崖城13-1氣田高溫低壓修井液類型選擇

李蔚萍，顏 明，于 東，賈 輝，梁玉凱，鮑 榮，向興金

(1.湖北漢科新技術股份有限公司荊州市漢科新技術研究所,湖北 荊州 434000；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

為了解除故障、完善井眼條件，恢復油氣藏正常生產，通常要進行修井作業。修井作業是提高采收率、增加單井產量、延長生產周期的一項重要措施，也是老井挖潛、發現新層位、擴大勘探成果的重要手段。

崖城13-1氣田經過10多年的高產開采，呈現出了以下基本特征：(1)地層壓力(井口壓力)呈近似直線持續下降；(2)在相同生產制度(如相同油嘴尺寸)條件下單井產量持續降低；(3)產液量和水(液)氣比總體上升；(4)個別井產水(液)量異常，已造成氣井的水淹。研究認為，該氣田具有一定的挖潛能力。

因此，針對崖城13-1氣田高溫低壓及儲層特征，研究出一套既能滿足現場海上修井作業要求又能有效保護儲層的修井液體系，并建立對應體系的現場施工工藝，為崖城13-1氣田高溫低壓井的穩產增產改造和高效開發提供技術保障尤為重要。作者在此介紹了崖城13-1氣田高溫低壓修井液體系的選型背景和依據，確定了適合的修井液類型。

1 崖城13-1氣田修井液的技術難點

1)井較深。崖城13-1氣田中深3 810 m，氣井平均深度超過5 000 m，最大井深近7 600 m。

2)儲層溫度高。氣藏中部溫度達176 ℃。

3)儲層孔隙壓力低。崖城13-1氣田氣藏中部原始地層壓力系數為1.05，隨著氣田開采地層壓力不斷下降，目前氣田大部分區塊地層壓力系數在0.25左右，部分區域如崖城13-1-A3和A5井地層壓力系數僅為0.17。據此計算壓井時對氣層造成的最大正壓差約33 MPa。

4)儲層非均質性強。崖城13-1氣田生產井主力生產層位的滲透率范圍為2.2～1 604 mD，非均質性強，在修井過程中既要防止特低滲低滲儲層水鎖損害，又要防止高滲漏失損害。

2 國內外高溫低壓油氣藏修井液體系類型及應用情況

2.1 國內外高溫低壓油氣藏修井液體系類型

高溫作用使修井液體系各組分間的物理、化學作用加劇，導致現有的天然/天然改性的降濾失劑不能滿足需要，從而影響修井液體系的性能，如濾失量大、黏度高，最后導致修井施工異常。為滿足高溫低壓油氣藏的修井需要，目前國內外主要使用以下幾種修井液。

2.1.1 油基修井液

20世紀六七十年代，國內就使用了油基修井液。該修井液不改變儲層近井地帶孔喉的天然含水飽和度，具有較好的抑制性和防水鎖性，腐蝕性小，儲層保護效果好。但油基修井液環保性差，成本高，易引起油水乳化損害等。

2.1.2 油包水乳化修井液[1]

油包水乳化修井液以生物毒性低、閃點高的礦物油(5#白油)為外相、海水為內相、復配型油溶性表面活性劑為乳化劑配制而成，適合低壓易水敏地層。該修井液在20世紀80年代由美國和前蘇聯等國家研制成功，并在壓裂施工中大力推廣應用。

2.1.3 泡沫修井液[2]

泡沫修井液由表面活性劑和充入的惰性氣體制成，該體系密度最低可達到0.4 g·cm-3，具有靜液柱壓力低、濾失量小、助排能力強、對地層傷害小等特點，其缺點是只適用于井深小于2 000 m的井，泡沫的穩定周期短、現場配制難度大，需配備專用的泡沫發生裝置。

2.1.4 清潔鹽水修井液

清潔鹽水修井液由一種或多種鹽類和水配制而成，選用的無機鹽包括NaCl、KCl、CaCl2、NaBr、KBr、CaBr2、ZnBr2和 HCOONa等。該體系不需通過懸浮固相來控制靜液柱壓力，能有效抑制黏土膨脹和微黏運移，與儲層有很好的配伍性。但漏失比較嚴重，用于低孔低滲氣藏時水鎖損害依然存在。

2.1.5 膠液修井液

膠液修井液中加有增黏聚合物，通過增大修井液的黏度來減少其漏失，該體系無固相，但液相進入儲層可造成損害，存在聚合物的吸附損害，體系不能完全防止漏失。

2.1.6 凝膠型修井液[3]

凝膠型修井液由核心處理劑膠凝劑、輔助膠凝劑和無機水凝膠組成，通過改變流動介質的流動性以及迅速形成的軟顆粒達到暫堵的效果。該修井液熱穩定性好、抗壓封堵性強，能有效阻止外來液體入侵，具有較好的儲層保護效果。在東海平湖PH-B9井和PH-Ba6井的多次修井作業中均取得較好的應用效果。

2.1.7 “雙保型”修井液[4]

“雙保型”修井液由增黏劑、降濾失劑、抑制劑、助排劑、穩定劑等組成。該修井液無固相、低濾失、強抑制、界面張力低、易返排、性能穩定，既保護油層又保護環境。

2.1.8 新型油溶暫堵型無固相修井液[5]

新型油溶暫堵型無固相修井液以生物聚合物、羥乙基聚合物纖維素類為主處理劑，并輔以降濾失劑、油溶性暫堵劑組成。塔里木盆地北部雅克拉氣田現場試驗表明，該體系流變性易于調控，抗高溫能力強，濾失量小。

2.1.9 固相暫堵型修井液

國外20世紀 80年代提出了“屏蔽暫堵”理論，并進行了大量的試驗研究。國內20世紀七八十年代開始研究化學堵水和屏蔽鉆井技術，隨后帶動了暫堵型修井液和暫堵劑的發展。固相暫堵型修井液的特點是在修井液中加入與儲層孔喉配伍的剛性暫堵材料。該修井液可迅速形成具有較高承壓能力的暫堵層，避免了修井液在低壓地層的漏失。

2.2 國內外高溫低壓油氣藏修井液體系應用情況(表1)[6-10]

表1國內外高溫低壓油氣藏修井液體系應用情況統計

Tab.1 Statistical list for applications of workover fluid systems in HTLP oil and gas reserviors at home and abroad

從表1可以看出，儲層壓力系數低的修井液體系，基本都用暫堵型修井液。

3 國內外低密度鉆井液體系研究現狀及應用情況[7,11-13]

在世界范圍的油氣勘探開發資源條件逐漸惡劣的形勢下，油田開發從高產、穩產向低壓、低滲、低產能方向轉變，因此，對鉆井液的密度也提出了新的要求，低密度(<1.0 g·m-3)鉆井液技術也應運而生。低密度鉆井液主要分為3類,見表2。

表2低密度鉆井液體系分類

Tab.2 Classification of low density drilling fluid system

有些修井液可以直接由鉆井液轉化而來，有些修井液則沿用了鉆井液構建思路，因此，本研究專門對國內外低密度鉆井液體系進行調研，主要對泡沫鉆井液、水包油/油包水鉆井液以及密度減輕劑鉆井液這3類鉆井液進行歸納總結，以期為崖城13-1氣田修井液體系提供更多的選擇。

3.1 泡沫鉆井液體系應用情況(表3)

表3泡沫鉆井液體系應用情況統計

Tab.3 Statistical list for applications of foam drilling fluid system

泡沫鉆井液體系維護特點：泡沫穩定時間只有幾十個小時，因此需要不斷補充起泡劑和穩泡劑。修井液不具備泡沫補充條件。

3.2 水包油鉆井液體系應用情況(表4)

表4水包油鉆井液體系應用情況統計

Tab.4 Statistical list for applications of oil in water drilling fluid system

水包油或油包水鉆井液體系維護特點：隨時補充白油、乳化劑和增黏劑，鉆井液密度最低能降到0.85 g·cm-3。修井作業時間長，沒有循環作用，乳狀液易破乳。

3.3 密度減輕劑鉆井液體系應用情況(表5)

表5密度減輕劑鉆井液體系應用情況統計

Tab.5 Statistical list for applications of density palliative drilling fluid system

密度減輕劑鉆井液體系維護特點：中空玻璃微珠經過鉆頭和水眼噴射會發生破碎，需要不斷補充減輕劑。修井液不具備減輕劑補充條件。

4 崖城13-1氣田修井液體系類型優選

崖城13-1氣田作為典型的高溫低壓氣田，其修井液要求同時滿足以下性能：

(1)抗溫性：180 ℃；(2)抗壓性：33 MPa；(3)耐溫穩定性：≥60 d；(4)封堵性：≤16 mL。

對崖城13-1高溫低壓氣田來說，低密度鉆井液體系不具備可行性；從修井液體系應用調研情況來看，儲層壓力系數低的，基本都用暫堵型修井液。因此，選擇適合崖城13-1氣田的修井液類型為暫堵型修井液。并結合崖城13-1氣田儲層特征，研制出了防水鎖性好、封堵性強的絡合水凝膠暫堵修井液及配套解堵液體系。

5 結論

針對高產開采10多年的崖城13-1氣田出現的地層壓力持續下降、單井產量持續降低、產液量和水(液)氣比總體上升、氣井水淹等現狀，在調研了大量國內外高溫低壓油氣藏修井液體系類型及應用情況和國內外低密度鉆井液體系研究現狀以及應用情況的基礎上，結合崖城13-1氣田高溫(氣藏中部溫度達176 ℃)低壓(地層壓力系數部分低至0.17)和儲層非均質性強(滲透率2.2～1 604 mD)的特征，選擇適合其儲層特征的修井液類型為暫堵型修井液，為崖城13-1氣田高溫低壓井的穩產增產改造和高效開發提供了技術保障。

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