涠洲12－1S－2井水力喷射完井液研究与应用

李蔚萍，王尔钧，马 磊，魏安超，向兴金，胡墨杰

(1.湖北汉科新技术股份有限公司荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 434000;2.中海石油有限公司湛江分公司，广东湛江 524057)

涠洲12－1S构造位于涠西南凹陷二号断裂带南缘，WZ12－1S－2井设计位于涠洲12－1S构造北部的较低部位，距WZ12－1S－1井约0.7 km。主要目的层段流一段Ⅲ，Ⅳ，Ⅴ油组储集砂体落实，成藏条件优越，井控地质储量约951.7×104m3，勘探潜力较大。

2010年5月在涠洲12－1S构造钻探了WZ12－1S－1井，全井共发现油气显示334.0 m，岩性为中砂岩、细砂岩和泥质粉砂岩。对流一段下层序浊积砂体主体部位L1_V油组的疑惑层进行了MDT和MiniDST测试，均取出油样。随后使用斯伦贝谢PJ4512HMX射孔弹pure射孔，穿深0.863 m，孔径 8.89 mm，对 3161.0 ～3180.0 m井段进行了DST测试，气举后敞开放喷，44 MPa负压测试日产油10.4 m3，气少量。

为了进一步确定涠洲12－1S构造流一段的含油气性、储量规模、储层物性及产能数据，升级该构造的地质储量，选择在该构造较低部位部署WZ12－1S－2评价井，该井如果钻探成功，将成为涠西南油田群产能补充的源泉。

WZ12－1S－2与WZ12－1S－1井井位相距约700 m，若继续使用常规射孔，效果可能仍不理想。为了提高产能，必须选择新的增产工艺。

1 常规钻完井工艺对储层的伤害

1.1 钻完井带来的地层伤害

有害的钻井液、固井液的侵入会对近井地带的油气储层造成损害，使得该地带的渗透率下降，形成钻井侵入带。目前尚无公认的确定钻井侵入带的精确方法，一般根据经验认为钻井和完井井壁周围的侵入带深度为600～1200 mm。钻井侵入带的深度是影响射孔效率的重要因素，很多研究人员建立了计算储层损害模式的数学模型来预测侵入带深度，描述其对油井产量的影响。1991年Karakas和Tariq研究了射孔在穿透和未穿透伤害带情况下的射孔表皮系数，并且得出结论:若射孔弹穿过伤害深度，则产能比可大幅提高［1］。

1.2 射孔压实带对地层渗透率的损害

聚能弹射孔产生的损害区或压实带会对近井地层的渗透率造成严重伤害［2］。射孔孔道周围的岩石结构受到严重破坏，并导致岩石的孔隙度和渗透率下降，渗透率仅为原来地层渗透率的10% ～35%，损害区的厚度约为6～12.5 mm，甚至达25 mm［3］。射孔压实带增加了垂向上的流动阻力，可以通过深穿透射孔和增加孔密来减小压实带的影响。

2 WZ12－1S－2井增产工艺选择

水力喷射工艺是近几年在国内外兴起的一种油层改造增产的新工艺技术［4］，国外主要应用于煤层气储层，国内从2009年开始在辽河、大庆、大港、长庆、吉林等陆地油田应用该技术，单井日均增油5 t，日均产油增幅达200%，A21－29井增幅最高，达10 t/d，均具有较好的增产效果。

从增加泄油面积和解除前期作业污染的角度来看，水力喷射完井是一种集裸眼完井和射孔完井优点于一身的增产型完井方式，该工艺具有以下优点:

1)欠平衡风险小。打钻完后，利用连续油管将底部裸眼段替换成密度小的完井液，制造欠平衡条件，而封隔器直接与连续油管连接，防喷器也安装在连续油管上，比钻井欠平衡风险小很多。

2)射程远，泄油面积大。专用的水力喷射喷头瞬间可释放40 MPa压力，同时向4个相互垂直的方向喷射出3.8～5.0 cm眼径的水眼，水力可喷射100 m，远大于射孔完井的射孔深度，泄油面积增大。

3)施工时间短，储层损害小。喷射和反吐全过程历时约3 h，与储层流体接触时间短，有利于保护储层。

结合涠洲12－1S－2井流一段V油组的特点，采用同时具有裸眼完井方法和射孔完井方法优点的水力喷射完井方式作为其增产工艺。

3 WZ12－1S－2井水力喷射完井液研究

目前国内外均采用清水作为水力喷射完井液，虽然油气日均产量增幅明显，但与常规工艺相比，泄油面积较大的水力喷射工艺实际增产效果远小于理论值。水力喷射工艺在海上油田的应用尚属空白，考虑储层保护的水力喷射完井液体系研究成果则为国内首创。

3.1 储层损害因素

在实施水力喷射工艺时，水力喷射完井液会与储层岩石、储层流体相互接触，储层的物性、流体特征以及储层的温度、压力等都可能引起储层损害。

3.1.1 水锁损害

在油气层开发过程中，钻井液、固井液、完井液等外来流体侵入储层后，由于毛细管力作用，地层驱动压力不能将外来流体完全排出地层，导致储层的含水饱和度增加，油气相渗透率降低，这种现象称为水锁效应［5］。

从WZ12－1S－1井的孔渗数据来看，储层基本属于特低孔－中孔特低渗－低渗，渗透率仅0.01～32.94 mD，因此水力喷射完井液必须能防止水锁损害。

3.1.2 水敏损害

从评价结果来看，流一段V组储层具有中等偏弱－强的水敏，临界矿化度＜13627.5 mg/L，而涠洲油田海域天然海水的矿化度高达33000 mg/L，采用海水配制甲酸钾加重的水力喷射完井液可避免水敏损害的发生。

3.1.3 结垢损害

入井流体与储层流体不配伍时，两者相互作用会产生无机沉淀物、有机沉淀物等，这些物质会在孔喉处聚集沉积堵塞孔喉。

常见的无机物沉淀有碳酸钙、碳酸锶、硫酸钡、硫酸钙、硫酸锶等。产生无机沉淀物的主要原因为:1)入井流体与地层流体不配伍;2)随着生产过程中外界条件的变化，地层水中原有的一些化学平衡遭到破坏，平衡发生移动而产生沉淀物。

有机物沉淀主要指石蜡、沥青质及胶质在井眼附近地带的沉积，有机沉淀物的产生不仅会堵塞储层的渗流通道，而且还可能使储层润湿性发生反转，从而导致储层渗流能力下降。

水力喷射完井液基液为涠洲12－1S油田海域的海水，海水及地层水的离子组成见表1。地层水属碳酸氢钠型，其中含有成垢阴离子HCO3－和CO32－;而海水属氯化镁型，其中含有成垢阳离子Ca2+和少量的Sr2+，两者混合接触后具有形成无机垢的条件。

表1 涠洲12－1S油田海域海水及地层水的离子组成

将涠洲12－1S油田海域海水和地层水以不同体积比混配，利用软件预测硫酸盐垢和CaCO3垢的饱和指数(SI)，结果见表2。硫酸盐垢饱和指数均为负值，无结硫酸盐垢的趋势;而碳酸钙垢饱和指数均＞2，明显具有结碳酸钙垢的趋势，海水与地层水的配伍性欠佳。

表2 海水与地层水在不同体积比下的硫酸盐垢和CaCO3垢饱和指数

采用SZD－1型散射光台式浑浊计，对涠洲12－1S油田海域模拟海水和模拟地层水进行配伍性评价，结果见表3。海水与地层水以体积比5∶5混合时结垢现象明显，因此要防止二次沉淀损害储层。

表3 海水与地层水配伍性评价结果

3.1.4 乳化堵塞损害

流一段Ⅴ油组地面原油属中质原油，具有“一中三低一高”的特性，即密度中等(0.8597 g/cm3)，黏度低(5.56 mPa·s)，沥青质和胶质含量低，含蜡量高。

水力喷射完井液可与储层原油接触，有形成乳状液的可能，造成乳化堵塞，损害储层，因此对水力喷射完井液必须加强防乳破乳措施。

3.2 储层保护要求

从连井WZ12－1S－1井测压取样分析数据推测，WZ12－1S－2井储层温度为134℃，储层压力系数为1.60，因此将水力喷射完井液密度设计为1.2～1.5 g/cm3。WZ12－1S－2井水力喷射储层主要存在水锁损害、结垢损害以及乳化堵塞等损害因素，为了更好地保护储层，水力喷射完井液应具有以下特点:1)无固相;2)较好的防水锁损害性能;3)较好的防乳破乳性能;4)较好的防二次沉淀性能;5)腐蚀性小，完井作业过程中不需加防腐剂，不会出现管材腐蚀;6)抑制性好，有利于防止黏土膨胀损害。

3.3 水力喷射完井液体系构建

通过对储层损害因素和损害机理的分析可知，要构建既能满足储层保护要求，又能满足喷射要求的甲酸盐水力喷射完井液，主要难点如下:1)能溶解于甲酸钾溶液的无泡防水锁剂的优选;2)能溶解于甲酸钾溶液的无泡防乳破乳剂的优选;3)能溶解于甲酸钾溶液的无泡防垢剂的优选。

通过大量的优选评价实验，确定水力喷射完井液基本配方为:海水+3%防水锁剂HFS+2%防乳破乳剂HFR+2%防垢剂HFG，甲酸钾加重。

3.4 水力喷射完井液体系性能评价

室内配制密度为1.3 g/cm3的水力喷射完井液，评价其防膨性、防乳破乳性、防水锁性、与地层水的配伍性以及储层保护性能。

3.4.1 防膨性

分别采用离心法和线性膨胀法对水力喷射完井液的防膨性进行评价，结果见表4和表5。从离心法评价结果来看，相对煤油和蒸馏水来说，水力喷射完井液的防膨率达86%，具有较好的防膨性，水力喷射完井液可有效抑制储层黏土矿物的水化。高温高压膨胀仪可以更准确地模拟储层条件下的膨胀情况，由表5可知，随着膨胀时间的延长，蒸馏水的膨胀率急剧增大，16 h后达到152.8%;而煤油和水力喷射完井液的膨胀率变化不大，均＜2%，具有较好的防膨性。

表4 水力喷射完井液防膨性评价结果(离心法)

表5 水力喷射完井液防膨性评价结果(线性膨胀法)

3.4.2 防乳破乳性

室内对比了海水及水力喷射完井液分别与涠洲原油以5∶5体积比混合后的乳化情况，结果见表6。原油与海水混合后完全乳化，在80℃下恒温40 min后仍无油水分离现象;而水力喷射完井液与原油混合后，在80℃下恒温20 min后油水完全分离，无乳化现象。由此可见，水力喷射完井液具有较好的防乳破乳性能。

表6 水力喷射完井液防乳破乳性评价结果

3.4.3 防水锁性能

对蒸馏水、海水以及水力喷射完井液的气－液表面张力和油－液界面张力进行了对比评价，结果见表7。随着介质矿化度的增大，气－液表面张力和油－液界面张力相应降低;防水锁剂的引入使得水力喷射完井液的气－液表面张力和油－液界面张力大幅降低，水力喷射完井液具有较好的防水锁性能。

表7 防水锁性能评价结果

3.4.4 配伍性

室内评价了水力喷射完井液与地层水的配伍性，见表8。水力喷射完井液中引入防垢剂后，与地层水以不同比例混合时浊度均＜3.0 NTU，水力喷射完井液与地层水具有较好的配伍性。

表8 水力喷射完井液与地层水的配伍性评价结果

3.4.5 储层保护性能

水力喷射完井液的储层保护评价结果见表9。直接用海水污染时，渗透率恢复值仅为80.2%，而被水力喷射完井液污染后的岩心的渗透率恢复值均＞95%，水力喷射完井液具有较好的储层保护性能。

表9 水力喷射完井液储层保护评价结果

4 涠洲12－1S－2井水力喷射完井液现场应用

2011年7月，水力喷射完井液在涠洲12－1S－2井流一段进行了现场试应用，由于该工艺在海上油田首次试用，在施工过程中喷射出现了开窗工具马达密封失效、喷射软管耐温不足等工艺问题，导致水力喷射完井液使用效果不明显。

5 结论

涠洲12－1S－2井水力喷射完井液充分考虑了储层保护要求，室内评价效果较好。但水力喷射完井液对喷射工艺的适应性是否优于清水，在海上油田的水力喷射效果如何，还有待进一步的现场试验和深入研究。

［1］Karaks M，Tariq S M.Semianalytical productivity modelas for perforated completion［J］.SPE Production Engineering，1991，6(1):73－82.

［2］Asadi M，Prestom F W.Characterization of the crushed －zone formed during jet perforation by qualitative scanning electron microscopy and quantitative image analysis［C］.SPE 22812，1991.

［3］张毅，李根生，熊伟，等.高压水射流深穿透射孔增产机理研究［J］.石油大学学报，2004，2(28):38 －41.

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［5］曾伟，陈舒，向海洋.异常低含水饱和度储层的水锁损害［J］.天然气工业，2010(7):1 －3.