適合東方1-1氣田強水敏儲層的修井液研究及性能評價

于 東，李蔚萍，范遠洪，周振宇，顏 明，賈 輝，梁玉凱，向興金

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.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)

中國海洋石油總公司“十二五”資助項目子課題(CCL2012ZJFN0898) 收稿日期：2013-09-16

作者簡介：于東(1982-)，男，重慶人，工程師，研究方向：采油工藝，E-mail:yudong@cnooc.com.cn。

doi

：10.3969/j.issn.1672-5425.2013.12.016

適合東方1-1氣田強水敏儲層的修井液研究及性能評價

于 東1，李蔚萍2，范遠洪1，周振宇1，顏 明1，賈 輝1，梁玉凱1，向興金2

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.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)

東方1-1氣田待修井儲層具有非均質(zhì)性強、強水敏等特點，在修井過程中不僅要注重低滲防水鎖損害、高滲防漏失損害，而且要防止水敏損害。針對以上儲層保護要求，推薦以防水鎖性好(表面張力20.6 mN·m-1)、抑制性強(防膨率99.5%)和儲層保護性好(滲透率恢復值96.5%)的絡合水作為基液，構建適合東方1-1氣田強水敏儲層的修井液，該修井液具有較好的封堵性能和返排能力，在儲層改造型破膠液的作用下，滲透率恢復值均大于98%，能達到修井增產(chǎn)的目的。

東方1-1氣田；強水敏；絡合水；水凝膠；修井液

東方1-1氣田是中國海上最大的自營天然氣田，位于南海北部鶯歌海海域，具有面積大、儲量豐度低、儲層非均質(zhì)性強、CO2分布復雜等特點。氣田埋深1200～1600 m，含氣面積300 km2，地質(zhì)儲量近1.0×1011m3。氣田被南北向主斷層劃分為東區(qū)和西區(qū)，兩翼壓力系統(tǒng)、氣水界面、氣組分差異明顯[1]。

東方1-1氣田儲層屬于上第三系鶯歌海組二段。據(jù)錄井和巖心、巖性和儲蓋組合分析、氣層地震反射特征追蹤對比和電性特征分析，自上而下可將儲層劃分為5個砂層組，各砂層組之間均有厚度大于9 m的泥巖隔層或蓋層，氣層位于砂層上部。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂層組為主要儲層，也是開發(fā)的主要對象。鑒于部分井區(qū)在Ⅲ氣組中間存在泥質(zhì)或致密砂巖及Ⅱ氣組存在上、下兩套氣層，又可將Ⅱ、Ⅲ氣組劃分為Ⅱ上、Ⅱ下和Ⅲ上、Ⅲ下4個亞組，即Ⅰ、Ⅱ上、Ⅱ下、Ⅲ上、Ⅲ下。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ上儲層段長度約150～200 m，頂部埋深1200～1300 m。分兩期開發(fā)實施，一期生產(chǎn)井于2003年8月投產(chǎn)，二期生產(chǎn)井于2006年8月全部投入生產(chǎn)[2]。

鑒于東方1-1氣田部分井產(chǎn)能下降明顯[3]，欲在東方1-1氣田A5h、B2h、D4h井開發(fā)新的產(chǎn)層，進行先封堵下部產(chǎn)層、再在上部儲層返補孔后下篩管防砂的修井作業(yè)。其中A5h井屬于二期A平臺生產(chǎn)井、B2h井屬于二期B平臺生產(chǎn)井、D4h井屬于一期D平臺生產(chǎn)井。

作者在全面分析待修井儲層潛在損害因素的基礎上，對儲層保護修井液進行了系統(tǒng)研究，并對其性能進行了評價。

1 東方1-1氣田待修井儲層損害因素分析

1.1 孔滲特性(表1)

表1東方1-1氣田待修井儲層的孔滲特性

Tab.1TheporopermcharacteristicsofunattendedwellinDF1-1gasfield

注：A5h井Ⅱ上氣組、B2h井Ⅰ氣組、D4h井Ⅰ氣組的修井目的：返補孔后下篩管防砂；A5h井Ⅱ下氣組、B2h井Ⅱ上氣組、D4h井Ⅱ下氣組的修井目的：目前產(chǎn)層。表2同

從表1可知，東方1-1氣田待修井儲層具有中高孔特低-中滲的孔滲特性，儲層非均質(zhì)性強，尤以D4h井表現(xiàn)最為突出。因此，修井過程中特低-低滲儲層極易發(fā)生水鎖損害，而中滲儲層易出現(xiàn)漏失損害。

1.2 敏感性礦物

儲層粘土礦物分析表明，東方1-1氣田待修井儲層粘土礦物類型有伊利石、高嶺石、蒙脫石、綠泥石和伊/蒙混層，粘土絕對含量在10%左右，多數(shù)為原生粘土或泥質(zhì)雜基，少數(shù)為成巖過程中的自生粘土。顯然，儲層泥質(zhì)含量高，且蒙脫石的含量占了重要的地位，伊/蒙混層含量也比較高。粘土礦物形狀以粒間分散狀和孔隙充填為主，偶見顆粒包膜狀和孔喉搭橋狀。其它敏感性礦物有菱鐵礦、黃鐵礦、硬石膏、微晶石英、(含)鐵方解石和白云石。因此，在修井過程中具有潛在的水敏、速敏等損害存在。

1.3 敏感性

儲層敏感性實驗表明，儲層具有強水敏性、強速敏性、中等堿敏性、較弱鹽敏性、較弱鹽酸酸敏性、弱土酸酸敏性。因此，在修井過程中要采用強抑制修井液，避免水敏損害發(fā)生；同時要控制修井液pH值，避免堿敏損害發(fā)生。

1.4 溫壓系統(tǒng)(表2)

從表2可知，東方1-1氣田待修井儲層溫度低于90 ℃，但每口井目前產(chǎn)層的壓力系數(shù)均較低，在0.65左右，而預返補孔下篩管防砂層壓力系數(shù)均大于0.70，儲層壓力系數(shù)差異較大，在修井過程中極易發(fā)生“上噴下漏”事故。

表2東方1-1氣田待修井儲層的溫壓系統(tǒng)

The thermobaric system of unattended well

2 東方1-1氣田強水敏儲層修井液的構建

2.1 儲層保護措施

在分析東方1-1氣田強水敏儲層損害因素的基礎上，提出主要的儲層保護措施，如表3所示。

表3主要的儲層保護措施

Tab.3Main measures of reservoir protection

2.2 修井液構建思路

鑒于東方1-1氣田的特性及儲層保護要求，構建修井液時要解決以下2個關鍵問題：基液防水鎖、防水敏儲層保護問題；基液與水凝膠修井液配伍性問題?？砂聪旅?條思路進行修井液的研究：

(1)使用暫堵型修井液：盡量減少修井液進入儲層，推薦在上海平湖氣田多次成功使用的水凝膠修井液。

(2)保證“基液一體化”：修井過程所用到的暫堵型修井液、射孔液、壓井液和破膠液基液均采用低張力、強抑制基液，即使少量漏入，也可避免修井過程中發(fā)生水鎖和水敏損害。

2.3 修井液基液優(yōu)選

室內(nèi)分別對海水、隱形酸基液(海水+1%PF-HCS+0.6%PF-SATRO-1)和絡合水基液(海水+5%絡合劑HLH-1)進行了儲層保護性能和配伍性評價,以確定修井液基液，結果見表4。

從表4可知，絡合水基液具有較好的儲層保護性能，且滿足配伍性要求。因此，推薦絡合水基液作為東方1-1氣田修井液的基液。

3 修井液性能評價

修井液基本配方：海水+0.8%Na2CO3+1.5%懸浮增粘劑HPV+1.5%膠凝劑HJN+2.0%輔助膠凝劑HFJ+1.0%無機水凝膠(HIG-a∶HIG-b=1∶3) +5%絡合劑HLH-1。

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表4東方1-1氣田修井液基液性能評價

Tab.4The evaluation on performance for base fluid of workover fluid in DF1-1 gas field

3.1 修井液流變性(表5)

表5修井液流變性

Tab.5The rheological property of workover fluid

3.2 修井液封堵性

3.2.1 修井液對巖心的封堵性

圖1 修井液對不同滲透率巖心的封堵性趨勢曲線Fig.1 Trend curve of sealing for workover fluid in different cores

從圖1可知，修井液對不同滲透率巖心均具有較好的封堵性，漏失速率均小于9 mL·h-1，屬微漏級別。

3.2.2 修井液對篩網(wǎng)+砂層床的封堵性

室內(nèi)在高溫高壓失水儀內(nèi)筒墊一層現(xiàn)場篩網(wǎng)，再裝入混合均勻的20～180目砂子，壓實，最后放上一層現(xiàn)場篩網(wǎng)，在90 ℃、不同壓力、不同滲透率下評價修井液的封堵性，并計算修井液的漏強，結果見表6。

從表6可知，不同壓力、不同滲透率下的漏強均小于470.18×10-4m3·m-2·MPa-1·h-1，屬于微漏級別。說明修井液對篩網(wǎng)+砂層床也具有較好的封堵性能。

表6修井液對篩網(wǎng)+砂層床封堵的模擬評價實驗結果

Tab.6Experimentalresultsofevaluationonsealingforworkoverfluid(screen+sandbed)

注：砂層床厚度為7.5 cm,直徑為5.1 cm

3.3 修井液封堵后返排效果和滲透率恢復值評價

3.3.1 篩網(wǎng)對返排效果的影響評價

室內(nèi)用篩管破膠儀進行封堵后直接返排和破膠后返排濾速評價，結果見表7。

表7修井液封堵后篩網(wǎng)對返排效果的影響

Tab.7Effectofflowbackonscreensealedworkoverfluid

工作液突破壓力/MPa 返排篩網(wǎng)濾速壓力/MPa 濾速(mL/s)自返排1．01．02000/95破膠后返排03．52000/15

注：封堵時壓力為3.5 MPa、篩網(wǎng)濾速為2000 mL/13 s

從表7可知，篩網(wǎng)對返排影響不大，破膠后返排濾速為2000 mL/15 s，與空白濾速基本相當。

3.3.2 滲透率恢復值評價

室內(nèi)分別選取氣測滲透率<50 mD、50～150 mD和150～600 mD的6種人造巖心，在90 ℃、8.0 MPa、300 min條件下，對修井液進行封堵性評價后，繼續(xù)開展自返排和90 ℃下破膠1～2 h后返排滲透率及滲透率恢復值測定，結果見表8。

表8修井液封堵后自返排和破膠后滲透率恢復值評價結果

Tab.8Evaluation results of return permeability after flowback & gel breaking sealed workover fluid

從表8可知，修井液封堵后具有較好的自返排效果，滲透率恢復值均大于90%；破膠后滲透率恢復值進一步增大，均在98%以上，具有較好的恢復效果。

4 結論

(1)絡合水基液具有較好的防水鎖性(表面張力20.6 mN·m-1)、抑制性(防膨率99.5%)和儲層保護性(滲透率恢復值96.5%)，在修井過程中能有效保護東方1-1氣田特低滲、強水敏儲層，防止水敏、水鎖損害發(fā)生。

(2)修井液體系具有較好的封堵性能，無論用巖心還是篩網(wǎng)+砂層床來評價封堵性能，漏失級別均為微漏級別，能較好滿足東方1-1氣田非均質(zhì)性強的中滲儲層的暫堵需要，避免漏失引起的儲層損害。

(3)修井液體系本身具有較好的自返排能力，在儲層改造型破膠液的作用下，滲透率恢復值均大于98%，具有很好的儲層保護效果，可以達到修井增產(chǎn)的目的。

[1] 黃月銀，成濤，何巍，等.綜合開發(fā)技術在東方氣田的應用[J].石油鉆采工藝，2007，29(6):52-55.

[2] 崔玉軍，李健民.東方1-1氣田井口平臺結構型式比較[J].中國海洋平臺，1999，14(3):20-23.

[3] 陳肇日，田汝峰.東方1-1氣田高烴井低產(chǎn)原因分析和應對措施[J].內(nèi)蒙古石油化工，2011，(15)：31-33.

StudyonWorkoverFluidFitinDF1-1GasFieldwithStrongWaterSensitivityandEvaluationonItsPerformance

YU Dong1，LI Wei-ping2,FAN Yuan-hong1，ZHOU Zhen-yu1， YAN Ming1，JIA Hui1，LIANG Yu-kai1,XIANG Xing-jin2

(1.CNOOC(China),ZhanjiangBranch,Zhanjiang524057,China；2.JingzhouHANCNew-TechResearchInstitute，HubeiHANCNew-TechnologyCo.,Ltd.，Jingzhou434000,China)

The unattended well in DF1-1 gas field has characteristics such as:strong heterogeneity and strong water sensitivity.And so not only water locking in tight formation or leakage in high permeability formation but also water sensitivity laid stress on inhibition.Then complex water hydrogel temporary blocking workover fluid was selected with the complex water as base fluid which had good waterproof locking(surface tension 20.6 mN·m-1),strong rejection capability(antiswelling rate 99.5%) and excellent reservoir protection(return permeability 96.5%).This new system had good performance of increasing production shown by the following results:stronger pressurization sealing,better flowback and higher return permeability (above 98%) under the gel breaking liquid in reservoir reconstruction.

DF1-1 gas field；strong water sensitivity；complex water；hydrogel；workover fluid

TE 258

A

1672-5425(2013)12-0063-04