高孔高渗储层保护修井液在海上油田的应用

于游洋，刘国振，张 帅，王新亮，杨 子

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部A 油田位于黄河口凹陷中央构造带，其明化镇组地层为河流相沉积，岩性为含砾砂岩，属高孔高渗储层。在埋藏地层深、含气量及含蜡量较高的油田开发过程中，随着油田开发规模的扩大，地层压力出现不同程度的降低[1]，生产井动管柱作业过程中修井液的漏失情况十分严重。注水开发是海上低渗透油藏最主要的开发方式[2]，由于油层泥质含量高，水敏、速敏性强，修井液漏失引起储层黏土矿物水化、膨胀和颗粒运移伤害。地层流体原油含蜡量高，凝固点高，低温入井液易造成井筒析蜡，堵塞近井地带。且油层温度高，作业用水与地层水不配伍，结垢趋势更为明显，从而导致油井复产后返排时间长，产液含水恢复困难，影响整个油田开发时效。

1 井况信息

X 井是渤海南部A 油田的一口生产井，开采层位明化镇组，油层有效厚度19.8 m，油层中部垂深1 806.5 m，为衰竭开采。油层平均孔隙度25.0 %，平均渗透率996.4×10-3μm2，具有高孔高渗特征。其储层流体性质（见表1）。

表1 渤海南部A 油田X 井原油性质Tab.1 The oil property of southern Bohai oilfield X well

由表1 可知，X 井原油黏度中等，蜡质含量高，黏土含量高，作业用水与地层水型不配伍，且储层温度高，易形成无机垢沉淀。2019 年2 月24 日测试第一防砂段垂深1 781 m 处静压15.32 MPa，第二防砂段测点垂深1 823 m 处静压15.68 MPa，计算压力系数为0.86。因此，易造成修井液大量漏失，进而导致修井液侵入地层与储层接触，导致储层油气流通道堵塞，储层渗透率降低[3]。

2 储层保护工作液

由上述研究可知，X 井射孔段具有高孔高渗易漏失的特征，以降低修井作业后储层的永久伤害为目的，研发出储层保护修井工作液。通过室内对其表界面活性、防膨性、耐温性、配伍性等综合性能的评价，优选出钻井水体系。其具有较好的阻垢能力，有效螯合作业水中的成垢离子，阻止无机垢沉淀的产生。且可通过化学键吸附作用在储层黏土颗粒表面形成一层保护膜，阻止自由水与黏土颗粒接触，消除储层黏土颗粒水化、松脱发生颗粒运移，阻止储层水敏和颗粒运移伤害。较低的表界面张力能够提高井筒洗油效果，返排率高，渗透率恢复程度较大，有效的保护了储层[4]。而且，油气层损害理论研究保护油气层观念深刻影响、并极大推动了油气藏工程、提高采收率和大型水力压裂等工程技术的发展[5，6]。

2.1 工作液体系（见表2）

表2 储层保护修井液配方Tab.2 The composition of multifunctional workover fluid system

2.2 工作液优选

考虑到现场作业用水水质较为复杂，针对上述配方，本实验分别使用地热水、生产污水、钻井水配制三种修井液体系，评价各自综合性能，优选出性能最佳的修井液体系。

2.2.1 表界面性能评价 原油采收率等于波及系数与洗油效率的乘积，二者都是提高采收率的主要组成部分[7]。而室内研究按照体系配方，分别配制浓度为3 %的修井液，测定其表面张力和动态油水界面张力，并对其各自的洗油率进行实验，综合评定其界面性能。其结果（见图1、图2、表3）。

图1 不同浓度的修井液表面张力（85 ℃）Fig.1 Oil-water surface tension of workover fluid system

图2 3 %各体系修井液油水界面张力（85 ℃）Fig.2 Oil-water interfacial tension of workover fluid system

表3 不同修井液体系的洗油率Tab.3 The detergent factor of different workover fluid system

由图1、图2 可知，三种修井液体系的表面张力中钻井水体系最低，且在浓度为3 %时出现临界胶束浓度（CMC），且三种体系均有降低油水界面张力的能力，其界面性能强弱为：钻井水体系＞地热水＞生产污水。其中钻井水体系修井液其界面张力能在5 min 内降至0.02 mN/m，并始终保持稳定。由表3 可知，钻井水体系的洗油率最高，达到87.06 %，表明其具有良好的降低界面张力的能力和洗油效果。

2.2.2 配伍性评价 由于该储层保护修井液体系中均添加了表面活性剂，而表面活性剂具有一定的乳化作用，故实验三种修井液体系与油田油气水处理的药剂进行油水配伍性研究，实验使用3 %的各修井液体系中加入对应量的破乳剂和清水剂，探讨其对原油脱水是否存在影响。其评价结果（见图3），从左至右依次为：空白、生产污水、钻井水、地热水。

图3 3 %各体系修井液对原油脱水影响实验（60 ℃）Fig.3 The influence of different workover fluid system to dehydrant

由图3 可知，相对于不加修井液的原油脱水实验，生产污水体系修井液对原油脱水存在一定影响，其乳状液稳定性降低，原油存在挂壁现象。而地热水和钻井水对原油脱水影响较小，说明这两种体系与油田油气水处理药剂的配伍性良好，满足修井液进油水流程使用要求。

2.2.3 防膨性评价 储层中黏土含量较高的油井在修井作业时容易引起黏土膨胀和运移，而膨胀后的黏土会堵塞原油流动孔道，导致油井作业后产量降低。对于高孔高渗黏土含量较高的地层，对储层的保护主要为防止黏土吸水膨胀后产生塌方，对储层产生伤害，故对上述三种体系分别进行防塌实验，实验结果（见图4），从左至右依次为：钻井水、生产污水、地热水。

图4 各体系修井液防塌实验（120 ℃）Fig.4 The prevent caving experiment of different workover fluid system

由图4 可知，三种体系中只有钻井水修井液体系防塌效果较好，压制黏土岩心在24 h 后未出现明显坍塌，而生产污水和地热水体系的黏土岩心均出现大范围坍塌，表明只有钻井水储层保护修井液体系满足高孔高渗储层防塌要求。

表4 不同修井液体系渗透率恢复实验数据Tab.4 The permeability variation of different workover fluid system

表5 现场配制工作液性能检测Tab.5 The performance of workover fluid system

2.2.4 渗透率恢复实验 分别配制了浓度为3.0 %的三种体系的修井液水溶液进行渗透率恢复实验，根据渗透率恢复效果，进一步评价其防膨防垢性能。实验结果（见表4）。

由表4 可知，使用3.0 %的钻井水修井液体系溶液进行岩心驱替实验后，其渗透率恢复值最高，达到91.43 %，表明其具有良好的防塌和防垢性能，满足现场高孔高渗储层的使用要求。

3 现场应用

3.1 性能检测

X 井储层温度较高，且原油含蜡量较高，低温流体进入地层后容易引起冷伤害等，故现场使用加热车，对储层保护修井液进行加热至80 ℃～90 ℃，避免冷伤害，其现场性能检测（见表5、图5）。

图5 3 %储层保护修井液油水界面张力（85 ℃）Fig.5 Oil-water interfacial tension of workover fluid（85 ℃）

由表5、图5 可知，现场配制的洗井助排液清澈无杂质，且界面张力低，各项性能均合格，符合工作液质量标准，满足现场应用条件。

3.2 效果分析

X 井作业前产液158.2 m3/d，产油23.7 m3/d，含水85.0 %，产气0.23×104m3/d。由图6 可知，作业后第二天产液175.4 m3/d，产油77.2 m3/d，含水56.0 %，产气0.49×104m3/d，油井产能恢复迅速，并且产油量明显增大，含水降低。证明修井液有效的降低了修井液漏失对储层的伤害，具有良好的储层保护作用。

4 结论

（1）通过室内评价，优选出的钻井水储层保护修井液体系表面张力21.3 mN/m，油水界面张力0.02 mN/m，120 ℃防塌性能良好，渗透率恢复值＞90 %，且与脱水剂配伍性良好，满足平台施工要求。

图6 X 井产油恢复曲线Fig.6 The oil-producing recovering curve of X well

（2）现场应用表明，该体系作业后油井产能恢复快，增油效果明显，含水下降显著，有效缩短了渤海南部A 油田高孔高渗储层修井作业后产能恢复期。