番禺30-1气田修井储层保护工艺优选

李 巩，张 帅，姜 文，张俊奇

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

番禺30-1气田位于中国南海珠江口盆地，平均水深200 m，气藏深度1 647.8～2 755.8 m，温度梯度4.08 ℃/100 m，压力系数介于1.001～1.01，均属于正常地层压力，井流物以甲烷为主，不含硫化氢。该气田投产至今已稳定生产超过十年，随着气田生产进入中后期，目前该气田生产井已出现地层压力下降和含水率上升的问题，部分气井含水率超过90%，气藏压力系数最低已降至0.76，气田未来必然需要进行修井作业。压力亏空气井修井过程中修井液的漏失往往会造成储层污染，影响气井的复产。因此，开展番禺30-1气田修井储层保护工艺优选。

1 修井储层保护技术

修井过程中入井流体是造成储层伤害的主要原因，修井液进入地层会造成黏土矿物水化、膨胀、分散，或是与地层流体发生物理化学反应形成沉淀，最终堵塞储层孔道，造成储层不同程度的污染。据统计，使用性能不佳的修井液可能会使油气井产能普遍降低30%～50%[1]。修井储层保护的理念是“预防为主、重在保护”，依据储层特性选择修井液类型和修井工艺，尽可能避免储层伤害，修井作业常用的储层保护技术主要涉及以下三方面。

1.1 修井液体系

修井液是修井作业实施储层保护的重要载体，目前常用的储层保护修井液体系可以分为暂堵型修井液体系、低伤害无固相修井液体系和低密度修井液体系三类。

（1）暂堵型修井液体系

暂堵型修井液体系是利用暂堵材料将地层暂时封堵，控制修井液漏失，减少因漏失引起的储层损害，作业结束后，通过暂堵剂的破胶、降解特性、或注入专门的破胶剂将暂堵剂破胶或降解，然后排出，避免对产层造成伤害。

（2）低伤害无固相修井液体系

低伤害无固相修井液体系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，主要是从助排及防水锁等方面考虑来构建体系[2]。

（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，常用的低密度修井工作流体是泡沫或气体（N2、空气或天然气），但起泡的浓度和时间不易控制，目前还不十分成熟[3]。

1.2 不压井修井

不压井修井是指在井筒内有压力存在的情况下，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，进行强行起下钻修井作业的一种方法，由于不会引入外来流体，大大减少了储层污染。

1.3 临时封隔储层

临时封隔储层是指动管柱修井前使用过油管膨胀桥塞临时封隔井筒和产层，隔离高的工作压差，修井作业无需压井[4]，整个修井过程修井液不接触地层，修井结束后再回收膨胀桥塞，大大减少了对储层的伤害。该技术已在南海某气井更换套管作业中成功应用，修井后气井快速恢复生产，实现了对储层的有效保护和修井期间的井控安全[5]。

2 番禺30-1气田修井储层保护工艺

2.1 适用性分析

2.1.1 修井液体系

番禺30-1气田地层压力衰竭，多数气井已属于低压气井，针对修井液易漏失的特点，暂堵型修井液体系能够很好地减少漏失，达到保护储层的目的。南海东部油气田完修井通常使用隐形酸油藏保护液和PRD暂堵液的组合[6]，以及更易破胶解堵的EZFLOW体系[7]。修井液漏失普遍容易形成“水锁”伤害[8]，使用低伤害无固相修井液体系，能够降低储层污染风险。由于低密度修井液体系只适用于井深小于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，综合分析，低密度修井液体系不适用于番禺30-1气田修井作业。

2.1.2 不压井修井技术分析

根据番禺30-1气田完井管柱结构（图1），由于气井管柱带有井下安全阀液控管线和井下压力计信号传输电缆，无法实现不压井修井作业。

图1 过油管膨胀桥塞封隔产层示意图Fig. 1 Schematic of wellbore isolation of through-tubing inflatable bridge plug

2.1.3 临时封隔储层

由表1和表2所示，番禺30-1气田生产管柱（图2），内径3.958″，防砂盲管内径5.791″，膨胀桥塞可选范围为2.13″～3.38″。

表1 井下管柱尺寸表Table 1 Size table of downhole string

表2 膨胀桥塞尺寸选择表Table 2 Size selection table of inflatable bridge plug

图2 番禺30-1气田气井生产管柱图Fig. 2 Schematic of Panyu 30-1 gas field production string

模拟番禺30-1气田一口水平井A10井中下入1.75″连续油管和3.38″膨胀桥塞，膨胀桥塞坐封位置为4 703 m（第二根盲管中部）和4 739 m（第五根盲管中部），模拟结果如图3所示，满足膨胀桥塞的下入和回收要求。

图3 番禺30-1-A10井膨胀桥塞下入和回收模拟结果Fig. 3 Simulation results of through-tubing inflatable bridge plug running and retrieving in Panyu 30-1-A10

2.2 修井工艺优选

番禺30-1气田有11口气井，其中9口水平井，2口定向井，水平井井深4 000～5 600 m，水平裸眼段最长达到600 m，如表3所示，储层以中、高孔高渗为主，完井管柱结构无循环通道，修井时一般采用挤注法压井，压井过程会有大量压井液漏失入地层，黏土矿物会因压井液水化膨胀而伤害地层，而且会造成后期排液困难，引起气层减产[9-10]。推荐使用临时封隔储层的保护储层工艺，该工艺不用起出生产管柱，无需压井，修井工作液不接触地层，最大限度减少对储层的伤害。

表3 番禺30-1气田储层物性表Table 3 Reservoir physical property table of Panyu 30-1 gas field

2.3 临时封隔储层工艺

根据番禺30-1气井管柱（图2）结构特点，使用1.75″连续油管通过生产油管下入2个可回收式膨胀桥塞至盲管段，如图4所示，将下部地层和井筒封隔，修井结束后回收膨胀桥塞，连通地层和井筒，实现快速复产。

图4 连续油管下膨胀桥塞示意图Fig. 4 Schematic of coiled tubing deploy inflatable plug

临时封隔气层程序如下：

（1）连续油管通井，下入两个可回收式膨胀桥塞至盲管段。工具串组合：连续油管接头+变扣+注液阀+变扣+双瓣背压阀+液压脱手接头+双驱动循环接头+液压坐封脱手工具+过油管可回收膨胀桥塞；

（2）氮气坐封膨胀桥塞、验封；

（3）连续油管脱手、油管内压井；

（4）起连续油管；

（5）拆采油树，起原井生产管柱；

（6）下入完井生产管柱，安装采气树；

（7）进行连续油管氮气气举清喷作业；

（8）连续油管回收膨胀桥塞。工具组合：连续油管接头+马达头+机械式扶正器+液压可释放回收打捞筒。

3 结论

（1）针对番禺30-1气田地层亏空、修井液易漏失的特点，暂堵修井液体系和低伤害无固相修井液体系适用于该气田修井储层保护。

（2）番禺30-1气田修井受完井管柱电缆和液控管线的限制，无法使用不压井修井技术。

（3）番禺30-1气田修井作业压井无循环通道，储层伤害风险大，使用临时封隔气层的储层保护工艺，既能避免修井液进入地层，减少对储层的伤害，又能降低气井修井的井控风险。