渤海油田某區塊深部衰竭油藏儲層保護配套技術

陳　毅，和鵬飛，岳文凱

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津　300452；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津　300452；3.中國石油大學（北京），北京　102200）

渤海油田某區塊深部衰竭油藏儲層保護配套技術

陳毅1，和鵬飛2，岳文凱3

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津300452；3.中國石油大學（北京），北京102200）

隨著老油田的深入開采，儲層段壓力虧空嚴重，如何做好大壓差儲層段的油氣層保護已經成為老油田后期調整開發成功的關鍵。渤海油田某區塊衰竭開采產量遞減快，存在油井層間干擾嚴重，注水井縱向吸水不均，地層層間壓力系數差異大等問題。在調整井作業中，通過生產井測試認識以及新鉆井隨鉆測壓等技術，通過儲層保護技術研究，針對性的給出鉆井液、固井、完井等一系列關鍵配套技術，并在8口井應用后獲得巨大效果。

儲層保護；隨鉆測壓；鉆完井液；固井技術

海上老油田的挖潛調整是穩產、上產，保證可持續發展的主要技術手段［1-3］。但是由于部分油田長期衰竭開采以及注水面錐進、舌進，地層壓力系數差異極大。調整井作業期間鉆完井固相顆粒、濾液容易深入地層，造成儲層污染，固井期間容易層間竄槽，大度砂巖封固不良，繼而進一步引起水錐、破壞產能，在遼河、勝利等油田均存在此類問題［4，5］。本文研究了渤海油田某區塊深部衰竭油藏儲層保護技術，并提出配套措施，對提高剩余油采收率具有重要意義。

1　儲層特征

（1）儲層埋藏深。該區塊主要儲層分布在沙河街二段和三段，垂深在2 800.0 m～3 000.0 m。

（2）中低孔滲特征。儲層物性屬于中等，平均孔隙度18%左右，平均滲透率100 mD左右，屬于“中低孔滲”儲層特征。平面上各個高點分屬不同的油氣水系統，縱向上各油組屬于不同油水系統，油藏類型以構造層狀油藏為主，局部發育巖性-構造油藏。

（3）壓力虧空，注采不平衡。衰竭開采產量遞減快，油井層間干擾嚴重，注水井縱向吸水不均；后期注水，地層壓力逐漸回升，但是深部沙河街組壓力虧空情況仍然很嚴重，地層壓力系數在0.625～1.067不等。

2　儲層保護工程措施的研究

該區塊前期調整井在東營組地層容易發生鉆頭泥包、沙河街組泥巖易坍塌，且易發生卡電纜、卡尾管、鉆具阻卡等問題。

2.1鉆井液體系研究

針對以上問題同時結合油田儲層滲透率、孔喉直徑分布和礦化度等物性參數，同時針對該油田儲層壓力下降的情況，從鉆井液技術角度考慮引入“井壁加固”技術降低鉆井液濾液的“活度”［6，7］，提高井壁穩定能力，降低鉆完井液濾液界面張力，提高水基鉆完井液濾液配伍性。

2.1.1加重材料的選擇該區塊儲層段孔喉80%分布在1 μm～20 μm，而常規重晶石的粒度多在400～1 000目，折合粒徑在13 μm～38 μm，與儲層孔喉大小相當，易進入儲層孔隙中造成永久性堵塞，所以將加重材料由重晶石調整為石灰石。

2.1.2鉆井液流變性和承壓封堵性研究根據儲層情況，調整井鉆井液承壓封堵能力需要達到20.0 MPa的要求，主要是在體系中加入10.0%～15.0%的改進型耐高溫磺甲基酚醛樹脂，10.0%～15.0%的改進型耐高溫的腐殖酸樹脂和10.0%～15.0%的甲酸鉀，增強封堵性能。

流變性實驗結果（見表1）。可以看出HTHP失水已降低至8.2 mL。仍采用高溫高壓濾失儀，在下部填充100 g 40～60目石英砂，上部倒滿鉆井液進行高溫高壓砂床實驗，其砂床濾失量為1.0 mL，濾餅的清水濾失量也僅為1.0 mL。實驗結果表明采用“井壁加固”技術后鉆井液體系流動性穩定，封堵性增強。

表1　鉆井液流變性實驗結果

實驗條件：熱滾溫度120.0℃、16.0 h；HTHP失水條件：120.0℃、3.5 MPa；HTHP砂床/清水失水：120.0℃、3.5 MPa。

2.1.3滲透率恢復值對比試驗儲層段壓力虧空嚴重，容易造成水鎖性傷害，UHIB是一種新型防水鎖劑，可以有效降低濾液界面張力。不同的加重材料及UHIB組合成不同的配方（見表2）。

表2　不同加重材料及UHIB組合配方

通過數據分析石灰石+甲酸鉀體系在防泥包、承壓能力、泥餅潤滑性、滲透率恢復值以及降低ECD等方面均有較大優勢（見表3）。

表3　不同配方的滲透率恢復值對比

利用有機鹽所具有的半透膜效應，通過在鉆井液中加入10.0%～20.0%甲酸鉀，降低鉆井液濾液活度，實現與地層流體之間的活度平衡，減少高壓差下濾液侵入。甲酸鉀有很強的液相封堵能力，可延遲鉆井液濾液在微裂隙中的滲流速率，甲酸鉀還能夠改善抑制性防泥包、降低固相含量，有助于提高機械鉆速。

2.2隨鉆測壓技術

為了進一步摸清虧空儲層壓力梯度在油組中的具體分布規律，以便于指導鉆完井方案和作業，在第一口井儲層作業過程中，選取了隨鉆測壓技術［8，9］，對儲層各油組選取了24個點進行了壓力監測，監測發現沙二段油組虧空嚴重，最低壓力系數0.625。

2.3低密高強水泥漿體系

若采用常規的水泥漿體系，很容易壓漏地層或嚴重污染儲層段。為優化漿柱壓力和固井期間環空壓力分布，優選硅粉+漂珠低密度水泥漿體系，既能夠壓穩油氣層，又保證不壓漏壓力虧空層，最大限度地減少儲層污染。

2.4防水鎖隱形酸完井液

經過與鉆井液、地層巖心、地層原油的配伍性試驗，優選防水鎖隱形酸完井液體系。該體系與該區塊儲層所用鉆井液體系配伍性較好，地層滲透率恢復值實驗結果為99.12%。不會與地層原油形成穩定的乳狀液，完井液體系中防水鎖劑減少完井液對儲層的水鎖傷害，同時加大隱形酸用量，對儲層有一定的酸化、解堵效果。

3　現場應用

目前該區塊8口調整井已經全部投產，產量情況（見表4）。另外兩口井由于投產出現電泵故障，未計入產量情況。

表4　投產初期產量數據

4　結論

（1）“井壁加固”技術，有效地提高了儲層的承壓封堵能力和井壁穩定性，有利于油氣快速返排，從而提高儲層保護效果。

（2）采用石灰石粉與可溶鹽甲酸鉀加重代替重晶石加重，有效地避免了重晶石對該油田孔喉的永久性傷害，且后續采用防水鎖隱形酸完井液能有效清除可能產生的石灰石粉堵塞和沉淀。

（3）低密高強水泥漿體系的應用實現了“三低、一長”，即：低ECD、低漏失風險、低污染，長裸眼段封固。

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TE258.2

A

1673-5285（2016）05-0014-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.05.004

2016-04-08

國家科技重大專項-海上稠油油田高效開發示范工程，項目編號：2011ZX05057。

陳毅，畢業于中國石油大學（華東），學士，現為中海油天津分公司渤海石油研究院工程師，研究方向為海洋完井工程與稠油熱采，郵箱：chenyi@cnooc.com.cn。