渤海L油田Ed儲層修井過程傷害機理及對策

程學峰，陳華興，唐洪明，趙 峰

(1.中國石油大學(北京)，北京 102249;2.中石化石油勘探開發研究院，北京，100083;3.中海油能源發展股份有限公司，天津 300452;4.西南石油大學，四川 成都 610500)

引 言

渤海L油田Ed儲層平均孔隙度為16.9%，平均滲透率為24.2×10－3μm2，屬于中孔低滲油田。該油田開發生產過程中的洗、壓井等作業用水來源于上部Ng組地層水，由于作業水來自不同層位，因此在修井等作業過程中可能存在不配伍、地層結垢等問題［1－4］。為了降低儲層損害，開展了修井過程儲層傷害機理分析，針對性的開發出了1種低傷害修井液，室內評價表明與地層流體配伍性好，儲層傷害程度小于5%。研究結果為該油田修井液的優選提供了直接數據和技術儲備。

1 儲層傷害原因分析

渤海L油田Ed儲層滲透率低，物性較差，在修井作業過程中易受到水鎖損害而降低產液能力。Ed儲層伊/蒙間層含量高達23%，水敏實驗結果為強水敏，臨界礦化度為5 800 mg/L。低礦化度流體進入儲層后會引起伊/蒙間層礦物的水化膨脹、分散、運移，同時與伊/蒙間層礦物伴生的自生礦物也會從顆粒表面脫落堵塞孔隙。水源井A16w井Ng組水源水礦化度在12 284 mg/L，漏失后不會造成嚴重水敏傷害。速敏實驗結果為弱—中等偏弱速敏，修井液漏失速度過快會造成輕微的速敏損害［5－8］。

Ed油層地層水為碳酸氫鈉型，水源井A16w井生產的Ng地層水為氯化鈣型，地層水和作業用水可能不配伍，大量漏失的修井液與地層水混合后可能形成無機垢造成儲層傷害。將Ng組水源水與Ed組地層水按不同比例混合后，采用Stiff和Davis經驗(SI)法、Ryznar提出的穩定指數(SAI)法和飽和系數法進行碳酸鹽結垢預測［9－10］，儲層溫度分別為50℃和80℃。實驗結果表明，單一Ng組水源水、單一Ed組地層水結垢趨勢均為輕微結垢，二者不同比例混合后，為嚴重結垢趨勢;隨著地層水比例、溫度的增加，混合水結垢趨勢增強。

圖1為A2井油管內壁垢樣及電鏡照片，X－衍射及熒光分析表明鈣質垢占95%以上，主要元素成分為C、Ca、O等，少量Mg。鈣質垢在油管中結垢量大，在油管上厚度、分布比較均勻，垢質堅硬。定性地說明A2油井修井后，漏失的水源水與Ed油組地層水的混合水樣在井筒中具有較強的結鈣質垢能力。近井地層中有可能也存在鈣質垢，加劇儲層的損害。

圖1 A2井油管內壁垢樣及電鏡照片

2 修井液配方優選

2.1 阻垢劑優選

表1 阻垢劑性能評價結果

將A16W井水源水與Ed儲層地層水按1∶7比例混合，在若干500 mL磨口錐形瓶中裝滿混合液體。分成3組放入80℃恒溫水浴箱中恒溫4 h，每1組均加入不同濃度、不同類型的阻垢劑。實驗結束后，測試各水樣中的結垢總量，實驗結果見表1。由表1可知:未加防垢劑混合水樣產生總垢量約為117 mg/L，加入不同濃度的3種阻垢劑后產生的總垢量明顯下降。整體上隨防垢劑濃度升高，結垢量降低。對于XCF－01，濃度為25 mg/L時防垢效果最佳;對于XCF－02，濃度為100 mg/L時結垢量降至2.4 mg/L;對于XCF－03，濃度超過25 mg/L后，結垢量降至3.6 mg/L以下，濃度為100 mg/L時，結垢量僅為1.6 mg/L，阻垢效果十分明顯。對比3種阻垢劑性能，優選XCF－03作為修井液用防垢劑。

利用顯微鏡對加入不同濃度XCF－03后的混合水樣中結垢顆粒大小和濃度進行定性和半定量觀察，結果見圖2。未加阻垢劑時，薄片上結垢顆粒密集分布，加入XCF－03后，結垢量明顯減少，結垢顆粒零散分布，局部才可見到少量結垢顆粒，當濃度為100 mg/L時，鏡下結垢顆粒幾乎不可見。綜合判斷阻垢劑最佳濃度為25～50 mg/L。

圖2 XCF－03濃度與成垢顆粒特征對比照片

2.2 防膨劑優選

圖3 不同水樣浸泡后鈉土晶面間距對比

由于無機鹽防膨劑具有耐高溫、貨源廣等特點，適于L油田修井液使用，故本次重點評價A16w井水源水(清水)+0.5%KCl的防膨效果。將鈉土分別浸泡水源水和水源水+0.5%KCl混合液體，在儲層溫度(80℃)密閉加溫2 h后經離心機離心2 h，對比鈉土在不同液體中的膨脹率［11］。圖3為經過不同液體浸泡的鈉土的X－射線衍射曲線，通過對比不同處理方式后鈉土的d(001)晶面間距來判斷其膨脹率，基本原理就是晶面間距越小，蒙脫石的膨脹性越小。未經任何處理的鈉土干粉晶面間距d=14.057 6，單一清水浸泡后鈉土晶面間距d=18.672 5，清水+0.5%KCl浸泡鈉土后晶面間距d=16.676 8，說明在清水中加入0.5%KCl可以進一步抑制黏土的膨脹性。

2.3 儲層保護效果

根據防垢劑、防膨劑性能評價結果，推薦L油田修井液的配方為:A16w井水源水+25～50 mg/L阻垢劑XCF－03+0.5%KCl。對此配方進行儲層適應性評價，結果見表2。由表2可知，推薦的修井液對儲層的損害程度小于15%，性能優良。優選傷害程度小于5%的配方體系，即為A16w井水源水+25 mg/L阻垢劑 XCF－03+0.5%KCl。圖4為實驗后巖心縱向剖面圖。由圖4可知，僅用A16w井水源水進行修井，會在巖心近端面處形成大量微細的結垢顆粒，采用優選后的修井液，則實驗后巖心無明顯結垢物，說明推薦的修井液具有良好的儲層保護效果。

表2 修井液對Ed儲層損害動態評價結果

圖4 實驗后巖心縱剖面電鏡照片(上圖為15號巖心，下圖為18號巖心)

3 結論

(1)渤海L油田Ed儲層屬于低滲儲層，用A16W井水源水修井存在修井液與地層水不配伍產生鈣質垢、修井液漏失導致的速敏、水敏礦物蒙脫石引起的水敏等傷害。

(2)阻垢劑XCF－03在濃度25～50 mg/L時具有良好的阻垢效果，修井液中加入0.5%KCL具有防膨效果。優選的修井液配方為A16W井水源水+2 mg/L XCF－03+0.5%KCl，對儲層滲透率的損害程度小于5%。同時在修井過程中，盡量降低漏失量，將速敏對儲層損害程度降到最低，還可加入適量的低滲助排劑，縮短修井反排周期。

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