文献

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