SMM－GWS复合超微分子气井增产技术

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一、         气井伤害因素

在凝析气田开发中，受流体相态变化的影响会出现反凝析现象。而中低渗透凝析气井生产时由于近井地带的压降大，井底压力很容易低于露点，因此在井筒附近更易产生严重的反凝析伤害，从而导致气体有效渗透率急剧下降，气井产能相应减少。当地层含水或采取的各种修井和技术增产措施不当，往往会使气井储层受到伤害产量大幅度的递减，一方面外来水进入和地层的矿物和油水作用产生伤害，主要是外来流体不配伍发生粘土膨胀运移、乳化、润湿翻转和水锁伤害；另一方面是储层本身在开采过程中由于储层条件的变化动态平衡被打破，产生新的伤害，主要包括有水向近井地带聚集不能及时排除，造成含水饱和度增加超过束缚水饱和度，产生弯曲液面，增加气驱水毛细管附加阻力水锁效应，此外地层本身在压力和温度动态变化下会产生有机垢和无机垢、乳化以及润湿性变化导致油气烃类相渗透率下降变化。同时气井出水或凝析后，气相渗透率变小，气产量递减增快，携液能力下降，同时井筒内流体回压上升，生产压差变小，水（油）气比上升，井筒积液不断增加，当井筒回压上升至与地层压力相平衡时气井水淹而停产，虽然气井仍有较高的地层压力，但气井控制范围的剩余储量靠自然能量己不能采出，而被井筒及井筒周围裂缝中的水(水墙)封隔在地下，使气井气油产量大幅度的下降。一般情况下按产生伤害的程度顺序为：      

1)     水锁伤害：主要引起因素有地层含水，生产过程中向近井地带聚集加不能及时排除引起含水饱和度增加，此外修井和增产措施等外来流体入侵也会引起含水饱和度增加产生附加气驱阻力，发生水锁伤害；

2)     乳化堵塞：主要引起因素是在增产和修井措施中，含添加剂的外来流体油或水与地层水或油作用引起界面性质变化，产生乳化液滴，增加流体粘度产生阻力并堵塞孔道；

3)     结垢堵塞：主要为外来流体与地层流体不配伍，和地层动态条件变化产生有机和无机垢堵塞；

4)     压敏和速敏伤害：低渗透凝析气藏大压差开采易产生压敏，胶结疏松的凝析气藏易产生速敏；

5)     粘土膨胀伤害：主要是外来流体矿化度低进入地层发生粘土膨胀堵塞孔道；

6)     其他伤害：修井和措施外来固体颗粒堵塞等；

    在以上的伤害因素中，水锁伤害是最常见也是影响凝析气井产量的主要因素，并普遍存在；其次是乳化堵塞，伤害程度和因素根据地层条件和采取的修完井增产措施和地层压力等不同而不同，如何消除和减轻水锁和乳化伤害，是气井恢复和增加产量的关键，其他伤害因素根据气井具体情况不同，要具体采取相应的恢复措施。

二、         气井解堵机理

使受到伤害的气井产量恢复一直是油气开发工作者追求的目标。特别对于中低渗透凝析油气藏，水锁、乳化伤害是主要因素。

水锁的实质是地层水或外来水在气井近井地带聚集，导致含水饱和度大于束缚水饱和度时，水气两相流动产生弯曲液面导致附加毛管阻力，气体流动阻力增加，烃类相渗透率下降产量降低，其水锁和贾敏效应的附加毛管阻力在不规则的孔道和裂缝中可以表示如下：

Pc﹦P1﹢P2

﹦2σ水气cos(θ±β)／Rw﹢2σ水气(1/R1﹢1/R2)

其中：

    P1毛细管为水锁附加阻力

     P2为贾敏附加阻力

    σ水气是水气表面张力或油气界面张力；

      θ是润湿接触角；

β是毛管形态锥形变化附加角，较小；

Rw是毛管或微裂缝有关的形态结构参数；

R1和R2为液滴附加通过喉道变形前后曲率半径。

可以看出附加阻力的大小与气水表面张力（或油水界面张力在凝析油存在时）有关，同时与润湿角和毛细管的形态有关，对一定的气藏，地层孔隙结构是一定的，要消除毛管力必须通过两种手段：1.改变润湿角使流体为中性润湿；2.降低气水表面张力或油水界面张力；可见要降低毛管阻力，必须设法使润湿角接近90°，其次降低油水界面张力或气水表面张力，降低界面张力可以同时降低水锁和贾敏效应。最后加上解除和阻止乳化可以进一步降低气井阻力。

目前常用的气井水锁解除手段有注干气、注氮气、注二氧化碳、注活性剂和甲醇盐水混合物或纯甲醇等，都能地解除水锁，提高温度也能解除水锁，提高温度可提高甲醇的蒸发速率，水锁效应更易解除，实验表明向亲油和亲水的岩心中注入大量注甲醇或升温解除水锁后，氮气的气体相对渗透率变化趋势都是增加的，但在高含凝析油气井一般效果差、这时因为乳化、水锁和润湿性转变往往同时发生，甲醇乙醇只有气水的表面和蒸发作用，没有界面和润湿转变作用，因此在凝析油存在时解堵作用降低了。总之解除水锁的方法多种多样，但上述方法者施工工艺技术复杂、或者成本高、或者施工不安全对环境有危害，同时有一个共同的缺点就是有效期短，再次发生水锁还需重新施工，不具有长期预防和保护作用。

三、         技术简介

SMM－GWS复合超微分子气井增产技术，是针对上述问题在前期修完井液技术开发研究的基础上，经过多次的现场和室内实验研究，开发的一种凝析气藏储层解堵与保护技术，是一种多种化学添加剂的有效组合。对其进行了静态进行了岩心润湿性、吸附特性、原油并聚、配伍性、耐温耐酸盐和各项物理化学性能评价，以及动态天然岩芯油气渗透率恢复改善测试实验评价，认为该技术完全可以解除气井水锁和乳化伤害，可以提高油气相渗透率，达到增产和恢复产量的目的，初步的现场试验证明效果良好。

SMM－GWS复合超微分子气井增产技术，不但具有和甲醇乙醇相妮美的表界面作用，还有很好的润湿吸附改变作用，它通过油水并聚、界面、表面、润湿中性转变和破乳作用，消除油气水三相在通过吼道时的附加毛细管阻力和乳化，使烃类相渗透率得到提高，从而解除堵塞提高油气产量。其解堵原理是表面降低作用、界面降低作用、同相油水聚并连续流动、粘土稳定作用和中性润湿转变作用，降低阻力增加油气流动性恢复和增产。

该技术可以使气水表面张力降低到原来的1/3左右，油水界面张力减低到原来的1/10以上，同时结合一种低分子量的特殊阳离子，吸附在砂岩表面发生润湿转变，使亲水的硅质矿物表面疏水性增加，使接触角增加到75o－105o，变为中间润湿性，使亲油的矿物表面疏油性增加，使接触角减少到75o－105o，也变为中间润湿性，并使同相聚并，油气水流体都为连续相，并保持一定时间的稳定，在以上四种作用下，消除水锁和解除乳化，同时具有的阳离子特性配合地层水使用，可保持粘土的原始稳定状态，减轻水敏效应，有效的提高油气渗透率，恢复和增产。

SMM－GWS复合超微分子，可以根据气井的不同伤害原因对配方进行适度调整，它采用一种复合流体，和清洁地层盐水配合使用，施工简单安全，可以不动管柱直接替入或者挤入预处理层位，关井3-5天以上开井排液后，即可逐渐恢复产量。

四、           主要技术特点

1)    SMM--GWS含有极性单分子，能牢固稳定地吸附在岩石表面，大于此浓度会扩散出，逐渐脱附变为单分子吸附，并一定程度保持粘土稳定；

2)    具有很低的表界面张力，δ表<24×10-3 N/m、δ界<0.5×10-3N/m；

3)   可以很好的产生油水聚并作用，使油水连续流动，可以解除乳化堵塞；

4)   耐酸，耐温在130℃以上，耐盐度大于50万ppm，但不耐碱；

5)  既能去油膜，又能去水膜，可以有效的抑制了油气流“卡断”现象发生，提高油气相渗透率；

6)  作用机理有别于活性剂和甲醇解堵，无论在水湿、油湿油藏中，单分子吸附均可以实现近中性润湿转变，降低毛细管阻力作用，提高烃相渗透率。

7)  使用方便与地层流体配伍性好。

五、           应用范围与使用条件

1.       适用于不同渗透率的砂岩凝析油气藏，或靠微裂缝渗透的碳酸盐岩油藏，特别是中低渗透油气藏；

2.       油藏温度一般要求低于135度，不能与强碱性物质混合驱替；

3.       必须是因修井压井、不当增产措施产量下降含水升高的凝析气油藏；

4.       产量的下降原因确实是由于乳化、水锁和润湿性变化引起的。

六、           使用方法

正或反替或挤进入地层，用量依据地层厚度和孔隙度等确定，一般每米6-15方，使用浓度3-5%，关井5天开井即可，低压和凝析油气井需要辅助气举返排。

对于油层温度低、井底附近有石蜡、胶质沉积井，在处理前应先用有机溶剂洗液浸泡，清洗油层处理后，再挤入SMM－GWS复合超微分子盐水溶液。对于结垢严重的油气井可以配合阻垢防垢剂使用，不影响使用效果。