東方1－1氣田絡(luò)合水水凝膠暫堵修井液技術(shù)研究與應(yīng)用

李蔚萍，舒福昌 向興金，肖加敏（湖北漢科新技術(shù)股份有限公司荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北 荊州434000）

范遠(yuǎn)洪，田藝，周振宇，顏明 于東，賈輝，梁玉凱（中海石油 （中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江524057）

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，區(qū)域構(gòu)造位置為鶯歌海盆地中央泥底辟構(gòu)造帶北部，具有面積大、儲量豐度低、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、CO2分布復(fù)雜等特點(diǎn)。氣田埋深1200～1600m，含氣面積300km2，地質(zhì)儲量近1000×108m3。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氣田儲集層屬于新近系鶯歌海組二段 （Nyg2）。據(jù)錄井和巖心資料、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9m的泥巖隔層或蓋層，氣層位于砂層上部。其中砂層組 （Nyg12、Nyg22、Nyg32）為主要儲層，也是開發(fā)的主要對象。鑒于部分井區(qū)在Nyg32氣組中間存在泥質(zhì)或致密砂巖及Nyg22氣組存在上、下兩套氣層，又可將Nyg22、Nyg32氣組劃分為Nyg22u、Nyg22L和Nyg32u、Nyg32L4個亞組。儲層段長度150～200m，頂部埋深1200～1300m。分2期開發(fā)實(shí)施，1期生產(chǎn)井于2003年8月投產(chǎn)，2期生產(chǎn)井于2006年8月全部投入生產(chǎn)[2]。

2009年通過對東方1－1氣田動態(tài)產(chǎn)能跟蹤，發(fā)現(xiàn)部分井產(chǎn)能下降明顯[3]。2013年，預(yù)備在東方1－1氣田A5h井、B2h井、D4h井開發(fā)新的產(chǎn)層，進(jìn)行先封堵下部生產(chǎn)層，再上返補(bǔ)孔后下篩管防砂的修井作業(yè)。其中3口待修井中的D4h井屬于1期D平臺生產(chǎn)井，A5h井屬于2期A平臺生產(chǎn)井，B2h井屬于2期B平臺生產(chǎn)井。在全面分析待修井潛在儲層損害因素的基礎(chǔ)上，對儲層保護(hù)修井液進(jìn)行了系統(tǒng)研究。

1 修井作業(yè)儲層損害因素分析

1.1 儲層孔滲特性

表1為待修井儲層孔滲特征。由表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(qiáng)，尤其D4h井表現(xiàn)最為突出。在修井過程中特低－低滲儲層極易發(fā)生水鎖損害，中滲儲層易出現(xiàn)漏失損害。

表1 東方1－1氣田待修井儲層孔滲特性

1.2 儲層敏感性礦物

從儲層黏土礦物分析結(jié)果可知，東方1－1氣田待修井儲層黏土礦物類型有伊利石、高嶺石、蒙脫石、綠泥石和伊－蒙混層，黏土絕對質(zhì)量分?jǐn)?shù)在10%左右，多數(shù)為原生黏土或泥質(zhì)雜基，少數(shù)為成巖過程中的自生黏土。儲層泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高，且蒙脫石的質(zhì)量分?jǐn)?shù)占了重要的地位，伊－蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)也比較高。黏土礦物產(chǎn)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。其他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 儲層敏感性

儲層敏感性試驗(yàn)表明，儲層具有強(qiáng)水敏性、強(qiáng)速敏性，堿敏性次之；較弱鹽敏性、較弱鹽酸酸敏、弱土酸酸敏。因此，在修井過程中要采用強(qiáng)抑制修井液，避免水敏損害發(fā)生；同時(shí)要控制修井液pH值，避免堿敏損害發(fā)生。

表2 東方1－1氣田待修井儲層溫壓系統(tǒng)

1.4 儲層溫壓系統(tǒng)

表2為待修井儲層溫壓系統(tǒng)參數(shù)。從表2儲層溫壓系統(tǒng)可知，東方1－1氣田待修井儲層溫度低于90℃，但每口井下部儲層壓力因數(shù)較低 （均在0.65左右），而上部儲層壓力因數(shù)均大于0.70，儲層壓力因數(shù)差異較大，在修井過程中極易發(fā)生 “上噴下漏”事故。

2 修井過程中的主要措施

2.1 主要儲層保護(hù)措施

1）儲層中－高、孔特低－中滲孔滲特征 （水鎖損害），使用低表面張力修井液。

2）儲層強(qiáng)水敏性 （水敏損害），使用強(qiáng)抑制性修井液。

3）儲層堿敏性 （堿敏損害），合理控制修井液pH值。

4）下部為開放性生產(chǎn)層 （篩網(wǎng)漏失污染損害），采用暫堵型修井液封堵篩管。

5）上返補(bǔ)孔施工過程中 （射孔孔眼漏失污染損害），利用暫堵型修井液封堵炮眼。

2.2 修井液配制思路

1）使用暫堵型修井液 盡量減少修井液進(jìn)入儲層，推薦使用在海上平湖氣田多次成功的水凝膠修井液。

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(qiáng)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。

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%黏土穩(wěn)定劑PF－HCS＋0.6%防水鎖劑PF－SATRO－1）（百分?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)）和絡(luò)合水基液 （海水＋5%絡(luò)合劑HLH－1）（百分?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)）進(jìn)行了儲層保護(hù)性能和配伍性評價(jià)。表3為3種修井液基液性能評價(jià)。從表3試驗(yàn)結(jié)果可知，絡(luò)合水基液既具有較好的儲層保護(hù)性能，又滿足配伍性要求。因此，推薦絡(luò)合水基液作為東方1－1氣田修井液的基液，構(gòu)建絡(luò)合水水凝膠暫堵液。

表3 東方1－1修井液基液性能對比評價(jià)

4 絡(luò)合水水凝膠暫堵液性能評價(jià)

絡(luò)合水水凝膠暫堵液基本配方：海水＋0.8%Na2CO3＋1.5%懸浮增黏劑HPV＋1.5%膠凝劑HJN＋2.0%輔助膠凝劑 HFJ＋1.0%無機(jī)水凝膠 （HIG－a∶HIG－b體積比為1∶3）＋5%絡(luò)合劑 HLH－1。（配方中百分?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)）。

4.1 絡(luò)合水水凝膠暫堵液流變性

表4為絡(luò)合水水凝膠暫堵液流變性能。由表4可知，該暫堵液有良好的流變性能，熱穩(wěn)定性良好。

表4 絡(luò)合水水凝膠暫堵液流變性

4.2 絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵性

4.2.1 絡(luò)合水水凝膠暫堵液對巖心封堵性評價(jià)

室內(nèi)分別選取氣測滲透率＜50mD、50～150mD和150～600mD的人造巖心，進(jìn)行90℃×8.0MPa下絡(luò)合水水凝膠暫堵液300min封堵性評價(jià)，并計(jì)算絡(luò)合水水凝膠暫堵液的漏失速率 （見圖1）。

由圖1可知，絡(luò)合水水凝膠暫堵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9mL/h，屬微漏級別。

4.2.2 絡(luò)合水水凝膠暫堵液對 （篩網(wǎng)＋砂層床）封堵模擬評價(jià)

圖1 絡(luò)合水水凝膠暫堵液對不同滲透率巖心封堵性趨勢曲線

室內(nèi)在高溫高壓失水儀內(nèi)筒墊一層現(xiàn)場篩網(wǎng)，繼續(xù)裝入混合均勻的20～180目砂子，壓實(shí)，再放上一層現(xiàn)場篩網(wǎng)，評價(jià)90℃、不同壓力和時(shí)間下絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵性，并計(jì)算絡(luò)合水水凝膠暫堵液的漏失強(qiáng)度 （見表5）。

表5 絡(luò)合水水凝膠暫堵液對 （篩網(wǎng)＋砂層床）封堵模擬評價(jià)試驗(yàn)結(jié)果

從表5試驗(yàn)結(jié)果可知，不同壓力下的漏失強(qiáng)度均小于470.18×10－4m3/（m2·MPa·h），屬于微漏級別。說明絡(luò)合水水凝膠暫堵液對 （篩網(wǎng)＋砂層床）也具有較好的封堵性能。

4.3 絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵后自返排和破膠后返排效果評價(jià)

4.3.1 絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵后篩網(wǎng)對返排效果的影響評價(jià)

為了考察現(xiàn)場篩網(wǎng)對絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵后的返排效果影響，室內(nèi)用篩管破膠儀進(jìn)行了封堵后直接返排和破膠后返排濾速評價(jià) （見表6）。由表6可知，篩網(wǎng)對返排影響不大，破膠后返排2000mL的濾液用時(shí)15s與空白濾速基本相當(dāng) （用時(shí)13s）。

表6 絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵后篩網(wǎng)對返排效果的影響評價(jià)

4.3.2 絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵后自返排和破膠后滲透率恢復(fù)評價(jià)

室內(nèi)分別選取氣測滲透率＜50mD、50～150mD和150～600mD的人造巖心，在90℃×8.0MPa下進(jìn)行絡(luò)合水水凝膠暫堵液300min封堵性評價(jià)后，繼續(xù)開展自返排和90℃下破膠1～2h后返排滲透率及滲透率恢復(fù)值測定 （見表7）。

表7 絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵后自返排和破膠后滲透率恢復(fù)評價(jià)結(jié)果

從表7的試驗(yàn)結(jié)果可知，絡(luò)合水水凝膠暫堵液封堵后具有較好的自返排效果，滲透率恢復(fù)值均大于90%，破膠后滲透率恢復(fù)值進(jìn)一步增大，均在98%以上，具有較好的恢復(fù)效果。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

2013年9 月15日，絡(luò)合水水凝膠修井液體系在東方1－1氣田B2h井修井作業(yè)中得到了成功地應(yīng)用，并取得了較好的應(yīng)用效果。修井前產(chǎn)量9.168×104m3/d，修井后產(chǎn)量達(dá)到15.34×104m3/d，實(shí)際增加產(chǎn)量（6.17×104m3/d）比預(yù)計(jì)增加產(chǎn)量 （4×104m3/d）多產(chǎn)2.17×104m3/d。

6 結(jié)論與認(rèn)識

1）絡(luò)合水基液具有較好的防水鎖性 （20.6mN/m）、抑制性 （防膨率99.5%）和儲層保護(hù)性 （滲透率恢復(fù)值96.5%），在修井過程中能有效保護(hù)東方1－1氣田特低滲、強(qiáng)水敏儲層，防止水敏、水鎖發(fā)生。

2）絡(luò)合水水凝膠暫堵液體系具有較好的封堵性能，無論用巖心還是 （篩網(wǎng)＋砂床層）來評價(jià)封堵性能，漏失級別均為微漏，能較好滿足東方1－1氣田非均質(zhì)性強(qiáng)的中滲儲層的暫堵需要，避免漏失引起的儲層損害發(fā)生。

3）絡(luò)合水水凝膠暫堵液體系本身具有較好的自返排能力，在儲層改造破膠液的作用下，滲透率恢復(fù)值均大于98%，具有很好的儲層保護(hù)效果，以達(dá)到修井增產(chǎn)的目的。

4）東方1－1氣田B2h井現(xiàn)場應(yīng)用情況表明，絡(luò)合水水凝膠暫堵液體系具有修井增產(chǎn)的效果，值得在類似氣田進(jìn)行推廣應(yīng)用。

[1]黃月銀，成濤，何巍，等 .綜合開發(fā)技術(shù)在東方氣田的應(yīng)用 [J].石油鉆采工業(yè)，2007，29（6）：52～55.

[2]崔玉軍，李健民 .東方1－1氣田井口平臺結(jié)構(gòu)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(yīng)對措施 [J].內(nèi)蒙古石油化工，2011，21（15）：31～33.