于游洋，劉國振，張 帥，王新亮，楊 子

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部A 油田位于黃河口凹陷中央構(gòu)造帶，其明化鎮(zhèn)組地層為河流相沉積，巖性為含礫砂巖，屬高孔高滲儲(chǔ)層。在埋藏地層深、含氣量及含蠟量較高的油田開發(fā)過程中，隨著油田開發(fā)規(guī)模的擴(kuò)大，地層壓力出現(xiàn)不同程度的降低[1]，生產(chǎn)井動(dòng)管柱作業(yè)過程中修井液的漏失情況十分嚴(yán)重。注水開發(fā)是海上低滲透油藏最主要的開發(fā)方式[2]，由于油層泥質(zhì)含量高，水敏、速敏性強(qiáng)，修井液漏失引起儲(chǔ)層黏土礦物水化、膨脹和顆粒運(yùn)移傷害。地層流體原油含蠟量高，凝固點(diǎn)高，低溫入井液易造成井筒析蠟，堵塞近井地帶。且油層溫度高，作業(yè)用水與地層水不配伍，結(jié)垢趨勢(shì)更為明顯，從而導(dǎo)致油井復(fù)產(chǎn)后返排時(shí)間長(zhǎng)，產(chǎn)液含水恢復(fù)困難，影響整個(gè)油田開發(fā)時(shí)效。

1 井況信息

X 井是渤海南部A 油田的一口生產(chǎn)井，開采層位明化鎮(zhèn)組，油層有效厚度19.8 m，油層中部垂深1 806.5 m，為衰竭開采。油層平均孔隙度25.0 %，平均滲透率996.4×10-3μm2，具有高孔高滲特征。其儲(chǔ)層流體性質(zhì)（見表1）。

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

由表1 可知，X 井原油黏度中等，蠟質(zhì)含量高，黏土含量高，作業(yè)用水與地層水型不配伍，且儲(chǔ)層溫度高，易形成無機(jī)垢沉淀。2019 年2 月24 日測(cè)試第一防砂段垂深1 781 m 處靜壓15.32 MPa，第二防砂段測(cè)點(diǎn)垂深1 823 m 處靜壓15.68 MPa，計(jì)算壓力系數(shù)為0.86。因此，易造成修井液大量漏失，進(jìn)而導(dǎo)致修井液侵入地層與儲(chǔ)層接觸，導(dǎo)致儲(chǔ)層油氣流通道堵塞，儲(chǔ)層滲透率降低[3]。

2 儲(chǔ)層保護(hù)工作液

由上述研究可知，X 井射孔段具有高孔高滲易漏失的特征，以降低修井作業(yè)后儲(chǔ)層的永久傷害為目的，研發(fā)出儲(chǔ)層保護(hù)修井工作液。通過室內(nèi)對(duì)其表界面活性、防膨性、耐溫性、配伍性等綜合性能的評(píng)價(jià)，優(yōu)選出鉆井水體系。其具有較好的阻垢能力，有效螯合作業(yè)水中的成垢離子，阻止無機(jī)垢沉淀的產(chǎn)生。且可通過化學(xué)鍵吸附作用在儲(chǔ)層黏土顆粒表面形成一層保護(hù)膜，阻止自由水與黏土顆粒接觸，消除儲(chǔ)層黏土顆粒水化、松脫發(fā)生顆粒運(yùn)移，阻止儲(chǔ)層水敏和顆粒運(yùn)移傷害。較低的表界面張力能夠提高井筒洗油效果，返排率高，滲透率恢復(fù)程度較大，有效的保護(hù)了儲(chǔ)層[4]。而且，油氣層損害理論研究保護(hù)油氣層觀念深刻影響、并極大推動(dòng)了油氣藏工程、提高采收率和大型水力壓裂等工程技術(shù)的發(fā)展[5，6]。

2.1 工作液體系（見表2）

表2 儲(chǔ)層保護(hù)修井液配方Tab.2 The composition of multifunctional workover fluid system

2.2 工作液優(yōu)選

考慮到現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)用水水質(zhì)較為復(fù)雜，針對(duì)上述配方，本實(shí)驗(yàn)分別使用地?zé)崴?、生產(chǎn)污水、鉆井水配制三種修井液體系，評(píng)價(jià)各自綜合性能，優(yōu)選出性能最佳的修井液體系。

2.2.1 表界面性能評(píng)價(jià) 原油采收率等于波及系數(shù)與洗油效率的乘積，二者都是提高采收率的主要組成部分[7]。而室內(nèi)研究按照體系配方，分別配制濃度為3 %的修井液，測(cè)定其表面張力和動(dòng)態(tài)油水界面張力，并對(duì)其各自的洗油率進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，綜合評(píng)定其界面性能。其結(jié)果（見圖1、圖2、表3）。

圖1 不同濃度的修井液表面張力（85 ℃）Fig.1 Oil-water surface tension of workover fluid system

圖2 3 %各體系修井液油水界面張力（85 ℃）Fig.2 Oil-water interfacial tension of workover fluid system

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

由圖1、圖2 可知，三種修井液體系的表面張力中鉆井水體系最低，且在濃度為3 %時(shí)出現(xiàn)臨界膠束濃度（CMC），且三種體系均有降低油水界面張力的能力，其界面性能強(qiáng)弱為：鉆井水體系＞地?zé)崴旧a(chǎn)污水。其中鉆井水體系修井液其界面張力能在5 min 內(nèi)降至0.02 mN/m，并始終保持穩(wěn)定。由表3 可知，鉆井水體系的洗油率最高，達(dá)到87.06 %，表明其具有良好的降低界面張力的能力和洗油效果。

2.2.2 配伍性評(píng)價(jià) 由于該儲(chǔ)層保護(hù)修井液體系中均添加了表面活性劑，而表面活性劑具有一定的乳化作用，故實(shí)驗(yàn)三種修井液體系與油田油氣水處理的藥劑進(jìn)行油水配伍性研究，實(shí)驗(yàn)使用3 %的各修井液體系中加入對(duì)應(yīng)量的破乳劑和清水劑，探討其對(duì)原油脫水是否存在影響。其評(píng)價(jià)結(jié)果（見圖3），從左至右依次為：空白、生產(chǎn)污水、鉆井水、地?zé)崴?/p>

圖3 3 %各體系修井液對(duì)原油脫水影響實(shí)驗(yàn)（60 ℃）Fig.3 The influence of different workover fluid system to dehydrant

由圖3 可知，相對(duì)于不加修井液的原油脫水實(shí)驗(yàn)，生產(chǎn)污水體系修井液對(duì)原油脫水存在一定影響，其乳狀液穩(wěn)定性降低，原油存在掛壁現(xiàn)象。而地?zé)崴豌@井水對(duì)原油脫水影響較小，說明這兩種體系與油田油氣水處理藥劑的配伍性良好，滿足修井液進(jìn)油水流程使用要求。

2.2.3 防膨性評(píng)價(jià) 儲(chǔ)層中黏土含量較高的油井在修井作業(yè)時(shí)容易引起黏土膨脹和運(yùn)移，而膨脹后的黏土?xí)氯土鲃?dòng)孔道，導(dǎo)致油井作業(yè)后產(chǎn)量降低。對(duì)于高孔高滲黏土含量較高的地層，對(duì)儲(chǔ)層的保護(hù)主要為防止黏土吸水膨脹后產(chǎn)生塌方，對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生傷害，故對(duì)上述三種體系分別進(jìn)行防塌實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見圖4），從左至右依次為：鉆井水、生產(chǎn)污水、地?zé)崴?/p>

圖4 各體系修井液防塌實(shí)驗(yàn)（120 ℃）Fig.4 The prevent caving experiment of different workover fluid system

由圖4 可知，三種體系中只有鉆井水修井液體系防塌效果較好，壓制黏土巖心在24 h 后未出現(xiàn)明顯坍塌，而生產(chǎn)污水和地?zé)崴w系的黏土巖心均出現(xiàn)大范圍坍塌，表明只有鉆井水儲(chǔ)層保護(hù)修井液體系滿足高孔高滲儲(chǔ)層防塌要求。

表4 不同修井液體系滲透率恢復(fù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.4 The permeability variation of different workover fluid system

表5 現(xiàn)場(chǎng)配制工作液性能檢測(cè)Tab.5 The performance of workover fluid system

2.2.4 滲透率恢復(fù)實(shí)驗(yàn) 分別配制了濃度為3.0 %的三種體系的修井液水溶液進(jìn)行滲透率恢復(fù)實(shí)驗(yàn)，根據(jù)滲透率恢復(fù)效果，進(jìn)一步評(píng)價(jià)其防膨防垢性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表4）。

由表4 可知，使用3.0 %的鉆井水修井液體系溶液進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)后，其滲透率恢復(fù)值最高，達(dá)到91.43 %，表明其具有良好的防塌和防垢性能，滿足現(xiàn)場(chǎng)高孔高滲儲(chǔ)層的使用要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 性能檢測(cè)

X 井儲(chǔ)層溫度較高，且原油含蠟量較高，低溫流體進(jìn)入地層后容易引起冷傷害等，故現(xiàn)場(chǎng)使用加熱車，對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)修井液進(jìn)行加熱至80 ℃～90 ℃，避免冷傷害，其現(xiàn)場(chǎng)性能檢測(cè)（見表5、圖5）。

圖5 3 %儲(chǔ)層保護(hù)修井液油水界面張力（85 ℃）Fig.5 Oil-water interfacial tension of workover fluid（85 ℃）

由表5、圖5 可知，現(xiàn)場(chǎng)配制的洗井助排液清澈無雜質(zhì)，且界面張力低，各項(xiàng)性能均合格，符合工作液質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，滿足現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用條件。

3.2 效果分析

X 井作業(yè)前產(chǎn)液158.2 m3/d，產(chǎn)油23.7 m3/d，含水85.0 %，產(chǎn)氣0.23×104m3/d。由圖6 可知，作業(yè)后第二天產(chǎn)液175.4 m3/d，產(chǎn)油77.2 m3/d，含水56.0 %，產(chǎn)氣0.49×104m3/d，油井產(chǎn)能恢復(fù)迅速，并且產(chǎn)油量明顯增大，含水降低。證明修井液有效的降低了修井液漏失對(duì)儲(chǔ)層的傷害，具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)作用。

4 結(jié)論

（1）通過室內(nèi)評(píng)價(jià)，優(yōu)選出的鉆井水儲(chǔ)層保護(hù)修井液體系表面張力21.3 mN/m，油水界面張力0.02 mN/m，120 ℃防塌性能良好，滲透率恢復(fù)值＞90 %，且與脫水劑配伍性良好，滿足平臺(tái)施工要求。

圖6 X 井產(chǎn)油恢復(fù)曲線Fig.6 The oil-producing recovering curve of X well

（2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該體系作業(yè)后油井產(chǎn)能恢復(fù)快，增油效果明顯，含水下降顯著，有效縮短了渤海南部A 油田高孔高滲儲(chǔ)層修井作業(yè)后產(chǎn)能恢復(fù)期。