垦利10-1油田修井作业储层保护技术

司念亭 冯 硕 方培林 刘颖杰 张冠杰

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459； 2.中海油(天津)油田化工有限公司 天津 300452)

修井作业中的储层损害是指修井过程中，修井工作液挤注或漏失储油层之内，导致油气通道变小或堵塞，造成油井产能下降，甚至丧失产能的现象，储层损害最明显的表现是作业后油井产量下降。针对渤海油田储层的水敏、水锁、有机、无机垢堵塞等伤害，修井过程使用了机械和化学相结合的防污染措施以保护储层[1]。

垦利10-1油田及其周边区域位于渤海海域南部，油田区域内开发涉及有利圈闭8个，其中沙三中岩性为细-粉岩屑长石砂岩，沙三上段储层岩性为中砂岩、中-细岩屑长石砂岩。油层累计厚度20～40 m，平均孔隙度21.3%，平均渗透率181.8 mD，是典型的中孔中渗油田。但是各个井区渗透率又有所差别，如1井区、8井区渗透率分别为25.3、29.5 mD，为低渗井区。

垦利10-1油田于2015年投产，由于缺少对储层损害、储层敏感性认识，修井作业使用地热水或生产污水修井，修井后发现产油生产恢复期在20 d以上，修井过程中储层损害严重。本文在分析垦利10-1油田修井过程中储层损害机理、对比不同入井液修井后产能恢复情况基础上，摸索出了一套“物理+化学”储层保护技术，以期为渤海油田储层保护提供借鉴。

1 储层物性分析

垦利10-1油田沙三段钻井揭示地层厚度409.0～795.0 m，根据岩性组合特性可分为上、中、下三段，油层发育在沙三上段和沙三中段上部。沙三上段岩性为泥岩与粉砂岩及细砂岩、中砂岩呈不等厚互层，局部见灰质粉砂岩及煤层。沙三中段上部岩性为泥岩与粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层。沙三中段下部和沙三下段岩性较为一致，为厚层泥岩夹泥质粉砂岩及粉砂岩。孔隙类型以原生粒间孔为主，见少量溶蚀粒间孔及溶蚀颗粒孔，孔隙较发育，分布较均匀，连通性较好，孔隙形态多为不规则形，喉道多为点状或片状喉。

参考KL10-1-2井(生产井段2 632～2 642 m)，沙三段储层原始油藏压力25.35 MPa，原始地层温度111.2 ℃。储层孔隙度为16.8%～26%，渗透率为8.2～839.1 mD，泥质含量4.2%～32.8%。沙三段地面原油性质：地面原油密度0.862～0.879 g/cm3(20 ℃)，地面原油黏度6.50～25.03 mPa·s(50 ℃)。含硫量0.16%～0.23%，含蜡量19.92%～29.60%，胶质沥青质7.72%～15.43%，凝固点29～37 ℃，饱和压力9.29～11.10 MPa。地层水NaHCO3型，总矿化度15 836.86 mg/L；修井作业用水为生产污水CaCl2型，矿化度14 632.41 mg/L。

2 修井作业储层损害分析

根据2015—2016年油井修井作业数据统计，垦利10-1油田多数油井修井作业后恢复困难，产液含水增高、产油量下降，油井生产恢复期长，部分油井如B29井修井作业后产油恢复期72 d，B37井修井作业后产油恢复期90 d，B24井修井作业后产油恢复期更是达到123 d。分析认为上述油井均存在修井作业储层损害问题。

由于修井作业内容、方式种类繁多，因此造成的油气层损害原因相应比较复杂，修井作业中油气层损害主要是由不适当的修井液和修井工艺造成。因此，控制各作业环节对油气层的损害是优化作业效果、保护油层、提高油气采收率的有效途径之一[2-4]。

参考表1修井作业过程中的储层损害分析，结合垦利10-1油田修井作业过程配液因素以及储层、油藏特点，垦利10-1油田储层伤害因素主要包括外来固相颗粒堵塞、有机垢堵塞、无机垢堵塞、水锁等。

2.1 外来固相颗粒堵塞

修井液中的固相颗粒来自2方面，一是为了保持性能而添加的不溶性添加剂，二是一些机械杂质。在压差的作用下，修井液中的固相颗粒就可能将有害的固相颗粒带入油层孔道，造成堵塞孔洞、裂缝及射孔孔眼等[5-6]。

根据KL10-1-2井沙河街储层2 632～2 642 m井段岩心压汞曲线数据，该井岩心孔隙度28.6%，渗透率807.4 mD，最大孔喉半径31.485 4 μm，汞饱和度50%时孔喉半径1.472 1 μm，孔喉半径平均值7.838 7 μm。

垦利10-1油田生产污水浊度180 NTU，悬浮物含量30 mg/L，水样固体悬浮物粒径分析D50为92 μm。修井作业过程中由于压差影响，固相悬浮物中粒径小于60 μm的颗粒会随入井液漏失进入地层孔隙较深处，架桥、堆积，造成储层孔隙堵塞损害。

2.2 有机垢堵塞

冷伤害一般发生在稠油油田/高凝油油藏，注水或漏失的低温入井液使井底温度降低，导致流体黏度急剧升高，同时还伴随着蜡晶析出和沥青质沉淀伤害，岩石中出现驱替不动的微团，驱替/返排所需压力增大，造成不稳定颗粒运移，破坏岩石微观结构[7]。

表1 垦利10-1油田修井储层损害类型及损害表现Table 1 Reservoir damage types and damage performance during workover in KL10-1 oilfield

垦利10-1油田沙河街组地面原油为轻—中质常规原油，具有中低密度、低含硫、高含蜡、高凝固点特征。蜡质、胶质沥青质总体含量占原油百分比27.7%～35.0%，凝固点29～37 ℃。KL10-1-A9井原油凝固点34 ℃，含蜡量21.35%，井底温度111. 2 ℃，井口温度74 ℃，该井井筒温度分布计算结果如图1所示。

图1 垦利10-1-A9井井筒温度分布Fig .1 Temperature distribution of wellbore in Well KL10-1-A9

冬季作业温度低，入井液经泥浆池配液后温度下降迅速，入井前温度在10 ℃左右。入井液温度低，含蜡量高，凝固点高，低温的入井液入井后极易造成原油析蜡、胶质沥青质重质有机组分析出与沉积，造成有机质结垢堵塞，影响作业后油井生产恢复。

2.3 无机垢堵塞

若入井液与地层水不配伍，可导致地层结垢，从而影响储层绝对渗透率，如碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡、硫化亚铁和碳酸铁等是最普遍的井下堵塞物之一。因此，在入井液配制水的选择上，必须考虑与地层水的配伍性。若现场条件限制可在入井液中加入螯合剂防止入井液与地层水混合产生结垢现象[8]。

油井产液经电脱、气浮、核桃壳等处理后的生产污水进行资源化利用，垦利10-1油田修井作业用水为生产污水，在水型和矿化度上都与地层水存在较大差异(表2)，入井液与地层水不配伍，混合后容易生产碳酸盐沉淀，造成储层无机垢堵塞。2016年3月29日起KL10-1-A6井原井生产管柱顶部封隔器以下至第1、2层防砂段中心管滑套处(图2)发现大量结垢现象，经分析垢样成分主要为碳酸钙、碳酸镁。

表2 垦利10-1油田地层水与生产污水水质分析Table 2 Formation water and production wastewater quality analysis in KL10-1 oilfield

注：地层水参考KL10-1-A9井沙三段地层水水型：NaHCO3型，总矿化度15 836.86 mg/L。

图2 KL10-1-A6井管柱滑套处垢样Fig .2 Scale samples at the sliding sleeve of Well KL10-1-A6 tube

2.4 水锁

研究表明[9]，具有阻垢性能和较低表面张力的低伤害压井液对渤南油田岩心的损害率在20%以内。垦利10-1油田沙河街组储层孔隙连通性一般，非均质性强，修井液漏失普遍容易形成“水锁”损害。造成储层水锁伤害的一个主要原因是由于具有较高表面张力的入井流体与储层孔喉之间发生了贾敏效应。从表面张力对储层损害的影响试验数据来看，不同表面张力的入井液对岩心渗透率伤害程度不同。洗井助排液将入井液表面张力从 70.26 mN/m 降到19.34 mN/m 时，渗透率伤害率从 33.06% 减小到 9.62%，说明该油田使用海水或生产污水修井均会对储层造成一定程度的水锁伤害。

3 储层保护技术

3.1 快速过滤技术

海上油田场地受限，采用了橇装双桶过滤器，方便运输，占地面积小。该设备由双桶组成，每桶容纳32支滤芯，采用纳米纤维材料，净化固体污染物速度快、阻力小、过滤效率比≥1 000、过滤精度1～20 μm，可使入井液浊度降低到20NTU以下。双桶过滤可实现过滤切换，滤芯更换。过滤流程如图3所示。

3.2 加热车加热技术

利用加热车提高入井液温度，可有效解除稠油油藏近井地带堵塞[10-11]。垦利10-1油田使用的加热车由两个橇装箱体组成，占地面积小，加热效能高，安全有保障。可根据用户需要调节温度，可以满足生产油井的正常热洗井、清蜡，还可广泛用于加热其他介质，疏通、解冻地面管线及清洗设备等各种施工作业。其主要参数为，初始水温20～30 ℃，排量10 m3/h，出口温度80～90 ℃，出口最高可达到20 MPa。加热车如图4所示。

图3 快速过滤器过滤流程图Fig .3 Flow chart of fast filter filtering

图4 移动加热车设备Fig .4 Mobile heating car equipment

3.3 防水锁技术

根据垦利10-1油田低渗透沙河街组储层性质及其水锁损害特点，优选了由表面活性剂组成的防水锁剂，并对其主要技术指标进行了室内评价。表3、4评价了几种修井液药剂表界面张力以及防水锁能力。由表4可以看出，防水锁隐形酸或洗井助排液针对低渗储层，能减轻水锁损害，最大限度的恢复渗透率。

表3 不同修井液体系表面张力与界面张力Table 3 Surface tension and interfacial tension of different workover fluid

表4 不同修井液体系防水锁能力Table 4 Anti-water bocking capacity of different workover fluid systems

3.4 防垢技术

通过在洗井助排液中加入螯合剂BH-AH02与络合剂BH-HIDS，可预防水质不配伍而产生的结垢。洗井助排液螯合剂与络合剂主要成分是部分水解聚马来酸酐，亚氨基丁二酸等不含磷抗高温螯合剂。在螯合钙镁离子同时，可通过晶格畸变和静电排斥起溶垢作用。按照SY/T 5673—93《油田用防垢剂性能评定方法》，洗井助排液螯合BH-AH02与络合剂BH-HIDS钙镁垢防垢率大于90%。表5列出了不同修井液螯合剂对垦利10-1生产污水的防垢性能评价结果。

表5 120 ℃下不同螯合剂防垢性能评价结果Table 5 Evaluation results of anti-scale performance of different chelating agents at 120 ℃

3.5 自生热解堵技术

自生热解堵技术利用多种盐反应生热溶液，在油层中的放热放气反应以及配方中所添加的降黏剂，能有效地解除有机沉淀淤积或油垢引起的深部堵塞[12]。该体系在酸引发条件下反应产生大量的热和气体，通过生热增温降黏，提高原油流动能力，溶解蜡、胶质沥青质堵塞物[13]。通过高温气体冲散“桥架”物质，打破油流阻力，气液混合降低流体密度和黏度，提高返排能力，便于流体流动，堵塞物和溶解垢一起举升到地面[14]。

A罐配自生热溶液在常温下基本不发生反应，B罐配引发剂酸液，C罐装入柴油。A罐自生热液，C罐柴油、B罐引发剂分段塞依次交替注入，该施工工艺需分多段小段塞才能保证自生热药剂与引发剂混合均匀[15]，如图5所示。

图5 自生热解堵施工工艺Fig .5 Removal plugging process of self-hea tgeneration

4 应用效果

统计了2016年垦利10-1油田11口使用不同修井液体系的应用情况，发现使用过滤+洗井助排液+加热车+自生热解堵4种工艺组合的修井工作液取得了较好的储层保护效果(表6)。由表6可以看出，未采用“过滤+洗井助排液+加热车+自生热”全部储层保护措施的油井，恢复期较长；而采用以上4种工艺组合修井工作液的油井全部取得储层保护效果，恢复期在7 d以下。通过对比分析，采用4种工艺组合储层保护措施的油井产量恢复期由20 d以上缩短至3～6 d，产量恢复率增长至100%以上，4种工艺相辅相成，缺少任何一种措施，储层保护效果不明显。

表6 不同修井液体系现场应用效果统计Table 6 Field application results under different workover fluid systems

5 结论

1) 针对垦利10-1油田修井作业过程中存在外来固相颗粒损害、冷伤害导致的有机垢堵塞、水质不配伍导致的无机垢堵塞、入井液表面张力高导致的水锁等储层损害，提出了一套过滤、加热或自生热、洗井助排液防水锁以及添加防垢剂等“物理+化学”多种储层保护方法配合使用的储层保护技术。

2) 垦利10-1油田现场应用表明，本文提出的“物理+化学”多种储层保护方法配合使用的储层保护技术可缩短产量恢复期3～6 d，储层保护效果明显，具有较好的推广应用价值。