潿洲12－1S－2井水力噴射完井液研究與應用

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(gòu)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(gòu)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(zhì)儲量約951.7×104m3，勘探潛力較大。

2010年5月在潿洲12－1S構(gòu)造鉆探了WZ12－1S－1井，全井共發(fā)現(xiàn)油氣顯示334.0 m，巖性為中砂巖、細砂巖和泥質(zhì)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(chǎn)油10.4 m3，氣少量。

為了進一步確定潿洲12－1S構(gòu)造流一段的含油氣性、儲量規(guī)模、儲層物性及產(chǎn)能數(shù)據(jù)，升級該構(gòu)造的地質(zhì)儲量，選擇在該構(gòu)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(chǎn)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(chǎn)能，必須選擇新的增產(chǎn)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(jù)經(jīng)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(shù)學模型來預測侵入帶深度，描述其對油井產(chǎn)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(shù)，并且得出結(jié)論:若射孔彈穿過傷害深度，則產(chǎn)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(chǎn)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(jié)構(gòu)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(chǎn)工藝選擇

水力噴射工藝是近幾年在國內(nèi)外興起的一種油層改造增產(chǎn)的新工藝技術［4］，國外主要應用于煤層氣儲層，國內(nèi)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(chǎn)油增幅達200%，A21－29井增幅最高，達10 t/d，均具有較好的增產(chǎn)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(chǎn)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(jié)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(chǎn)工藝。

3 WZ12－1S－2井水力噴射完井液研究

目前國內(nèi)外均采用清水作為水力噴射完井液，雖然油氣日均產(chǎn)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(chǎn)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(nèi)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(qū)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(xiàn)象稱為水鎖效應［5］。

從WZ12－1S－1井的孔滲數(shù)據(jù)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(jié)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(jié)垢損害

入井流體與儲層流體不配伍時，兩者相互作用會產(chǎn)生無機沉淀物、有機沉淀物等，這些物質(zhì)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)生沉淀物。

有機物沉淀主要指石蠟、瀝青質(zhì)及膠質(zhì)在井眼附近地帶的沉積，有機沉淀物的產(chǎn)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(zhuǎn)，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(shù)(SI)，結(jié)果見表2。硫酸鹽垢飽和指數(shù)均為負值，無結(jié)硫酸鹽垢的趨勢;而碳酸鈣垢飽和指數(shù)均＞2，明顯具有結(jié)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(shù)

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(jié)果見表3。海水與地層水以體積比5∶5混合時結(jié)垢現(xiàn)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(jié)果

3.1.4 乳化堵塞損害

流一段Ⅴ油組地面原油屬中質(zhì)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(zhì)和膠質(zhì)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(shù)據(jù)推測，WZ12－1S－2井儲層溫度為134℃，儲層壓力系數(shù)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(jié)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(xiàn)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(gòu)建

通過對儲層損害因素和損害機理的分析可知，要構(gòu)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(nèi)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(jié)果見表4和表5。從離心法評價結(jié)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(jié)果(離心法)

表5 水力噴射完井液防膨性評價結(jié)果(線性膨脹法)

3.4.2 防乳破乳性

室內(nèi)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(jié)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(xiàn)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(xiàn)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(jié)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(jié)果見表7。隨著介質(zhì)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(jié)果

3.4.4 配伍性

室內(nèi)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(jié)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(jié)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(jié)果

4 潿洲12－1S－2井水力噴射完井液現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(jié)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(nèi)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(xiàn)場試驗和深入研究。

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