东方1－1气田络合水水凝胶暂堵修井液技术研究与应用

李蔚萍，舒福昌 向兴金，肖加敏（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）

范远洪，田艺，周振宇，颜明 于东，贾辉，梁玉凯（中海石油 （中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江524057）

东方1－1气田是中国海上最大的自营天然气田，位于南海北部莺歌海海域，区域构造位置为莺歌海盆地中央泥底辟构造带北部，具有面积大、储量丰度低、储层非均质性强、CO2分布复杂等特点。气田埋深1200～1600m，含气面积300km2，地质储量近1000×108m3。气田被南北向主断层划分为东区和西区，两翼压力系统、气水界面、气组分差异明显[1]。

东方1－1气田储集层属于新近系莺歌海组二段 （Nyg2）。据录井和岩心资料、岩性和储盖组合分析，气层地震反射特征追踪对比和电性特征分析，自上而下可将储层划分为5个砂层组，各砂层组之间均有厚度大于9m的泥岩隔层或盖层，气层位于砂层上部。其中砂层组 （Nyg12、Nyg22、Nyg32）为主要储层，也是开发的主要对象。鉴于部分井区在Nyg32气组中间存在泥质或致密砂岩及Nyg22气组存在上、下两套气层，又可将Nyg22、Nyg32气组划分为Nyg22u、Nyg22L和Nyg32u、Nyg32L4个亚组。储层段长度150～200m，顶部埋深1200～1300m。分2期开发实施，1期生产井于2003年8月投产，2期生产井于2006年8月全部投入生产[2]。

2009年通过对东方1－1气田动态产能跟踪，发现部分井产能下降明显[3]。2013年，预备在东方1－1气田A5h井、B2h井、D4h井开发新的产层，进行先封堵下部生产层，再上返补孔后下筛管防砂的修井作业。其中3口待修井中的D4h井属于1期D平台生产井，A5h井属于2期A平台生产井，B2h井属于2期B平台生产井。在全面分析待修井潜在储层损害因素的基础上，对储层保护修井液进行了系统研究。

1 修井作业储层损害因素分析

1.1 储层孔渗特性

表1为待修井储层孔渗特征。由表1可知，东方1－1气田待修井储层具有中－高孔、特低－中渗的孔渗特性，储层非均质性强，尤其D4h井表现最为突出。在修井过程中特低－低渗储层极易发生水锁损害，中渗储层易出现漏失损害。

表1 东方1－1气田待修井储层孔渗特性

1.2 储层敏感性矿物

从储层黏土矿物分析结果可知，东方1－1气田待修井储层黏土矿物类型有伊利石、高岭石、蒙脱石、绿泥石和伊－蒙混层，黏土绝对质量分数在10%左右，多数为原生黏土或泥质杂基，少数为成岩过程中的自生黏土。储层泥质质量分数高，且蒙脱石的质量分数占了重要的地位，伊－蒙混层质量分数也比较高。黏土矿物产状以粒间分散状和孔隙充填为主，偶见颗粒包膜状和孔喉搭桥状。其他敏感性矿物有菱铁矿、黄铁矿、硬石膏、微晶石英、（含）铁方解石和白云石。因此，在修井过程中具有潜在的水敏、速敏等损害存在。

1.3 储层敏感性

储层敏感性试验表明，储层具有强水敏性、强速敏性，碱敏性次之；较弱盐敏性、较弱盐酸酸敏、弱土酸酸敏。因此，在修井过程中要采用强抑制修井液，避免水敏损害发生；同时要控制修井液pH值，避免碱敏损害发生。

表2 东方1－1气田待修井储层温压系统

1.4 储层温压系统

表2为待修井储层温压系统参数。从表2储层温压系统可知，东方1－1气田待修井储层温度低于90℃，但每口井下部储层压力因数较低 （均在0.65左右），而上部储层压力因数均大于0.70，储层压力因数差异较大，在修井过程中极易发生 “上喷下漏”事故。

2 修井过程中的主要措施

2.1 主要储层保护措施

1）储层中－高、孔特低－中渗孔渗特征 （水锁损害），使用低表面张力修井液。

2）储层强水敏性 （水敏损害），使用强抑制性修井液。

3）储层碱敏性 （碱敏损害），合理控制修井液pH值。

4）下部为开放性生产层 （筛网漏失污染损害），采用暂堵型修井液封堵筛管。

5）上返补孔施工过程中 （射孔孔眼漏失污染损害），利用暂堵型修井液封堵炮眼。

2.2 修井液配制思路

1）使用暂堵型修井液 尽量减少修井液进入储层，推荐使用在海上平湖气田多次成功的水凝胶修井液。

2）保证 “基液一体化” 修井过程所用到的暂堵型修井液、射孔液、压井液和破胶液基液均采用低张力、强抑制基液，即使少量漏入，也可避免修井过程中发生水锁和水敏损害。

3 修井液基液优选

室内分别对海水、隐形酸基液 （海水＋1%黏土稳定剂PF－HCS＋0.6%防水锁剂PF－SATRO－1）（百分数为质量分数）和络合水基液 （海水＋5%络合剂HLH－1）（百分数为质量分数）进行了储层保护性能和配伍性评价。表3为3种修井液基液性能评价。从表3试验结果可知，络合水基液既具有较好的储层保护性能，又满足配伍性要求。因此，推荐络合水基液作为东方1－1气田修井液的基液，构建络合水水凝胶暂堵液。

表3 东方1－1修井液基液性能对比评价

4 络合水水凝胶暂堵液性能评价

络合水水凝胶暂堵液基本配方：海水＋0.8%Na2CO3＋1.5%悬浮增黏剂HPV＋1.5%胶凝剂HJN＋2.0%辅助胶凝剂 HFJ＋1.0%无机水凝胶 （HIG－a∶HIG－b体积比为1∶3）＋5%络合剂 HLH－1。（配方中百分数为质量分数）。

4.1 络合水水凝胶暂堵液流变性

表4为络合水水凝胶暂堵液流变性能。由表4可知，该暂堵液有良好的流变性能，热稳定性良好。

表4 络合水水凝胶暂堵液流变性

4.2 络合水水凝胶暂堵液封堵性

4.2.1 络合水水凝胶暂堵液对岩心封堵性评价

室内分别选取气测渗透率＜50mD、50～150mD和150～600mD的人造岩心，进行90℃×8.0MPa下络合水水凝胶暂堵液300min封堵性评价，并计算络合水水凝胶暂堵液的漏失速率 （见图1）。

由图1可知，络合水水凝胶暂堵液对不同渗透率岩心均具有较好的封堵性，漏失速率均小于9mL/h，属微漏级别。

4.2.2 络合水水凝胶暂堵液对 （筛网＋砂层床）封堵模拟评价

图1 络合水水凝胶暂堵液对不同渗透率岩心封堵性趋势曲线

室内在高温高压失水仪内筒垫一层现场筛网，继续装入混合均匀的20～180目砂子，压实，再放上一层现场筛网，评价90℃、不同压力和时间下络合水水凝胶暂堵液封堵性，并计算络合水水凝胶暂堵液的漏失强度 （见表5）。

表5 络合水水凝胶暂堵液对 （筛网＋砂层床）封堵模拟评价试验结果

从表5试验结果可知，不同压力下的漏失强度均小于470.18×10－4m3/（m2·MPa·h），属于微漏级别。说明络合水水凝胶暂堵液对 （筛网＋砂层床）也具有较好的封堵性能。

4.3 络合水水凝胶暂堵液封堵后自返排和破胶后返排效果评价

4.3.1 络合水水凝胶暂堵液封堵后筛网对返排效果的影响评价

为了考察现场筛网对络合水水凝胶暂堵液封堵后的返排效果影响，室内用筛管破胶仪进行了封堵后直接返排和破胶后返排滤速评价 （见表6）。由表6可知，筛网对返排影响不大，破胶后返排2000mL的滤液用时15s与空白滤速基本相当 （用时13s）。

表6 络合水水凝胶暂堵液封堵后筛网对返排效果的影响评价

4.3.2 络合水水凝胶暂堵液封堵后自返排和破胶后渗透率恢复评价

室内分别选取气测渗透率＜50mD、50～150mD和150～600mD的人造岩心，在90℃×8.0MPa下进行络合水水凝胶暂堵液300min封堵性评价后，继续开展自返排和90℃下破胶1～2h后返排渗透率及渗透率恢复值测定 （见表7）。

表7 络合水水凝胶暂堵液封堵后自返排和破胶后渗透率恢复评价结果

从表7的试验结果可知，络合水水凝胶暂堵液封堵后具有较好的自返排效果，渗透率恢复值均大于90%，破胶后渗透率恢复值进一步增大，均在98%以上，具有较好的恢复效果。

5 现场应用

2013年9 月15日，络合水水凝胶修井液体系在东方1－1气田B2h井修井作业中得到了成功地应用，并取得了较好的应用效果。修井前产量9.168×104m3/d，修井后产量达到15.34×104m3/d，实际增加产量（6.17×104m3/d）比预计增加产量 （4×104m3/d）多产2.17×104m3/d。

6 结论与认识

1）络合水基液具有较好的防水锁性 （20.6mN/m）、抑制性 （防膨率99.5%）和储层保护性 （渗透率恢复值96.5%），在修井过程中能有效保护东方1－1气田特低渗、强水敏储层，防止水敏、水锁发生。

2）络合水水凝胶暂堵液体系具有较好的封堵性能，无论用岩心还是 （筛网＋砂床层）来评价封堵性能，漏失级别均为微漏，能较好满足东方1－1气田非均质性强的中渗储层的暂堵需要，避免漏失引起的储层损害发生。

3）络合水水凝胶暂堵液体系本身具有较好的自返排能力，在储层改造破胶液的作用下，渗透率恢复值均大于98%，具有很好的储层保护效果，以达到修井增产的目的。

4）东方1－1气田B2h井现场应用情况表明，络合水水凝胶暂堵液体系具有修井增产的效果，值得在类似气田进行推广应用。

[1]黄月银，成涛，何巍，等 .综合开发技术在东方气田的应用 [J].石油钻采工业，2007，29（6）：52～55.

[2]崔玉军，李健民 .东方1－1气田井口平台结构型式比较 [J].中国海洋平台，1999，14（3）：20～23.

[3]陈肇日，田汝峰 .东方1－1气田高烃井低产原因分析和应对措施 [J].内蒙古石油化工，2011，21（15）：31～33.