徐 靖，丁文剛，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.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300450；3.湖北省油田化學產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院，湖北 荊州434000)

有效的修井作業(yè)是實現(xiàn)老油氣田二次投產(chǎn)挖潛的重要手段。常規(guī)修井液主要包括4大類：無固相清潔鹽水修井液、無固相聚合物鹽水修井液、低密度可循環(huán)泡沫修井液及堵漏解堵修井液。對于儲層溫度高達150 ℃、井深4 000 m的平湖氣田，常規(guī)修井液存在以下問題：無固相清潔鹽水修井液和無固相聚合物鹽水修井液存在漏失，低密度可循環(huán)泡沫修井液不能滿足井深要求，堵漏解堵修井液在砂巖、粉砂巖儲層存在滲透性漏失，會造成油氣儲層損害[1]。為了保證修井作業(yè)的順利實施，開發(fā)適合平湖氣田高溫、井深、低孔低滲、各層壓力系數(shù)差異大等儲層特點的修井液至關(guān)重要[2-4]。鑒于此，作者經(jīng)過大量室內(nèi)研究，研制一套新型高溫低滲氣藏修井液體系，并對其性能進行系統(tǒng)評價。

1 高溫低滲氣藏修井液的構(gòu)建思路及作用機理

在傳統(tǒng)修井液無法滿足平湖氣田修井作業(yè)要求的情況下，室內(nèi)從漏失根源入手，對漏失產(chǎn)生的原因及控制措施進行分析。漏失產(chǎn)生必須要同時存在3個必要條件：流動介質(zhì)、溫度與壓差作用、漏失孔道，即流動介質(zhì)在溫度與壓差作用下進入漏失孔道才會產(chǎn)生漏失。在修井作業(yè)過程中，如果要人為控制或減少漏失，可以在一定范圍內(nèi)調(diào)整或改變其中一個或幾個條件。對于修井液的漏失，國內(nèi)外的解決措施主要有：(1)對漏失孔道進行暫堵。通過阻斷流動介質(zhì)向儲層漏失的通道來防止漏失，如堵漏解堵修井液；(2)減小壓差。在儲層溫度不能改變的條件下，可用泡沫類的低壓氣井修井液，使其靜液柱壓力基本等于或小于地層孔隙壓力，使得流動介質(zhì)缺少進入孔道的動力，從而防止漏失。而以上措施均不能滿足平湖氣田修井作業(yè)要求。高溫低滲氣藏修井液的核心作用機理是強吸水性的顆粒使修井液中易流動的自由水完全轉(zhuǎn)變?yōu)殡y流動的束縛水，通過削弱流動介質(zhì)的可流動性和吸收后形成的軟顆粒實現(xiàn)暫堵，以防止漏失從而保護儲層[5-10]。

2 高溫低滲氣藏修井液體系的配方

通過大量室內(nèi)實驗，研制了一套新型高溫低滲氣藏修井液體系，該體系基本組成及其功能：低滲儲層保護劑Na2CO3：消除海水中2價離子對體系吸水性能的影響；抗溫膠凝吸水主劑HWJN：不僅含有能形成水凝膠體系結(jié)構(gòu)，束縛修井液體系中自由水形成具有一定抗壓強度的軟顆粒；而且含有能保證體系的抗溫性、控制體系流變性和可泵送性的穩(wěn)定劑成分；水敏防治劑HWXJ：防止中等偏弱水敏粘土礦物水化膨脹和分散運移；降壓助排劑HWRT：有效預(yù)防氣井發(fā)生水鎖效應(yīng)，實現(xiàn)降壓返排；流態(tài)穩(wěn)定劑HWIG和抗鹽膠凝輔劑HWFJ：協(xié)同改善水凝膠體系耐鹽性，調(diào)節(jié)體系黏度，降低修井原材料綜合成本。該體系基本配方為：海水+0.8%Na2CO3+2.0%抗溫膠凝吸水主劑HWJN+2.0%水敏防治劑HWXJ+2.0%降壓助排劑HWRT+1.0%流態(tài)穩(wěn)定劑HWIG+0.5%抗鹽膠凝輔劑HWFJ，用氯化鈉或甲酸鈉加重至1.15 g·cm-3。

3 高溫低滲氣藏修井液體系的性能評價

3.1 流變性和析水性(表1)

表1 高溫低滲氣藏修井液體系的流變性和析水性

由表1可知，研制的高溫低滲氣藏修井液體系達到幾乎無自由水的要求，同時流變性也較合適，適于現(xiàn)場泵送。

3.2 耐溫性(表2)

表2 高溫低滲氣藏修井液體系的耐溫性

由表2可知，隨著老化溫度的升高，高溫低滲氣藏修井液體系的性能變化不大，其析水率均為0。表明，高溫低滲氣藏修井液體系具有較好的耐溫性，可抗160 ℃高溫。

3.3 熱穩(wěn)定性(表3)

表3 高溫低滲氣藏修井液體系的熱穩(wěn)定性

由表3可知，隨著150 ℃恒溫老化時間的延長，高溫低滲氣藏修井液體系的表觀黏度變化不大；而析水率略有升高，保持在5%左右?？偟膩碚f，高溫低滲氣藏修井液體系在150 ℃恒溫老化15 d過程中性能沒有發(fā)生本質(zhì)的變化，具有較好的熱穩(wěn)定性。

3.4 抗壓漏失性

室內(nèi)采用高溫高壓漏失儀，對常用的清潔鹽水修井液體系(比重為1.03 g·cm-3的氯化鉀清潔鹽水)、聚合物鹽水修井液體系(比重為1.03 g·cm-3的氯化鉀清潔鹽水+1.2%HEC)及高溫低滲氣藏修井液體系的抗壓漏失性進行比較，結(jié)果見表4。

表4 不同修井液體系的抗壓漏失性比較

由表4可知，清潔鹽水修井液體系和聚合物鹽水修井液體系的漏速均快于50 m3·h-1，屬于Ⅳ級漏失，達到大漏程度；而高溫低滲氣藏修井液體系的漏速均慢于1.9 m3·h-1，屬于Ⅰ級漏失，處于微漏狀態(tài)，符合現(xiàn)場技術(shù)指標漏速<5.0 m3·h-1的要求。表明，高溫低滲氣藏修井液體系具有較好的抗壓漏失性，有利于儲層保護。

3.5 腐蝕性

室內(nèi)配制高溫低滲氣藏修井液體系，在130 ℃、140 ℃和150 ℃下測其平均腐蝕速率分別為0.022 8 mm·a-1、0.056 6 mm·a-1和0.066 8 mm·a-1，均小于0.076 mm·a-1，腐蝕控制滿足石油行業(yè)標準要求。

3.6 與地層水配伍性

如果進入儲層的外來流體與地層流體之間配伍性不好，在儲層環(huán)境下會發(fā)生有害的化學反應(yīng)，形成乳化物、有機結(jié)垢、無機結(jié)垢和某些化學沉淀物，導致儲層損害。因此，室內(nèi)對高溫低滲氣藏修井液濾液與平湖氣田地層水(B5井地層水)之間的配伍性進行評價，結(jié)果見表5。

表5 高溫低滲氣藏修井液濾液與地層水的配伍性

由表5可知，高溫低滲氣藏修井液濾液與地層水按不同比例混合后無沉淀生成。說明高溫低滲氣藏修井液濾液與地層水之間存在良好的配伍性，有利于儲層保護。

3.7 儲層保護性

選取人造巖心，室內(nèi)按照中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》評價高溫低滲氣藏修井液體系的儲層保護性。經(jīng)高溫低滲氣藏修井液體系污染后，188#巖心、166#巖心的滲透率分別為0.436 8 μm2、0.806 9 μm2，滲透率恢復值分別為90.6%、89.6%。說明高溫低滲氣藏修井液體系具有較好的儲層保護性。

4 高溫低滲氣藏修井液體系的現(xiàn)場應(yīng)用

高溫低滲氣藏修井液體系先后在平湖氣田、天外天氣田、東方1-1氣田等修井作業(yè)中多次使用，均取得了較好的應(yīng)用效果?，F(xiàn)場施工應(yīng)用結(jié)果表明，高溫低滲氣藏修井液體系不僅具有較好的靜置穩(wěn)定性和可調(diào)性，而且具有較好的流變性和可泵送性；具有較好的熱穩(wěn)定性和較強的抗壓堵漏性，阻止了外來流體侵入儲層，有效保護了油氣層。應(yīng)用高溫低滲氣藏修井液體系完井和修井后的井，投產(chǎn)后的出氣情況非常好。

5 結(jié)論

針對常規(guī)修井液體系存在的不足，結(jié)合平湖氣田儲層滲透性漏失的特點，研制了一套以改變流動介質(zhì)流態(tài)為主的新型高溫低滲氣藏修井液體系，并對其性能進行了系統(tǒng)評價。結(jié)果表明，該修井液體系具有較好的可泵性、耐溫性、熱穩(wěn)定性和抗壓漏失性，且腐蝕性小、與地層水配伍性好，具有較好的儲層保護性；該修井液體系先后在平湖氣田、天外天氣田、東方1-1氣田的修井作業(yè)中成功應(yīng)用，取得了良好的現(xiàn)場應(yīng)用效果，推廣應(yīng)用前景廣闊。