海上低滲儲層自降解暫堵液研究與應用

宋吉鋒， 梁玉凱， 周玉霞， 程利民， 賈輝

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

潿洲RRX油田位于南海北部灣海域，其主力油組平均孔隙度為4.2%～20.3%，滲透率為8.7～83.6 mD，屬于典型低滲儲層。由于孔喉細小、滲透性差，該區塊85%井修井后產能大幅下降，現有修井液體系難以滿足儲層保護要求[1]。為減輕修井造成傷害，多采用聯作射孔的方式解除污染，這種方式不僅修井費用高，對套管強度也有一定影響。借助軟件模擬及室內實驗，明確儲層傷害因素及現有修井液的不足，針對性地構建了一套自降解暫堵液體系，現場應用效果顯著。

1 儲層潛在傷害因素

1.1 水鎖傷害

潿洲RRX油田修井過程多采用油田注入水與隱形酸修井液（配方為：1 m3過濾海水+20 kg/m3黏土穩定劑+15 kg/m3絡合劑+6 kg/m3破乳劑+10 kg/m3緩蝕劑）進行洗壓井作業。上述2 種液體配方中缺少必要防水鎖劑，漏失后因低滲孔喉中的毛管力導致水鎖傷害，堵塞地層無法排出。通過水鎖軟件對潿洲RRX油田目標井進行預測，結果表明，目標井大部分水鎖傷害指數都小于0.6（中等偏強指標），X5和X7井中等偏強～極強水鎖傷害比例為100%，其余井在75%以上，均易產生水鎖傷害。

1.2 水敏傷害

潿洲RRX油田黏土含量為7.6%～20%，含伊利石、高嶺石、綠泥石等黏土礦物，其中伊蒙混層、綠泥石含量較高。通過水敏軟件對潿洲RRX油田目標井進行預測，目標井水敏指數均為0.345，水敏傷害程度為中等偏弱。為驗證其準確性，采用實際巖心進行水敏傷害實驗，實際巖心驅替結果表明水敏傷害指數為36%，傷害程度為中等偏弱，這與預測結果基本一致，見表1。

表1 潿洲RRX油田水敏評價結果（8#巖心）

1.3 聚合物堵塞傷害

潿洲RRX油田修井過程曾使用PRD暫堵液，但由于修井過程無替入破膠劑程序，PRD暫堵液破膠效果差。室內模擬現場作業，采用動態污染儀對巖心進行PRD污染，利用掃描電鏡對巖心進行微觀觀察，結果見圖1。結果表明，PRD暫堵液中的高分子聚合物侵入，并殘留在儲層孔喉處造成堵塞，極難排出。

圖1 PRD中聚合物在儲層孔喉處會發生堵塞

2 自降解暫堵液體系構建

針對潿洲RRX油田修井漏失易造成水鎖、水敏傷害，修井過程無破膠程序，要求開發的修井液能夠有效封堵儲層，避免外來流體侵入；修井后依靠井底溫度實現自降解，避免堵塞傷害儲層。

2.1 可降解增黏劑

為實現前期暫堵后期自降解，可降解增黏劑選擇溫度敏感的天然高分子材料，利用儲層溫度進行后續斷鏈破膠。選用具有良好剪切稀釋性的天然高分子材料黃原膠ES-1為增黏劑，搭配具有豐富支鏈結構的降濾失劑改性淀粉FLO-2進一步控制濾失量[2-4]。采用ZNN-D6S型六速旋轉黏度計、ZNS-1型鉆井液失水量測定儀測定其流變性能及濾失量，見表2。由表2可知，利用黃原膠與改性淀粉的協同作用，API濾失量控制在6 mL以內，能夠防止作業過程中的大量漏失，并且體系經過熱滾后性能穩定，滿足井下作業需要。

表2 潿洲RRX油田修井液流變性測試結果

2.2 低界面張力劑

降低修井液表/界面張力能夠有效控制水鎖的發生[5-7]，利用JZ-200系列界面張力儀對市售11種不同種類表面活性劑的表/界面張力進行測定，濃度為1%，結果見表3。由表3可知，氟碳表面活性劑FT-2因其獨特的表界面特性，1%濃度即可將溶液的表面張力降至20 mN/m以下，較其他種類表面活性劑性能優異。

2.3 黏土穩定劑

抑制黏土水化膨脹能夠有效降低水敏損害[8-9]，采用膨潤土、巖心粉對市售10余種不同種類黏土穩定劑進行優選，結果見表4。由表4可知，QY-1黏土穩定劑的膨潤土防膨率為89.2%，巖心粉防膨率為86.6%，性能優于其他產品。QY-1黏土穩定劑為陽離子有機聚合物，該穩定劑利用正電性官能團在黏土表面發生多點吸附，具有用量少、吸附能力強、受pH值影響小、對地層適應力強等優點。

表3 不同表面活性劑（濃度均為1%）表/界面張力

表4 防膨劑優選結果

2.4 配方確定

可降解暫堵液體系為無固相水基溶液，基礎配方為：過濾海水+（1%～3%）ES-1增黏劑+（0.4%～0.6%）降 濾 失 劑 FLO-2+（2.0%～2.5%）黏土穩定劑QY-1+（1.0%～1.5%）低界面張力劑FT-2，可根據井況實際壓力系數進行加重，根據井況添加殺菌劑、防垢劑。

3 可降解暫堵液體系性能評價

3.1 封堵能力

采用HPHT砂盤濾失測試儀測定可降解暫堵液不同滲透率砂盤30 min的漏失量，結果見表5。由表5可知，30 min內可降解暫堵液的漏失量小于20 mL，漏失速率小于2.5 mL/min，證明體系形成了較好的封堵層，可降低作業過程的漏失量。

表5 不同滲透率下可降解暫堵液漏失量

3.2 自降解能力

采用ZNN-D6S型六速旋轉黏度計測定可降解暫堵液黏度隨時間變化的程度，測定其自降解能力，結果見表6。由表6可知，可降解暫堵液在120 ℃下6 d后黏度降低50%，較目前常用PRD暫堵液自降解率提高28%，結合南海西部5～6 d檢泵周期，可以實現前期封堵后期自降解返排的設想。

表6 可降解暫堵液/PRD暫堵液自降解性對比（120 ℃）

3.3 綜合儲層保護能力

采用潿洲RRX油田實際巖心評價暫堵液與儲層配伍性，實驗過程參照SY/T 6540——2002《鉆完井液損害油層室內評價方法》，采用地層水飽和巖心后，正驅煤油測定滲透率K0，反驅可降解暫堵液對巖心進行污染后，正驅煤油至穩定，測定滲透率K1，計算滲透率恢復值R，結果見表7。由表7可知，可降解暫堵液污染后巖心滲透率恢復值在85%以上，滿足行業標準，與儲層具有良好配伍性。

表7 可降解暫堵液綜合儲層保護性能

4 現場應用

自降解暫堵液體系已在潿洲油田應用10余井次，儲層保護效果顯著。以BX-2井檢泵作業為例，修井過程注入可降解暫堵液6 m3，頂替到儲層段后，壓力穩定。4 d作業時間內無漏失，修井后10 h產能恢復至修井前，整個作業過程實現了“零漏失、零污染”，較以往補射孔作業節約作業成本約400萬元，具體數據見表8。

表8 BX-2井修井前后產油量對比

5 結論

1.研發的可降解暫堵液體系封堵能力強、漏失量低，無需破膠劑可實現自破膠，巖心滲透率恢復值平均在90%以上。

2.可降解暫堵液體系現場應用過程零漏失、零污染，返排10 h后產能恢復到修井前，對于后期低滲儲層修井具有借鑒意義。