渤海油田某区块深部衰竭油藏储层保护配套技术

陈　毅，和鹏飞，岳文凯

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津　300452；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津　300452；3.中国石油大学（北京），北京　102200）

渤海油田某区块深部衰竭油藏储层保护配套技术

陈毅1，和鹏飞2，岳文凯3

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452；3.中国石油大学（北京），北京102200）

随着老油田的深入开采，储层段压力亏空严重，如何做好大压差储层段的油气层保护已经成为老油田后期调整开发成功的关键。渤海油田某区块衰竭开采产量递减快，存在油井层间干扰严重，注水井纵向吸水不均，地层层间压力系数差异大等问题。在调整井作业中，通过生产井测试认识以及新钻井随钻测压等技术，通过储层保护技术研究，针对性的给出钻井液、固井、完井等一系列关键配套技术，并在8口井应用后获得巨大效果。

储层保护；随钻测压；钻完井液；固井技术

海上老油田的挖潜调整是稳产、上产，保证可持续发展的主要技术手段［1-3］。但是由于部分油田长期衰竭开采以及注水面锥进、舌进，地层压力系数差异极大。调整井作业期间钻完井固相颗粒、滤液容易深入地层，造成储层污染，固井期间容易层间窜槽，大度砂岩封固不良，继而进一步引起水锥、破坏产能，在辽河、胜利等油田均存在此类问题［4，5］。本文研究了渤海油田某区块深部衰竭油藏储层保护技术，并提出配套措施，对提高剩余油采收率具有重要意义。

1　储层特征

（1）储层埋藏深。该区块主要储层分布在沙河街二段和三段，垂深在2 800.0 m～3 000.0 m。

（2）中低孔渗特征。储层物性属于中等，平均孔隙度18%左右，平均渗透率100 mD左右，属于“中低孔渗”储层特征。平面上各个高点分属不同的油气水系统，纵向上各油组属于不同油水系统，油藏类型以构造层状油藏为主，局部发育岩性-构造油藏。

（3）压力亏空，注采不平衡。衰竭开采产量递减快，油井层间干扰严重，注水井纵向吸水不均；后期注水，地层压力逐渐回升，但是深部沙河街组压力亏空情况仍然很严重，地层压力系数在0.625～1.067不等。

2　储层保护工程措施的研究

该区块前期调整井在东营组地层容易发生钻头泥包、沙河街组泥岩易坍塌，且易发生卡电缆、卡尾管、钻具阻卡等问题。

2.1钻井液体系研究

针对以上问题同时结合油田储层渗透率、孔喉直径分布和矿化度等物性参数，同时针对该油田储层压力下降的情况，从钻井液技术角度考虑引入“井壁加固”技术降低钻井液滤液的“活度”［6，7］，提高井壁稳定能力，降低钻完井液滤液界面张力，提高水基钻完井液滤液配伍性。

2.1.1加重材料的选择该区块储层段孔喉80%分布在1 μm～20 μm，而常规重晶石的粒度多在400～1 000目，折合粒径在13 μm～38 μm，与储层孔喉大小相当，易进入储层孔隙中造成永久性堵塞，所以将加重材料由重晶石调整为石灰石。

2.1.2钻井液流变性和承压封堵性研究根据储层情况，调整井钻井液承压封堵能力需要达到20.0 MPa的要求，主要是在体系中加入10.0%～15.0%的改进型耐高温磺甲基酚醛树脂，10.0%～15.0%的改进型耐高温的腐殖酸树脂和10.0%～15.0%的甲酸钾，增强封堵性能。

流变性实验结果（见表1）。可以看出HTHP失水已降低至8.2 mL。仍采用高温高压滤失仪，在下部填充100 g 40～60目石英砂，上部倒满钻井液进行高温高压砂床实验，其砂床滤失量为1.0 mL，滤饼的清水滤失量也仅为1.0 mL。实验结果表明采用“井壁加固”技术后钻井液体系流动性稳定，封堵性增强。

表1　钻井液流变性实验结果

实验条件：热滚温度120.0℃、16.0 h；HTHP失水条件：120.0℃、3.5 MPa；HTHP砂床/清水失水：120.0℃、3.5 MPa。

2.1.3渗透率恢复值对比试验储层段压力亏空严重，容易造成水锁性伤害，UHIB是一种新型防水锁剂，可以有效降低滤液界面张力。不同的加重材料及UHIB组合成不同的配方（见表2）。

表2　不同加重材料及UHIB组合配方

通过数据分析石灰石+甲酸钾体系在防泥包、承压能力、泥饼润滑性、渗透率恢复值以及降低ECD等方面均有较大优势（见表3）。

表3　不同配方的渗透率恢复值对比

利用有机盐所具有的半透膜效应，通过在钻井液中加入10.0%～20.0%甲酸钾，降低钻井液滤液活度，实现与地层流体之间的活度平衡，减少高压差下滤液侵入。甲酸钾有很强的液相封堵能力，可延迟钻井液滤液在微裂隙中的渗流速率，甲酸钾还能够改善抑制性防泥包、降低固相含量，有助于提高机械钻速。

2.2随钻测压技术

为了进一步摸清亏空储层压力梯度在油组中的具体分布规律，以便于指导钻完井方案和作业，在第一口井储层作业过程中，选取了随钻测压技术［8，9］，对储层各油组选取了24个点进行了压力监测，监测发现沙二段油组亏空严重，最低压力系数0.625。

2.3低密高强水泥浆体系

若采用常规的水泥浆体系，很容易压漏地层或严重污染储层段。为优化浆柱压力和固井期间环空压力分布，优选硅粉+漂珠低密度水泥浆体系，既能够压稳油气层，又保证不压漏压力亏空层，最大限度地减少储层污染。

2.4防水锁隐形酸完井液

经过与钻井液、地层岩心、地层原油的配伍性试验，优选防水锁隐形酸完井液体系。该体系与该区块储层所用钻井液体系配伍性较好，地层渗透率恢复值实验结果为99.12%。不会与地层原油形成稳定的乳状液，完井液体系中防水锁剂减少完井液对储层的水锁伤害，同时加大隐形酸用量，对储层有一定的酸化、解堵效果。

3　现场应用

目前该区块8口调整井已经全部投产，产量情况（见表4）。另外两口井由于投产出现电泵故障，未计入产量情况。

表4　投产初期产量数据

4　结论

（1）“井壁加固”技术，有效地提高了储层的承压封堵能力和井壁稳定性，有利于油气快速返排，从而提高储层保护效果。

（2）采用石灰石粉与可溶盐甲酸钾加重代替重晶石加重，有效地避免了重晶石对该油田孔喉的永久性伤害，且后续采用防水锁隐形酸完井液能有效清除可能产生的石灰石粉堵塞和沉淀。

（3）低密高强水泥浆体系的应用实现了“三低、一长”，即：低ECD、低漏失风险、低污染，长裸眼段封固。

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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

国家科技重大专项-海上稠油油田高效开发示范工程，项目编号：2011ZX05057。

陈毅，毕业于中国石油大学（华东），学士，现为中海油天津分公司渤海石油研究院工程师，研究方向为海洋完井工程与稠油热采，邮箱：chenyi@cnooc.com.cn。