复杂凝析气藏气井入井液体系研究与应用
张锋 王哓磊 孙德强 张洪杰 冯棋 冯钿芳 饶远
摘要：当前国际油价持续低迷，降本增效、技术创新、技术求发展是一个企业可持续发展的必由之路，新疆油田采气一厂在所负责开发的准噶尔盆地各气田中，以技术创新为根本，不断研发新的气田高产开发技术，其复杂凝析气田一一克拉美丽气田入井液体系研究与应用就是很好的一个实例。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，而且存在岩性、岩相的复杂，这里的岩性、岩相种类多，储层非均质性强。针对上述研究区储层难点及凝析气藏开发难点，采气一厂陆续研制了多种修井液、压井液、射孔液等入井液，并研究建立了各入井液技术界限，形成体系，为气井修井液、压井液、射孔液优选提供应用依据及技术指导。研究得出的入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，此入井液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；入井液体系；修井液；射孔液；准噶尔盆地
0前言
压井液、射孔液是油气井井下作业时用于平衡地层压力的入井液体，这里简称人井液。这些入井液体既是工作液也是主要的油气层污染源之一，特别是对于敏感性储层，造成储层伤害极大。据资料统计，使用性能不佳的修井液会使油气井产能普遍降低30%-50%，甚至无法复产。
目前新疆采气一厂开发克拉美丽火山岩气田是国内外公认的最为复杂的气田之一，气藏储层岩性复杂、物性差异大，储层敏感性强、地层压力系数差异大等问题，给人井液选择带来较大的困难。
本研究通过克拉美丽气藏储层岩性、物性、敏感性等特征分析，研究入井液储层伤害机理，并针对不同气藏特征和不同开发阶段储层保护的需要，通过攻关，研制五种入井液体系：分别是以有机盐加重、降滤失、回收利用为主体技术研制的无固相有机盐压井液；以高吸水树脂聚合物为主体技术研制的防水锁树脂压井液；以材料筛选与聚合、压井液合成为主体技术研制的暂堵型凝胶压井液；以起泡、稳泡技术为主体技术研制的低密度泡沫压井液；以K盐加重、阳离子聚合物防膨、阴离子表面活性剂抑制水锁为主体技术研制的无固相防水锁射孔液。
根据五种修井液技术特点和适应范围，研究形成了气井修井液体系并建立了采气一厂修井液应用技术界限模版。现场应用证明，研制的修井液体系基本满足了目前凝析气藏和火山岩气藏的修井、射孔作业需要，累计应用71井次，总体复产率达85%以上，对储层的保护效果良好。
1克拉美丽气田开发难点
1.1储层岩性复杂
储层岩性种类多，分布范围广，主要有粉砂岩、细砂岩、砂岩、砂砾岩和火山岩，且储集空间类型多样。孔喉半径在0.26-20.98um不等，粘土矿物主要以伊一蒙混层为主，最高达83%，平均含量为71%，同时含有伊利石、高岭石和绿泥石。
1.2储层物性差异性大
低孔致密、中孔低渗、中孔中渗、高孔高渗等储层均有发育，渗透率分布范围0.07-117.4×10-3um2、孔隙度10.7%-21.7%，各气藏间物性差异较大。
1.3储层敏感性强
由于克拉美丽气田火山岩储层属双重孔隙介质，低孔低渗，对于低孔低渗储层毛管阻力较大，水锁现象较严重；通过研究区主力凝析气藏储层敏感性因素分析，储层主要存在粘土膨胀、水敏和固相堵塞等伤害。
1.4地层压力系数分布范围广、变化大
克拉美丽气田开发已经有六年以上时间，一体一藏的特征明显，有的开发气藏地层能量已经下降，第17气藏目前地层压力系数为1.17，而刚投入开发时，最高地层压力系数达1.55。有的气藏处于开发初期，压力较高。1.5气藏开发方式复杂
气藏开发方式与油藏不同，且与油藏存在不同的特性，如低粘性、应力损害敏感、润湿吸附、水锁等，决定了气层更易受伤害，储层一旦受人井流体污染，污染后解除困难。目前气井主要采用与油井相同的泥浆、盐水、活性水以及SC-2射孔液进行修井作业，主要存在易滤失，造成水锁、粘土膨胀伤害及固相颗粒堵塞，部分气井修井作业完成后，产量大幅降低，甚至难以复产。
2克拉美丽气田入井液体系研制
2.1各入井液体系研究技术方向
由于处于不同的开发阶段，其岩类、物性、敏感性、伤害类型均不一致，对修井液体系的要求也不同。因此，需针对不同气藏特征，开展修井液关键技术研究，形成适合不同储层特征、不同开发阶段储层保护需要的修井液体系。
从采气一厂目前开发的气田情况分析，不同开发阶段储层特征主要表现，共分为高压力系数储层、敏感性储层、高渗、裂缝型储层、低压力系数储层四大类，不同类型的储层在修井过程中对储层保护的要求不同。本部分内容重点是根据不同类型储层对储层保护的要求，结合现行人井液对气井作业的适应性分析结果，制定了适应不同储层特征、储层保护需要的修井液体系研究技術方向（如表1所示）。
2.2入井液体系研究成果
2.2.1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，其具有溶解度高、无悬浮颗粒、粘度低、结晶点低（-21.6℃）、与含SO4、CO3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。
2.2.2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、交联剂用量等因素的对吸水率的评价研究，研制一种树脂聚合物，按一定比例与水配置成防水锁树脂压井液。
2.2.3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。根据颗粒尺寸分布与堆积理论，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>780urn；在高渗透、裂缝型储层暂堵率>99%，承压能力>7MPa。
2.2.4低密度泡沫压井液
通过对其起泡体积、半衰期和泡沫特征进行综合评价，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，100℃稳定≥72h，效果良好。
2.2.5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，通过加量优化，研制出防水锁防粘土膨胀射孔液。
3应用效果及经济效益
截止2014年底，5种修井液在准噶尔盆地气田累计应用71井次，其中增产措施井43口，其中无固相有机盐压井液应用5口，有效3口，产能恢复率平均91.2%；防水锁树脂压井液应用30口，有效28口，产能恢复率平均89.6%；暂堵型凝胶压井液应用2口，产能恢复率91.2%；气井射孔液应用6口井，有效3口。
按照效益计算标准，43口增产措施井使用5种修井液比满足基本性能的压井液修后多产天然气4144.2×10m3，多产凝析油2502.2t。每方天然气价格按2.03元，每吨凝析油按照2661元计算，创效益9078.5万元。
