高孔高滲儲層保護修井液在海上油田的應用

于游洋，劉國振，張 帥，王新亮，楊 子

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部A 油田位于黃河口凹陷中央構造帶，其明化鎮組地層為河流相沉積，巖性為含礫砂巖，屬高孔高滲儲層。在埋藏地層深、含氣量及含蠟量較高的油田開發過程中，隨著油田開發規模的擴大，地層壓力出現不同程度的降低[1]，生產井動管柱作業過程中修井液的漏失情況十分嚴重。注水開發是海上低滲透油藏最主要的開發方式[2]，由于油層泥質含量高，水敏、速敏性強，修井液漏失引起儲層黏土礦物水化、膨脹和顆粒運移傷害。地層流體原油含蠟量高，凝固點高，低溫入井液易造成井筒析蠟，堵塞近井地帶。且油層溫度高，作業用水與地層水不配伍，結垢趨勢更為明顯，從而導致油井復產后返排時間長，產液含水恢復困難，影響整個油田開發時效。

1 井況信息

X 井是渤海南部A 油田的一口生產井，開采層位明化鎮組，油層有效厚度19.8 m，油層中部垂深1 806.5 m，為衰竭開采。油層平均孔隙度25.0 %，平均滲透率996.4×10-3μm2，具有高孔高滲特征。其儲層流體性質（見表1）。

表1 渤海南部A 油田X 井原油性質Tab.1 The oil property of southern Bohai oilfield X well

由表1 可知，X 井原油黏度中等，蠟質含量高，黏土含量高，作業用水與地層水型不配伍，且儲層溫度高，易形成無機垢沉淀。2019 年2 月24 日測試第一防砂段垂深1 781 m 處靜壓15.32 MPa，第二防砂段測點垂深1 823 m 處靜壓15.68 MPa，計算壓力系數為0.86。因此，易造成修井液大量漏失，進而導致修井液侵入地層與儲層接觸，導致儲層油氣流通道堵塞，儲層滲透率降低[3]。

2 儲層保護工作液

由上述研究可知，X 井射孔段具有高孔高滲易漏失的特征，以降低修井作業后儲層的永久傷害為目的，研發出儲層保護修井工作液。通過室內對其表界面活性、防膨性、耐溫性、配伍性等綜合性能的評價，優選出鉆井水體系。其具有較好的阻垢能力，有效螯合作業水中的成垢離子，阻止無機垢沉淀的產生。且可通過化學鍵吸附作用在儲層黏土顆粒表面形成一層保護膜，阻止自由水與黏土顆粒接觸，消除儲層黏土顆粒水化、松脫發生顆粒運移，阻止儲層水敏和顆粒運移傷害。較低的表界面張力能夠提高井筒洗油效果，返排率高，滲透率恢復程度較大，有效的保護了儲層[4]。而且，油氣層損害理論研究保護油氣層觀念深刻影響、并極大推動了油氣藏工程、提高采收率和大型水力壓裂等工程技術的發展[5，6]。

2.1 工作液體系（見表2）

表2 儲層保護修井液配方Tab.2 The composition of multifunctional workover fluid system

2.2 工作液優選

考慮到現場作業用水水質較為復雜，針對上述配方，本實驗分別使用地熱水、生產污水、鉆井水配制三種修井液體系，評價各自綜合性能，優選出性能最佳的修井液體系。

2.2.1 表界面性能評價 原油采收率等于波及系數與洗油效率的乘積，二者都是提高采收率的主要組成部分[7]。而室內研究按照體系配方，分別配制濃度為3 %的修井液，測定其表面張力和動態油水界面張力，并對其各自的洗油率進行實驗，綜合評定其界面性能。其結果（見圖1、圖2、表3）。

圖1 不同濃度的修井液表面張力（85 ℃）Fig.1 Oil-water surface tension of workover fluid system

圖2 3 %各體系修井液油水界面張力（85 ℃）Fig.2 Oil-water interfacial tension of workover fluid system

表3 不同修井液體系的洗油率Tab.3 The detergent factor of different workover fluid system

由圖1、圖2 可知，三種修井液體系的表面張力中鉆井水體系最低，且在濃度為3 %時出現臨界膠束濃度（CMC），且三種體系均有降低油水界面張力的能力，其界面性能強弱為：鉆井水體系＞地熱水＞生產污水。其中鉆井水體系修井液其界面張力能在5 min 內降至0.02 mN/m，并始終保持穩定。由表3 可知，鉆井水體系的洗油率最高，達到87.06 %，表明其具有良好的降低界面張力的能力和洗油效果。

2.2.2 配伍性評價 由于該儲層保護修井液體系中均添加了表面活性劑，而表面活性劑具有一定的乳化作用，故實驗三種修井液體系與油田油氣水處理的藥劑進行油水配伍性研究，實驗使用3 %的各修井液體系中加入對應量的破乳劑和清水劑，探討其對原油脫水是否存在影響。其評價結果（見圖3），從左至右依次為：空白、生產污水、鉆井水、地熱水。

圖3 3 %各體系修井液對原油脫水影響實驗（60 ℃）Fig.3 The influence of different workover fluid system to dehydrant

由圖3 可知，相對于不加修井液的原油脫水實驗，生產污水體系修井液對原油脫水存在一定影響，其乳狀液穩定性降低，原油存在掛壁現象。而地熱水和鉆井水對原油脫水影響較小，說明這兩種體系與油田油氣水處理藥劑的配伍性良好，滿足修井液進油水流程使用要求。

2.2.3 防膨性評價 儲層中黏土含量較高的油井在修井作業時容易引起黏土膨脹和運移，而膨脹后的黏土會堵塞原油流動孔道，導致油井作業后產量降低。對于高孔高滲黏土含量較高的地層，對儲層的保護主要為防止黏土吸水膨脹后產生塌方，對儲層產生傷害，故對上述三種體系分別進行防塌實驗，實驗結果（見圖4），從左至右依次為：鉆井水、生產污水、地熱水。

圖4 各體系修井液防塌實驗（120 ℃）Fig.4 The prevent caving experiment of different workover fluid system

由圖4 可知，三種體系中只有鉆井水修井液體系防塌效果較好，壓制黏土巖心在24 h 后未出現明顯坍塌，而生產污水和地熱水體系的黏土巖心均出現大范圍坍塌，表明只有鉆井水儲層保護修井液體系滿足高孔高滲儲層防塌要求。

表4 不同修井液體系滲透率恢復實驗數據Tab.4 The permeability variation of different workover fluid system

表5 現場配制工作液性能檢測Tab.5 The performance of workover fluid system

2.2.4 滲透率恢復實驗 分別配制了濃度為3.0 %的三種體系的修井液水溶液進行滲透率恢復實驗，根據滲透率恢復效果，進一步評價其防膨防垢性能。實驗結果（見表4）。

由表4 可知，使用3.0 %的鉆井水修井液體系溶液進行巖心驅替實驗后，其滲透率恢復值最高，達到91.43 %，表明其具有良好的防塌和防垢性能，滿足現場高孔高滲儲層的使用要求。

3 現場應用

3.1 性能檢測

X 井儲層溫度較高，且原油含蠟量較高，低溫流體進入地層后容易引起冷傷害等，故現場使用加熱車，對儲層保護修井液進行加熱至80 ℃～90 ℃，避免冷傷害，其現場性能檢測（見表5、圖5）。

圖5 3 %儲層保護修井液油水界面張力（85 ℃）Fig.5 Oil-water interfacial tension of workover fluid（85 ℃）

由表5、圖5 可知，現場配制的洗井助排液清澈無雜質，且界面張力低，各項性能均合格，符合工作液質量標準，滿足現場應用條件。

3.2 效果分析

X 井作業前產液158.2 m3/d，產油23.7 m3/d，含水85.0 %，產氣0.23×104m3/d。由圖6 可知，作業后第二天產液175.4 m3/d，產油77.2 m3/d，含水56.0 %，產氣0.49×104m3/d，油井產能恢復迅速，并且產油量明顯增大，含水降低。證明修井液有效的降低了修井液漏失對儲層的傷害，具有良好的儲層保護作用。

4 結論

（1）通過室內評價，優選出的鉆井水儲層保護修井液體系表面張力21.3 mN/m，油水界面張力0.02 mN/m，120 ℃防塌性能良好，滲透率恢復值＞90 %，且與脫水劑配伍性良好，滿足平臺施工要求。

圖6 X 井產油恢復曲線Fig.6 The oil-producing recovering curve of X well

（2）現場應用表明，該體系作業后油井產能恢復快，增油效果明顯，含水下降顯著，有效縮短了渤海南部A 油田高孔高滲儲層修井作業后產能恢復期。