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

引言

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。

1 近井带污染主要类型

1.1 污染物来源分析

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

1.2 近井带主要污染类型研究

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

2 近井带储层净化剂研发

2.1 药剂体系

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

2.2 药剂性能评价

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

3 复合解堵工艺优化

3.1 药剂用量设计

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

3.2 工艺措施优化

（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。

4 现场应用

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。

5 结论

（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。