李蔚萍，王爾鈞，馬 磊，魏安超，向興金，胡墨杰

(1.湖北漢科新技術股份有限公司荊州市漢科新技術研究所，湖北荊州 434000;2.中海石油有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

潿洲12－1S構造位于潿西南凹陷二號斷裂帶南緣，WZ12－1S－2井設計位于潿洲12－1S構造北部的較低部位，距WZ12－1S－1井約0.7 km。主要目的層段流一段Ⅲ，Ⅳ，Ⅴ油組儲集砂體落實，成藏條件優(yōu)越，井控地質儲量約951.7×104m3，勘探潛力較大。

2010年5月在潿洲12－1S構造鉆探了WZ12－1S－1井，全井共發(fā)現油氣顯示334.0 m，巖性為中砂巖、細砂巖和泥質粉砂巖。對流一段下層序濁積砂體主體部位L1_V油組的疑惑層進行了MDT和MiniDST測試，均取出油樣。隨后使用斯倫貝謝PJ4512HMX射孔彈pure射孔，穿深0.863 m，孔徑 8.89 mm，對 3161.0 ～3180.0 m井段進行了DST測試，氣舉后敞開放噴，44 MPa負壓測試日產油10.4 m3，氣少量。

為了進一步確定潿洲12－1S構造流一段的含油氣性、儲量規(guī)模、儲層物性及產能數據，升級該構造的地質儲量，選擇在該構造較低部位部署WZ12－1S－2評價井，該井如果鉆探成功，將成為潿西南油田群產能補充的源泉。

WZ12－1S－2與WZ12－1S－1井井位相距約700 m，若繼續(xù)使用常規(guī)射孔，效果可能仍不理想。為了提高產能，必須選擇新的增產工藝。

1 常規(guī)鉆完井工藝對儲層的傷害

1.1 鉆完井帶來的地層傷害

有害的鉆井液、固井液的侵入會對近井地帶的油氣儲層造成損害，使得該地帶的滲透率下降，形成鉆井侵入帶。目前尚無公認的確定鉆井侵入帶的精確方法，一般根據經驗認為鉆井和完井井壁周圍的侵入帶深度為600～1200 mm。鉆井侵入帶的深度是影響射孔效率的重要因素，很多研究人員建立了計算儲層損害模式的數學模型來預測侵入帶深度，描述其對油井產量的影響。1991年Karakas和Tariq研究了射孔在穿透和未穿透傷害帶情況下的射孔表皮系數，并且得出結論:若射孔彈穿過傷害深度，則產能比可大幅提高［1］。

1.2 射孔壓實帶對地層滲透率的損害

聚能彈射孔產生的損害區(qū)或壓實帶會對近井地層的滲透率造成嚴重傷害［2］。射孔孔道周圍的巖石結構受到嚴重破壞，并導致巖石的孔隙度和滲透率下降，滲透率僅為原來地層滲透率的10% ～35%，損害區(qū)的厚度約為6～12.5 mm，甚至達25 mm［3］。射孔壓實帶增加了垂向上的流動阻力，可以通過深穿透射孔和增加孔密來減小壓實帶的影響。

2 WZ12－1S－2井增產工藝選擇

水力噴射工藝是近幾年在國內外興起的一種油層改造增產的新工藝技術［4］，國外主要應用于煤層氣儲層，國內從2009年開始在遼河、大慶、大港、長慶、吉林等陸地油田應用該技術，單井日均增油5 t，日均產油增幅達200%，A21－29井增幅最高，達10 t/d，均具有較好的增產效果。

從增加泄油面積和解除前期作業(yè)污染的角度來看，水力噴射完井是一種集裸眼完井和射孔完井優(yōu)點于一身的增產型完井方式，該工藝具有以下優(yōu)點:

1)欠平衡風險小。打鉆完后，利用連續(xù)油管將底部裸眼段替換成密度小的完井液，制造欠平衡條件，而封隔器直接與連續(xù)油管連接，防噴器也安裝在連續(xù)油管上，比鉆井欠平衡風險小很多。

2)射程遠，泄油面積大。專用的水力噴射噴頭瞬間可釋放40 MPa壓力，同時向4個相互垂直的方向噴射出3.8～5.0 cm眼徑的水眼，水力可噴射100 m，遠大于射孔完井的射孔深度，泄油面積增大。

3)施工時間短，儲層損害小。噴射和反吐全過程歷時約3 h，與儲層流體接觸時間短，有利于保護儲層。

結合潿洲12－1S－2井流一段V油組的特點，采用同時具有裸眼完井方法和射孔完井方法優(yōu)點的水力噴射完井方式作為其增產工藝。

3 WZ12－1S－2井水力噴射完井液研究

目前國內外均采用清水作為水力噴射完井液，雖然油氣日均產量增幅明顯，但與常規(guī)工藝相比，泄油面積較大的水力噴射工藝實際增產效果遠小于理論值。水力噴射工藝在海上油田的應用尚屬空白，考慮儲層保護的水力噴射完井液體系研究成果則為國內首創(chuàng)。

3.1 儲層損害因素

在實施水力噴射工藝時，水力噴射完井液會與儲層巖石、儲層流體相互接觸，儲層的物性、流體特征以及儲層的溫度、壓力等都可能引起儲層損害。

3.1.1 水鎖損害

在油氣層開發(fā)過程中，鉆井液、固井液、完井液等外來流體侵入儲層后，由于毛細管力作用，地層驅動壓力不能將外來流體完全排出地層，導致儲層的含水飽和度增加，油氣相滲透率降低，這種現象稱為水鎖效應［5］。

從WZ12－1S－1井的孔滲數據來看，儲層基本屬于特低孔－中孔特低滲－低滲，滲透率僅0.01～32.94 mD，因此水力噴射完井液必須能防止水鎖損害。

3.1.2 水敏損害

從評價結果來看，流一段V組儲層具有中等偏弱－強的水敏，臨界礦化度＜13627.5 mg/L，而潿洲油田海域天然海水的礦化度高達33000 mg/L，采用海水配制甲酸鉀加重的水力噴射完井液可避免水敏損害的發(fā)生。

3.1.3 結垢損害

入井流體與儲層流體不配伍時，兩者相互作用會產生無機沉淀物、有機沉淀物等，這些物質會在孔喉處聚集沉積堵塞孔喉。

常見的無機物沉淀有碳酸鈣、碳酸鍶、硫酸鋇、硫酸鈣、硫酸鍶等。產生無機沉淀物的主要原因為:1)入井流體與地層流體不配伍;2)隨著生產過程中外界條件的變化，地層水中原有的一些化學平衡遭到破壞，平衡發(fā)生移動而產生沉淀物。

有機物沉淀主要指石蠟、瀝青質及膠質在井眼附近地帶的沉積，有機沉淀物的產生不僅會堵塞儲層的滲流通道，而且還可能使儲層潤濕性發(fā)生反轉，從而導致儲層滲流能力下降。

水力噴射完井液基液為潿洲12－1S油田海域的海水，海水及地層水的離子組成見表1。地層水屬碳酸氫鈉型，其中含有成垢陰離子HCO3－和CO32－;而海水屬氯化鎂型，其中含有成垢陽離子Ca2+和少量的Sr2+，兩者混合接觸后具有形成無機垢的條件。

表1 潿洲12－1S油田海域海水及地層水的離子組成

將潿洲12－1S油田海域海水和地層水以不同體積比混配，利用軟件預測硫酸鹽垢和CaCO3垢的飽和指數(SI)，結果見表2。硫酸鹽垢飽和指數均為負值，無結硫酸鹽垢的趨勢;而碳酸鈣垢飽和指數均＞2，明顯具有結碳酸鈣垢的趨勢，海水與地層水的配伍性欠佳。

表2 海水與地層水在不同體積比下的硫酸鹽垢和CaCO3垢飽和指數

采用SZD－1型散射光臺式渾濁計，對潿洲12－1S油田海域模擬海水和模擬地層水進行配伍性評價，結果見表3。海水與地層水以體積比5∶5混合時結垢現象明顯，因此要防止二次沉淀損害儲層。

表3 海水與地層水配伍性評價結果

3.1.4 乳化堵塞損害

流一段Ⅴ油組地面原油屬中質原油，具有“一中三低一高”的特性，即密度中等(0.8597 g/cm3)，黏度低(5.56 mPa·s)，瀝青質和膠質含量低，含蠟量高。

水力噴射完井液可與儲層原油接觸，有形成乳狀液的可能，造成乳化堵塞，損害儲層，因此對水力噴射完井液必須加強防乳破乳措施。

3.2 儲層保護要求

從連井WZ12－1S－1井測壓取樣分析數據推測，WZ12－1S－2井儲層溫度為134℃，儲層壓力系數為1.60，因此將水力噴射完井液密度設計為1.2～1.5 g/cm3。WZ12－1S－2井水力噴射儲層主要存在水鎖損害、結垢損害以及乳化堵塞等損害因素，為了更好地保護儲層，水力噴射完井液應具有以下特點:1)無固相;2)較好的防水鎖損害性能;3)較好的防乳破乳性能;4)較好的防二次沉淀性能;5)腐蝕性小，完井作業(yè)過程中不需加防腐劑，不會出現管材腐蝕;6)抑制性好，有利于防止黏土膨脹損害。

3.3 水力噴射完井液體系構建

通過對儲層損害因素和損害機理的分析可知，要構建既能滿足儲層保護要求，又能滿足噴射要求的甲酸鹽水力噴射完井液，主要難點如下:1)能溶解于甲酸鉀溶液的無泡防水鎖劑的優(yōu)選;2)能溶解于甲酸鉀溶液的無泡防乳破乳劑的優(yōu)選;3)能溶解于甲酸鉀溶液的無泡防垢劑的優(yōu)選。

通過大量的優(yōu)選評價實驗，確定水力噴射完井液基本配方為:海水+3%防水鎖劑HFS+2%防乳破乳劑HFR+2%防垢劑HFG，甲酸鉀加重。

3.4 水力噴射完井液體系性能評價

室內配制密度為1.3 g/cm3的水力噴射完井液，評價其防膨性、防乳破乳性、防水鎖性、與地層水的配伍性以及儲層保護性能。

3.4.1 防膨性

分別采用離心法和線性膨脹法對水力噴射完井液的防膨性進行評價，結果見表4和表5。從離心法評價結果來看，相對煤油和蒸餾水來說，水力噴射完井液的防膨率達86%，具有較好的防膨性，水力噴射完井液可有效抑制儲層黏土礦物的水化。高溫高壓膨脹儀可以更準確地模擬儲層條件下的膨脹情況，由表5可知，隨著膨脹時間的延長，蒸餾水的膨脹率急劇增大，16 h后達到152.8%;而煤油和水力噴射完井液的膨脹率變化不大，均＜2%，具有較好的防膨性。

表4 水力噴射完井液防膨性評價結果(離心法)

表5 水力噴射完井液防膨性評價結果(線性膨脹法)

3.4.2 防乳破乳性

室內對比了海水及水力噴射完井液分別與潿洲原油以5∶5體積比混合后的乳化情況，結果見表6。原油與海水混合后完全乳化，在80℃下恒溫40 min后仍無油水分離現象;而水力噴射完井液與原油混合后，在80℃下恒溫20 min后油水完全分離，無乳化現象。由此可見，水力噴射完井液具有較好的防乳破乳性能。

表6 水力噴射完井液防乳破乳性評價結果

3.4.3 防水鎖性能

對蒸餾水、海水以及水力噴射完井液的氣－液表面張力和油－液界面張力進行了對比評價，結果見表7。隨著介質礦化度的增大，氣－液表面張力和油－液界面張力相應降低;防水鎖劑的引入使得水力噴射完井液的氣－液表面張力和油－液界面張力大幅降低，水力噴射完井液具有較好的防水鎖性能。

表7 防水鎖性能評價結果

3.4.4 配伍性

室內評價了水力噴射完井液與地層水的配伍性，見表8。水力噴射完井液中引入防垢劑后，與地層水以不同比例混合時濁度均＜3.0 NTU，水力噴射完井液與地層水具有較好的配伍性。

表8 水力噴射完井液與地層水的配伍性評價結果

3.4.5 儲層保護性能

水力噴射完井液的儲層保護評價結果見表9。直接用海水污染時，滲透率恢復值僅為80.2%，而被水力噴射完井液污染后的巖心的滲透率恢復值均＞95%，水力噴射完井液具有較好的儲層保護性能。

表9 水力噴射完井液儲層保護評價結果

4 潿洲12－1S－2井水力噴射完井液現場應用

2011年7月，水力噴射完井液在潿洲12－1S－2井流一段進行了現場試應用，由于該工藝在海上油田首次試用，在施工過程中噴射出現了開窗工具馬達密封失效、噴射軟管耐溫不足等工藝問題，導致水力噴射完井液使用效果不明顯。

5 結論

潿洲12－1S－2井水力噴射完井液充分考慮了儲層保護要求，室內評價效果較好。但水力噴射完井液對噴射工藝的適應性是否優(yōu)于清水，在海上油田的水力噴射效果如何，還有待進一步的現場試驗和深入研究。

［1］Karaks M，Tariq S M.Semianalytical productivity modelas for perforated completion［J］.SPE Production Engineering，1991，6(1):73－82.

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