中、高孔渗油井钻完井液漏失伤害处理方法

邵华华，冯浦涌，荣新明，王春林，熊 智

中、高孔渗油井钻完井液漏失伤害处理方法

邵华华，冯浦涌，荣新明，王春林，熊 智

（中海油服油田生产事业部，天津塘沽 300450）

针对海上中、高孔渗油井钻完井液漏失伤害造成产能下降的问题，研究出一种集有机清洗、解水锁、无机除垢于一体的复合解堵工艺新方法。通过渤中28-2油田C井解堵施工，日产油量由作业前的63.6 m3/d提高到180.6 m3/d，文昌19-1油田D井日产油量由作业前的4 m3/d提高到151 m3/d，增产37.7倍。在海上五口油井中的成功应用，表明该方法能够有效地解除钻完井液漏失造成的伤害，对于类似海上油田解堵有很好的借鉴意义。

钻完井液；漏失；海上油田；解堵 ；中高孔渗

钻完井、修井过程中，中、高孔渗储层易发生工作液漏失，造成深部堵塞，产液量无法有效恢复，影响油井产能。传统酸化以解除近井地带伤害为主，深部漏失伤害欠考虑，不能达到预期效果。中海油服油田生产研究院通过大量的实验工作，研究出一种集有机清洗、润湿反转解水锁、无机除垢于一体的复合解堵方法。该方法处理中以解除深部水锁堵塞、有机堵塞为主，稀酸处理近井地带无机堵塞为辅。在渤中34-5油田A井、渤中34-1油田B井、渤中28-2油田C井、文昌19-1油田D和锦州9-3油田E井均成功应用，增产效果显著。这五口油井的共同点是在大修过程中发生工作液漏失，作业结束后产能下降。

1 储层特点

选取渤中34-5油田的A井、渤中34-1油田[1]的B井、渤中28-2油田的C井、文昌19-1油田的D井及锦州9-3油田的E井进行现场施工，储层特点及油品性质见表1。

表1 五口井基础数据

从表1可以看出，五口施工井涵盖了深、浅储层，油藏温度从常温到高温，均属砂岩储层；物性上，非均质性强，泥质含量较高，中、高孔渗；油品方面，高含蜡、含胶质、沥青质中等，属于重质稠油，所施工井具有较好的代表性。

2 大修井漏记录

五口井在解堵前均经历了大修作业，大修作业过程中井漏情况见表2。

表2 大修作业中漏失记录

从表2看出，除渤中34-5油田A井、渤中28-2油田C井，其他三口井解堵前的大修作业周期都较长，渤中34-1油田B井作业时长达260 d；作业期间漏失严重，锦州9-3油田E井漏失量高达1 316 m3；作业后减产明显，文昌19-1油田D井减产率达到93.3%，五口井平均减产率67.5%；作业后表皮系数高，表明大修作业对储层造成了不可避免的伤害。

3 储层伤害分析

从大修作业日报得知，五口井在修井检泵过程中，采用过滤海水（MgCl2型）为基础修井液，与地层水（NaHCO3型）不配伍。工作液总共漏失进地层分别为420、535、400、148.6、1 316 m3，作业后测表皮系数依次为30、21.6、45、50和23，表明储层受到了污染。工作液的侵入对储层造成了以下伤害：

（1）由典型油水相对渗透率曲线可知，相对渗透率的改变能使地层对特定液体的有效渗透率下降80%~90%。入侵的工作液使地层中的含油饱和度发生变化，降低了油相的相对渗透率，改变了中、高孔渗储层深部油水润湿性，对于低孔低渗的储层，更容易水锁。

（2）对含蜡较多的油品，温度降低，蜡就会逐渐结晶出，大多数石蜡在小于65 ℃时沉积，工作液温度低于地层温度，原油胶质、蜡质含量高，低温外来流体的浸入使蜡质、胶质析出，造成有机堵塞。

（3）破坏了黏土矿物与地层流体之间的平衡，对于泥质平均质量分数大于10%的储层，工作液长时间的浸泡，黏土矿物水化膨胀（例如，蒙脱石通过吸水膨胀使体积增加到600%）造成堵塞，作业过程中的颗粒运移液亦会堵塞孔喉。

综合分析认为，低温工作液的漏失，首先造成了蜡质等有机沉积物的析出，井筒附近堵塞；其次，工作液改变了地层深部的润湿性，对低孔渗储层造成水锁堵塞；再次，由于储层泥质含量高，工作液的长期浸泡容易发生黏土矿物水化膨胀、运移堵塞，工作液与地层水不配伍也容易形成碳酸盐钙镁等无机垢沉淀。

4 室内实验

针对伤害分析的原因，制定了有机清洗－解水锁－无机除垢的复合解堵体系方案，围绕方案展开了室内实验。

4.1 溶解有机垢实验

研究了有机清洗工作液解除冷伤害形成的蜡质、沥青质等有机沉积物。清洗液以水为溶剂，加入高效有机清洗剂及PA-VERS（润湿反转高效添加剂），其溶解沥青质情况见图1，溶解蜡质情况见图2，可以看出，质量分数为10%的清洗剂对沥青质、蜡质的溶解效果良好。对文昌19-1油田F井取心切片进行有机清洗液接触角测试，结果见表3。结果表明，经PA-VERS处理后的岩心润湿性有明显向水润湿方向反转的趋势，可有效解除储层润湿性伤害。

4.2 解水锁实验

五口井的含油饱和度均高，水敏性强。修井液进入低孔渗储层，造成了水锁[2，3]堵塞。PAVERT（高效解水锁剂）主要是通过降低油水界面张力，降低毛管阻力，降低返排过程中的油流阻力，促进侵入流体的排出，从而解除贾敏效应造成的水锁现象。PA-VERT降低界面张力的能力如表4所示，可以看出，加入PA-VERT后，除盐酸体系外，其他五种体系平衡界面张力降低率均在84.9%以上。从砂岩解水锁实验结果（图3）可以看出，加入0.5%的PA-VERT后油驱水压力下降初始为2 MPa，平衡后为1 MPa，有效的降低了油驱水压力，解除了水锁。

图1 清洗剂溶解沥青质实验结果

图2 清洗剂溶解蜡质实验结果

表3 清洗液接触角测试结果

4.3 酸液体系选择

砂岩储层的酸化，可选择盐酸体系、土酸体系、氟硼酸体系、多氢酸体系来处理。土酸跟黏土矿物的反应非常迅速，且易形成二次沉淀，随着温度的升高，沉淀会越多。氟硼酸是一种缓速酸，它能缓慢水解生成HF，其反应速度低于常规土酸，因而在酸液耗尽之前可以深入油层内部较大范围[4]，其缺陷在于不适合高温储层。多氢酸体系[5]缓慢生成HF酸且能较长时间保持低浓度状态，达到深部酸化的目的，适用储层温度可达到160 ℃甚至更高。

表4 油样与6种体系的平衡界面张力实验

图3 砂岩解水锁实验

通过优化酸液配方，及时返排，有效避免了二次沉淀，整个解堵体系不会产生二次沉淀。

4.3.1 岩粉溶蚀实验

通过室内实验，考察盐酸体系、土酸体系和多氢酸体系对实际油田岩样的溶蚀率，选出合理的解堵体系。以渤中34-5油田A井为例，进行岩屑溶蚀实验，该井属于高温井，选择盐酸、土酸和多氢酸体系，水浴温度90 ℃，时间2 h，干燥温度105 ℃，时间2 h，结果见表5。根据实验结果，选择8% HCl + 4%多氢酸A + 6%多氢酸B作为主体酸酸液配方。

4.3.2 岩心流动实验

为考察污染岩心的酸化解堵效果，实验室做了岩心流动实验。基本实验步骤如下：首先对文昌19-1油田取出的岩心进行洗油、抽真空饱和（采用4%氯化铵溶液作为基液进行饱和），然后做岩心污染试验。以未污染的岩心渗透率为K0，钻井液污染后的渗透率为K1，完井液污染后的渗透率为K2，修井液污染后的渗透率为K3，酸液体系解堵后的渗透率为K4，岩心渗透率恢复结果见表6。

表5 渤中34-5油田岩粉溶蚀率结果

从表6可以看出，对于文昌19-1油田来说，钻井液、完井液、修井液均对岩心造成了伤害，修井液进一步加大了伤害，经过酸液体系解堵，可使渗透率恢复到110.2%，所选解堵体系有针对性。

5 现场施工和解堵效果

5.1 施工工艺

解堵体系一般由清洗液、解水锁液、酸液、顶替液组成。

挤注过程：首先是清洗液，解除有机垢堵塞；其次是解水锁液，解除水锁堵塞并改变润湿性；最后挤注酸液，处理近井地带的无机垢、黏土膨胀、微粒运移堵塞。

表6 文昌19-1油田岩心流动试验 %

5.2 现场施工

2015年5月9日渤中34-1油田B井进行解堵作业，受生产管柱限制，采用油套环空反挤注解堵液，环空容积20 m3。酸化施工曲线见图4。环空补液及反替清洗液过程中，因阻力，压力升高，环空充满清洗液进入储层，压力迅速下降，表明有机堵塞得到有效解除。反挤解水锁液20 m3时压力稳定，排量进一步提高，深部水锁解除。采用稀酸处理，小排量挤注，反挤前置液10 m3，反挤处理液35 m3，反挤顶替液30 m3，酸液进入储层后，压力下降，排量提升，无机堵塞得到有效解除。挤注完毕停泵测压降15 min，然后关井30 min，返排。曲线验证了储层的伤害主要是无机垢堵塞，其次为水锁和部分有机垢堵塞。

图4 渤中34-1油田B井解堵施工曲线

2015年8月4日文昌19-1油田D井解堵作业，电潜泵“Y”管柱生产，用油管正挤，管柱容积10 m3。酸化施工曲线见图5。正挤清洗液时，压力随排量增大而增大，挤注解水锁液1 m3清洗液进入储层，压力不变，排量提升，说明部分有机堵塞。正挤解水锁液20 m3，压力先升高，解堵液进入储层后压力明显下降，排量提高，说明水锁堵塞是主要原因。正挤处理液30 m3，正挤顶替液10 m3，无机堵塞得到解除，压力下降，排量提升。挤注完毕停泵测压降15 min，然后关井30 min，返排。曲线验证了储层的伤害主要是水锁、无机垢堵塞，其次为有机垢堵塞。

图5 文昌19-1油田D井解堵施工曲线

5.3 解堵效果

表7是海上五口井解堵前后的生产情况，其中渤中34-5油田A井解堵后增液45.3 m3/d，增油44.6 m3/d。渤中34-1油田B井解堵后增液23.6 m3/d，增油26 m3/d，目前仍有增长趋势。渤中28-2油田C井解堵后增液98.4 m3/d，增油73.4 m3/d，产量是作业前的3倍。D井是文昌19-6构造上的第一口开发评价井，对文昌19-6构造的整体开发和储量动用具有非常重要的的意义，解堵后增液155.8 m3/d，增油147 m3/d，产量是作业前的37.7倍。锦州9-3油田属于二元驱产油，地层条件复杂，E井解堵后前期增液明显，后期逐渐趋于平缓。图6、图7是两口典型井生产曲线，增产效果非常显著。2016年2月，5口井累计增油超过45 000 m3。

6 结论

（1）以有机清洗－解水锁－无机除垢为主的新型处理工艺方法在五口典型井的成功应用，表明该解堵工艺可有效解除海上油田中、高孔渗油井钻完井液漏失伤害，解堵增产效果良好，对海上受到同类伤害井的解堵作业具有很好的借鉴作用。

（2）五口井施工效果表明：非酸处理有机垢、润湿性伤害、水锁伤害，稀酸处理无机堵塞的思路正确，体系选择针对性强、段塞用量设计合理。

表7 海上五口井解堵效果m3/ d

图7 渤中28-2油田C井解堵效果

（3）该工艺适用中、高孔渗、非均质性强的砂岩储层，高含蜡、高含沥青质及高含泥、高温、深井等油井由工作液漏失造成储层伤害的解堵作业。

[1]何芬，李涛，马奎前，等.渤中34-1油田储层非均质性研究[J].

A Method to Dispose the Damage by Leakage of Drilling and Completion Fluid in Oil Well Penetrated into Medium to High Porosity and
Permeability Reservoirs

SHAO Huahua, FENG Puyong, RONG Xinming, WANG Chunlin, XIONG Zhi
（Oil Field Service Co. Ltd. of CNOOC, Tanggu Tianjian 300450, China）

To solve the decline of production capacity in oil wells penetrated in medium to high porosity and permeability reservoirs due to the leakage of drilling and completion liquids during workover, a new broken down method has been developed, which integrated with organic cleaning, water lock releasing, and inorganic descaling properties. The oil production of well-C in BZ28-2 oilfield increased from 63.6 m3/d to 180.6 m3/d after applying the new broken down technique. For well-D in Wen19-1 oilfield， the daily oil production has increased 37.7 times, reaching 151 m3/d compared to 4 m3/d before applications of the treatment. The success application in five offshore wells indicated that the new method can effectively remove damages caused by the leakage of drilling and completion fluid. The new method may provide good reference for similar offshore oil field with broken down techniques.

drilling and completion fluid； leakage； offshore oilfields； broken down； medium to high porosity and permeability reservoirs

TE358+.5

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.061

1008-2336（2016）03-0061-06

2016-03-01；改回日期：2016-04-28

邵华华，男，1987年生，助理工程师，2010年毕业于中国地质大学（武汉）材料与化学学院，获硕士学位，从事海上油田增产措施技术研究与应用。E-mail：shaohh@cosl.com.cn。