南海西部高温低压气田修井储层保护技术研究及应用

程利民，宋吉锋，梁玉凯，周玉霞，王佳伟

(中海石油(中国)有限公司 湛江分公司，广东 湛江 524057)

目前，南海西部大部分气田已进入开发中后期，以Y气田为例，油藏温度约176 ℃，初期压力系数1.05，投产近25年，随着开发的进行，主力油组压力系数降至0.10～0.27，同时气井面临管柱尺寸不合理、边底水侵入导致井底积液甚至水淹关停等问题，部分井近井地带污染，产能降低，动管柱修井作业需求大。但高温低压气井修井储保面临较大的风险与挑战，一方面低压下修井液本身极易大量漏失严重污染储层，另一方面高温条件下修井液体系储保性能得不到保证，起不到应有的储保效果。基于南海西部气田修井及储层保护现状与需求，本文通过调研国内高温低压气田修井储层保护技术，并对各项技术的适用性进行评价与分析，推荐了适合南海西部高温低压气田修井的修井液体系及储保工艺。相关研究成果及结论对类似高温低压气田修井储层保护具有重要借鉴意义。

1 面临的主要问题

1.1 储层温压条件特殊

Y气田主力油组油藏温度176 ℃，压力系数降至0.10～0.27，井底压差大(约30 MPa)。高温下常规的修井液材料很容易降解失效，起不到应有的储保效果，对修井液体系高温下的稳定性带来较大挑战；低压力系数及高井底压差下，修井作业过程中很可能造成大量漏失，存在较高的储保风险，对修井液体系的返排性能提出了很高的要求。

1.2 储层敏感性强

Y气田部分储层属于低渗气藏，且存在较强的水敏和速敏特征，修井过程中外来流体或井筒积液浸入地层，致使储层发生黏土膨胀微粒运移及水锁等伤害，导致修井后复产效果差。

1.3 管柱无循环通道

相比于油井，气井动管柱修井作业成本高且频次少，故Y气田大部气井投产初期完井管柱设计无循环通道，修井作业时只能采取将修井液“硬挤”进地层的压井方式，该压井方式极易造成修井液大量漏失，存在较高的储层污染风险。

2 储层保护技术调研与分析

通过调研与分析，目前大部分油田针对高温低压气田修井，储层保护一般选用合适的修井液体系，对于超低压、敏感性储层，为了严防储层污染，在无合适修井液体系条件下只能考虑采用不压井修井的储保工艺。

2.1 合适的修井液体系

2.1.1 暂堵型修井液体系

目前暂堵型修井液种类较多，概括起来主要包括凝胶类、甲酸盐类、固化水类、油溶性暂堵类及绒囊暂堵型等5类。其作用原理基本都是利用各种暂堵材料将地层暂时封堵、避免后续外来流体浸入地层，待修井作业结束，利用体系自破胶、自降解特性或者向井底注入专门的破胶剂将暂堵液破胶或降解，后续开井生产时残液随产出流体返排至地面。

1)凝胶类暂堵型修井液。针对长庆油田储气库老井压力系数低(0.3～0.4)，修井作业过程中，常规盐水压井液存在漏失量大、返排能力差等情况，对储层造成严重伤害。卢宏伟等[1]推荐修井过程中使用暂堵型压井液体系暂堵地层，体系配方：清水+1.0%固化剂+0.5%固化引发剂+0.5%胶体保护剂+0.6%暂堵剂B，使用该暂堵压井液与常规压井液相比，作业漏失量减少了50%，修井后复产时间缩短了近一周。

2)甲酸盐暂堵型压井液。针对大庆徐深气田属低孔、特低渗储层，平均孔隙度和平均渗透率分别为7.67%、0.147×10-3μm，修井过程中容易受到水敏、水锁及应力敏感性伤害。孙妍等[2]研制出了一种新型的甲酸盐压井液体系，体系由甲酸盐+增黏剂+降滤失剂+降低表面张力防水锁剂+黏土稳定剂+油气层保护剂+缓蚀剂构成。岩心污染实验结果表明,该体系对不同渗透率的岩心堵塞率均超过90%，可以避免压井液滤液及固相进一步侵入油气层内部，具有较好的储层保护效果。

3)固化水压井液体系。针对塔里木牙哈凝析气田的气井具有储层温度高(大于120 ℃)的特点，经过长期开采，地层压力下降幅度大，部分井同时存在高压层和低压漏失层，修井过程中容易出现高压层压不住而低压层漏失大等问题，塔里木油田引进了固化水压井液体系，该体系可以在井壁上形成暂堵层，并在井下高温作用下引发暂堵层的化学反应使之形成胶质的人工井壁，可有效阻止压井液在低渗层的渗漏。9口井现场应用结果表明,该体系修井过程避免储层污染的同时降低了作业风险[3]。

4)油溶性暂堵型修井液。针对新疆雅克拉-大涝坝凝析气田储层存在高温、中等水敏、修井过程中漏失量大严重污染储层的问题，中石化石油勘探开发研究院开发了T B-O型修井液体系，由增黏剂、分散剂、油溶性暂堵剂等组成[4]。现场应用结果表明,该体系可以在压井作业初期迅速形成稳定有效的屏蔽带，防止修井液漏失，而且在修井后能迅速解堵，可有效保护储层。

5)绒囊暂堵型压井液。针对长庆油田陕224储气库老井低渗储层压力系数低，修井作业过程中存在的作业时间、漏失量大、有大储保风险等问题。唐瑜等引进了新型的绒囊型压井液，该体系中的绒囊在静态下具有“一核二层三膜”微观结构[5]，可以通过调整绒囊数量控制工作液密度为0.7～0.95 g/cm3，现场应用结果表明,使用该暂堵液体系后平均漏失速率可降至0.23 m3/h，具有较好的暂堵效果。

2.1.2 低伤害无固相修井液体系

低伤害无固相修井液主要是从助排及防液锁等方面考虑来构建体系，目的是为了防止固相侵入地层或压井液漏失导致的固相损害及压井液滤液进入储层造成的敏感性损害。

针对吉林油田火山岩气藏具有埋藏深、储层温度高、水敏性强等特点，从防止固相浸入和修井液大量漏失入手，研制出一种低伤害无固相压井液体系，该压井液是有机盐体系，无固相，其水溶液不含二价阳离子，与地层水接触后不会发生反应而产生沉淀物；有机盐压井液中水的活度远远小于地层水的活度，地层水能够渗流入压井液，而压井液中的水则很难渗流入地层，因此降低了压井液渗入地层的液量。体系耐温高达180 ℃，岩心伤害实验结果表明其渗透率伤害率为9%左右，具有较好的储层保护效果。7口井现场应用效果表明,该体系修井过程中可以有效保护气藏，达到了预期[6-8]。

2.1.3 低密度修井液体系

低密度修井液体系一般由气、液两相组成，密度低，通过物理、化学作用形成粒径不同的高强度胶囊，均匀分散在连续相中形成稳定的气液体系，具有一定黏度和携砂能力，作业过程中可以用它来封堵地层、避免后续工作液进一步浸入地层造成储层污染。

针对中原油田文23户部寨等气田进入开发中后期存在的压力系数低(0.25左右)、修井过程中漏失量大对储层造成潜在伤害等问题，栗广科等[9-10]开发了氮气泡沫压井液技术。该技术主要是利用氮气泡沫流体密度小、黏度大、携砂能力强、遇水敏性地层不会产生黏土膨胀等特性，用它做压井液可有效减少压井液漏失，保护油气层。中原油田部 1-31井现场应用结果表明,使用氮气泡沫压井液可对地层产生暂堵，整个施工过程没有发生漏失，有效减少了压井液对储层的污染。

2.2 不压井修井储保工艺

对于气井储层存在温度高、压力系数低及敏感性强等特点，修井作业时，一方面储层温度高给修井液体系的稳定性带来了较大挑战，另一方面，地层压力系数低极易造成修井液严重漏失，存在较高的储层污染风险。针对这类气井修井作业，可以考虑采用不压井修井储保工艺。

不压井修井作业是指在井筒内有压力存在情况下，不放喷、不压井，通过油管堵塞器与不压井作业设备配合使用，克服井筒上顶力，进行强行起下或者下压作业的一种方法。它首先进行生产管柱的内封堵，其次利用防喷器组来控制油套环空压力，最后依靠不压井作业设备的液压系统，带压实施修井作业[11-12]。

苏东气田储层存在低压、低渗透、低丰度等特点，单井产量低、地层压力下降快，过去修井作业选用压井液压井，对储层伤害较大，作业后造成气井减产或停产。针对这一情形，曹朋亮等[13]选了3 口井，修井过程中均采用不压井修井储保工艺，3口井作业过程顺利，作业后均成功复产。

2.3 适用性评价与分析

通过调研与分析，认为暂堵型修井液体系主要适用于地层压力系数低、漏失量大的气井修井，需要注意的是体系需具备优良的返排性能及返排条件，作业后要尽快返排至地面，否则会造成严重的储层污染。低伤害无固相修井液主要适用于低孔、低渗、喉道细小、易产生液锁损害等敏感性储层。低密度修井液体系主要适用于压力系数低的高温气井修井，作业过程中可以用它来封堵地层、避免后续工作液进一步浸入地层造成储层污染，其缺点是：只适用于井深小于2 000 m的井，泡沫的稳定周期短、现场配制难度大，且需配备专用的泡沫发生装置[14]。针对压力系数低、漏失量大的敏感性储层，在无合适的修井液体系时，可以考虑选用不压井修井储保技术，该技术在修井过程中可能遇到的挑战在于高温条件下井下工具的性能能否得到保障，例如过油管封隔器是否能有效座封和回收。针对南海西部Y气田储层存在的高温低压及较强水敏、速敏等特征，推荐修井过程中选用固化水等暂堵型修井液体系及不压井储保工艺。

3 现场应用

南海西部Y气田Y13井储层压力系数0.27左右，气藏中深温度为176 ℃，针对该井堵水、更换管柱修井作业研究了SJ-2暂堵型修井液体系，体系由单体+无机支撑剂+交联剂+温度稳定剂+膨胀抑制剂+引发剂构成，现场应用结果表明,该体系在高温条件下仍具有较好的稳定性及封堵性能，日漏失仅约7 m3，但该体系返排效果较差，返排时间长达16 d，导致该井后续采取补射孔措施后气举诱喷才成功复产。后续Y4井及Y6井修井换套作业，由于作业难度大、修井时间长，从经济成本及储保风险考虑，修井过程中选用“过油管封隔器”将储层与井筒隔开的不压井修井储保工艺，作业过程实现了“零漏失”，作业后两口井均成功复产且产气量较修井前没有降低，起到较好的储层保护效果。

4 结论

针对南海西部Y气田储层存在的高温低压及较强水敏、速敏等特征，推荐修井过程中选用固化水等暂堵型修井液体系及不压井修井储保工艺。现场应用结果表明，SJ-2暂堵型修井液体系返排效果较差，不适合Y气田修井作业，后续两口井换套作业采用“过油管封隔器”将储层与井筒隔开的不压井修井工艺，储保效果优良，相关研究成果及结论对类似高温低压气田修井储层保护具有重要借鉴意义。建议针对SJ-2暂堵型修井液体系存在的不足，进一步研究低压力系数储层条件下返排性能及暂堵效果优良的新型暂堵型修井液体系。