潿洲12-1C平臺(tái)調(diào)整井儲(chǔ)層損害分析與完井液體系優(yōu)化

簡(jiǎn) 成，孟文波，羅 鳴，郭 浩，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(shù)股份有限公司，湖北 荊州 434000；3.湖北省油田化學(xué)產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院，湖北 荊州 434000)

南海西部油田鉆完井液技術(shù)經(jīng)過多年發(fā)展，已形成了多套成熟體系，包括油基和水基、有固相和無固相體系，這些體系使用廣泛，有成熟的現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)措施，應(yīng)用效果良好。但是南海西部油田與其它海域油田相比，儲(chǔ)層相對(duì)比較復(fù)雜，不同區(qū)塊、或同一區(qū)塊不同油組的儲(chǔ)層物性特征、儲(chǔ)層敏感性特征均存在較大差異。尤其是近幾年在南海西部海域鉆遇了大量復(fù)雜儲(chǔ)層，這種復(fù)雜儲(chǔ)層物性差，對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的要求高，因此，有必要優(yōu)化鉆完井液體系，最大限度地保護(hù)儲(chǔ)層，尤其是完井液的優(yōu)化更有利于充分釋放儲(chǔ)層產(chǎn)能。

潿洲12-1C平臺(tái)12口調(diào)整井的目標(biāo)儲(chǔ)層為流一段，從未開展過儲(chǔ)層敏感性、鉆完井液體系研究，且儲(chǔ)層物性差，多以低滲、特低滲為主，儲(chǔ)層保護(hù)難度大。因此，作者在對(duì)調(diào)整井目標(biāo)儲(chǔ)層開展損害因素分析的基礎(chǔ)上，評(píng)價(jià)現(xiàn)有鉆完井液體系的適應(yīng)性，提出完井液體系儲(chǔ)層保護(hù)和產(chǎn)能釋放措施，優(yōu)化完井液體系，為潿洲12-1C平臺(tái)調(diào)整井的安全高效開發(fā)、實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層保護(hù)效果和充分釋放產(chǎn)能提供技術(shù)保障。

1 儲(chǔ)層損害類型及潛在損害因素分析

1.1 儲(chǔ)層孔滲特征引起的損害分析與評(píng)價(jià)

設(shè)計(jì)的12口調(diào)整井目標(biāo)儲(chǔ)層分別為WZ12-1-2井區(qū)C1、C2H井的L1Ⅰ下，WZ11-2E-4d井區(qū)C3H、C4H、C5H、C6H井的L1Ⅰ、L1Ⅱ上、L1Ⅱ下，WZ12-1-8井區(qū)C7H、C8H井的L1Ⅰ，WZ12-1-B12H1井區(qū)C17H、C18H井的L1Ⅰ上，WZ12-1-2dSa井區(qū)C19H、C20H井的L1Ⅱ上。孔隙度13.40%～15.90%，滲透率1.9～22.0 mD，屬中低孔低滲特低滲儲(chǔ)層，鉆完井過程中極易發(fā)生水鎖損害。

采用基于加拿大學(xué)者D．B．Bennion提出的水鎖指數(shù)APTi模型改進(jìn)完善的H-Water Lock水鎖預(yù)測(cè)軟件進(jìn)行水鎖損害預(yù)測(cè)。結(jié)果表明，WZ12-1-2、WZ11-2E-4d、WZ12-1-8、WZ12-1-B12H1、WZ12-1-2dSa井區(qū)的水鎖指數(shù)APTi均小于0.2，具有極強(qiáng)水鎖損害特征。

以過濾海水作為未采取防水措施的完井液水基基液，防止水敏損害，用人造巖心進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià)。

實(shí)驗(yàn)方法：①測(cè)定人造巖心氣測(cè)滲透率Ka后，用CBH-Ⅱ巖心油水飽和實(shí)驗(yàn)裝置抽真空飽和地層水，在儲(chǔ)層溫度下浸泡20 h以上，備用；②在巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置上，正向測(cè)定煤油的滲透率K0；③用5 PV過濾海水反向污染，靜置1 h，模擬工作液侵入儲(chǔ)層；④正向測(cè)定煤油的滲透率K1；⑤計(jì)算滲透率損害率。結(jié)果見表1。

表1 水鎖損害評(píng)價(jià)結(jié)果

由表1可知，巖心滲透率越低，水鎖損害越大。而儲(chǔ)層的初始滲透率、孔隙結(jié)構(gòu)、初始含水飽和度都是影響儲(chǔ)層的水相侵入損害的重要因素，其中侵入水相導(dǎo)致儲(chǔ)層含水飽和度越大，其潛在的有效滲透率損害就越大，即水鎖損害程度就越強(qiáng)。因此，建議后續(xù)調(diào)整井若使用水基完井液，需考慮防水鎖問題，盡量降低入井流體表面張力和界面張力。

1.2 儲(chǔ)層巖性特征引起的損害分析與評(píng)價(jià)

選取代表性目標(biāo)儲(chǔ)層巖屑，分別進(jìn)行全巖礦物及粘土礦物相對(duì)含量X-射線衍射分析，結(jié)果見表2。

表2 儲(chǔ)層巖屑全巖礦物及粘土礦物含量

由表2可知，非粘土礦物以石英為主，含量為47.3%～82.0%；粘土礦物含量為10.2%～48.9%，以伊/蒙間層為主。表明儲(chǔ)層具有潛在水敏、速敏和酸敏損害。

1.3 儲(chǔ)層敏感性特征引起的損害分析與評(píng)價(jià)

通過儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)分析儲(chǔ)層潛在的損害因素，為后續(xù)開發(fā)設(shè)計(jì)提供科學(xué)依據(jù)，對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)和提高油氣田的綜合經(jīng)濟(jì)開發(fā)效益具有重要的現(xiàn)實(shí)意義[1-2]。根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358-2010《儲(chǔ)層敏感性實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層天然巖心開展流速敏感性、水敏感性、酸敏感性分析與評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表3。

由表3可知，目標(biāo)儲(chǔ)層速敏損害率為12.50%，屬弱速敏，且無臨界流速，說明幾乎不存在微粒運(yùn)移或者很小，無需特別考慮速敏損害；而水敏損害率為54.59%，損害程度為中等偏強(qiáng)，在鉆完井作業(yè)過程中，應(yīng)調(diào)節(jié)好工作液礦化度，增強(qiáng)抑制性，預(yù)防水敏損害；目標(biāo)儲(chǔ)層具有弱的鹽酸和土酸酸敏，可實(shí)施酸化釋放產(chǎn)能。

表3 目標(biāo)儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)結(jié)果

1.4 儲(chǔ)層流體特征引起的損害分析與評(píng)價(jià)

目標(biāo)儲(chǔ)層原油性質(zhì)好，屬于常規(guī)輕質(zhì)原油，具有“六低一高”特征，即密度低、黏度較低、傾點(diǎn)較低(21～27 ℃)、硫含量低(0.15%左右)、膠質(zhì)含量低(1.45%～5.00%)、瀝青質(zhì)含量低(1.48%～5.53%)、蠟含量高(12.50%～17.33%)。地層水屬NaHCO3水型，鉆完井過程中盡量避免與成垢陽離子Ca2+和Mg2+形成無機(jī)垢損害儲(chǔ)層。

2 現(xiàn)有鉆完井液體系適應(yīng)性評(píng)價(jià)

2.1 鉆完井液體系使用情況

近年來，潿洲油田群鉆潿洲組地層基本采用油基鉆井液體系，整體作業(yè)較為順利；部分井采用PLUS/KCl體系，起鉆困難、憋扭矩等頻繁；水平井目的層井段使用無固相有機(jī)鹽鉆井液體系。與之相配套的完井液基本都是隱形酸完井液，水平井水基鉆井液增加了JPC破膠液，油基鉆井液極少數(shù)用白油，部分井在隱形酸完井液中加入1%PF-HDM防止乳化。從現(xiàn)有鉆完井液體系的使用情況(表4)來看，流一段物性較差的中低滲井的初期產(chǎn)量(%，以配產(chǎn)計(jì))均不到60%，急需采取相應(yīng)的產(chǎn)能釋放措施。

表4 現(xiàn)有鉆完井液體系的使用情況

2.2 鉆完井液體系儲(chǔ)層保護(hù)性能

現(xiàn)場(chǎng)取樣，配好油基鉆井液，配好隱形酸完井液，根據(jù)SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》對(duì)現(xiàn)有鉆完井液體系進(jìn)行儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)。

將巖心抽真空飽和地層水，測(cè)定孔隙度；在常溫下正向測(cè)定氣測(cè)初始滲透率，再用巖心驅(qū)替裝置測(cè)定油相滲透率；在動(dòng)態(tài)污染儀上，在3.5 MPa、130 ℃下，反向鉆井液流體污染巖心2 h；完井液污染則需要去掉外泥餅后，反向擠入2 PV隱形酸完井液，關(guān)井6 h；取出巖心，去掉巖心端面泥餅，測(cè)定油相滲透率；截?cái)鄮r心污染端0.5 cm后，測(cè)定油相滲透率；當(dāng)需要測(cè)試產(chǎn)能釋放液時(shí)，反向擠入2 PV酸化產(chǎn)能釋放液，關(guān)井6 h，然后再測(cè)定油相滲透率；根據(jù)各階段污染前后的油相滲透率計(jì)算巖心滲透率恢復(fù)值，結(jié)果見表5。

由表5可知，2#巖心經(jīng)油基鉆井液污染后，去掉端面泥餅滲透率恢復(fù)值為73.6%，而截取0.5 cm后，滲透率恢復(fù)值達(dá)到88.5%，具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性能，表明現(xiàn)有油基鉆井液適應(yīng)目標(biāo)儲(chǔ)層；5#巖心經(jīng)油基鉆井液與隱形酸完井液污染后，滲透率恢復(fù)值只有71.1%，通過增加酸化產(chǎn)能釋放液污染后滲透率恢復(fù)值達(dá)到110.9%。這可能與隱形酸完井液對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層巖心溶蝕能力弱、未采取水鎖預(yù)防措施等有關(guān)。

表5 現(xiàn)有鉆完井液體系儲(chǔ)層保護(hù)性能

完井液儲(chǔ)層保護(hù)性能和產(chǎn)能釋放性能需進(jìn)一步優(yōu)化，具體措施建議列于表6。

表6 現(xiàn)有完井液體系儲(chǔ)層保護(hù)性能與產(chǎn)能釋放性能的優(yōu)化措施建議

3 完井液體系優(yōu)化與評(píng)價(jià)

3.1 完井液體系優(yōu)化

針對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層的損害因素，進(jìn)行相應(yīng)儲(chǔ)層保護(hù)和改造措施的核心處理劑優(yōu)選[3-8]。一是參照SY/T 5370-1999《表面及界面張力測(cè)定方法》，優(yōu)選出可使油-液界面張力小于0.1 mN·m-1的防水鎖劑RF-STWL，并推薦其加量為2%～4%；二是通過直接破膠法、巖心驅(qū)替法對(duì)不同類型破膠劑進(jìn)行對(duì)比評(píng)價(jià)，優(yōu)選出復(fù)合有機(jī)酸類型的雙效型固體酸破膠劑RF-HWNA，可使膠液的降黏率大于95%，且對(duì)封堵后巖心進(jìn)行浸泡解堵后，濾失量明顯超出巖心污染前的空白漏失量，雙效破膠劑既可降解巖心封堵層的聚合物，又可溶蝕巖心喉道內(nèi)部分礦物，使?jié)B透率顯著升高，具有明顯儲(chǔ)層改造作用，有利于產(chǎn)能釋放；三是針對(duì)油基鉆井液所鉆的水平井，優(yōu)選出油基鉆井液泥餅清除劑PF-HCF，可使泥餅失重率達(dá)95%以上，對(duì)污染后的篩管具有良好的清洗效果。

3.2 完井液體系評(píng)價(jià)

3.2.1 溶蝕性能評(píng)價(jià)

砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行酸化改造所選擇的酸液能否具有選擇性溶蝕作用，對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層是否能有效疏通孔道以及疏通效果至關(guān)重要。溶蝕率過大可能引起儲(chǔ)層骨架坍塌，溶蝕率太小又達(dá)不到改造儲(chǔ)層的目的。參照SY/T 5358-2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》中酸液選擇評(píng)價(jià)方法，分別評(píng)價(jià)酸化產(chǎn)能釋放液與現(xiàn)場(chǎng)隱形酸完井液體系對(duì)儲(chǔ)層巖屑的溶蝕性能，并用PHS-3C型酸度計(jì)監(jiān)測(cè)溶蝕前后pH值變化，結(jié)果見表7。

表7 優(yōu)化后完井液體系的溶蝕性能

由表7可知，現(xiàn)場(chǎng)隱形酸完井液對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層巖屑的溶蝕率很小，僅0.12%～1.41%，而酸化產(chǎn)能釋放液對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層巖屑的溶蝕率是現(xiàn)場(chǎng)隱形酸完井液的5～19倍，表明產(chǎn)能釋放液具有更顯著的儲(chǔ)層改造性能；另外，15%鹽酸對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層巖屑的溶蝕率與酸化產(chǎn)能釋放液相當(dāng)，但其溶蝕前后的pH值變化更大，表明酸化產(chǎn)能釋放液具有更好的深部改造性。

3.2.2 防膨性能評(píng)價(jià)

依據(jù)SY/T 5971-1994《注水用粘土穩(wěn)定劑性能評(píng)價(jià)方法》，通過高速離心機(jī)等設(shè)備評(píng)價(jià)優(yōu)化后完井液體系的防膨性能，結(jié)果見表8。

表8 優(yōu)化后完井液體系的防膨性能、腐蝕性能及防水鎖性能

由表8可知，相較于海水，優(yōu)化后隱形酸完井液體系對(duì)儲(chǔ)層巖屑具有較好的防膨性能，防膨率大于93%，這與完井液體系中添加粘土穩(wěn)定劑有關(guān)。

3.2.3 腐蝕性能評(píng)價(jià)

結(jié)合防腐方案(除C18H井選用N80外，其余11口井均選用13Cr)，依據(jù)SY/T 5405-1996《酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)》和SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》的掛片腐蝕失重法評(píng)價(jià)完井液體系的腐蝕性能，用高溫高壓腐蝕儀測(cè)定130 ℃下的腐蝕速率(表8)。發(fā)現(xiàn)，優(yōu)化前后隱形酸完井液體系在130 ℃×72 h下，對(duì)13Cr和N80管材的平均腐蝕速率均小于0.076 mm·a-1；而油基鉆井液泥餅清除液和酸化產(chǎn)能釋放液在130 ℃×4 h下的平均腐蝕速率均小于2 g·m-2·h-1，均滿足石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.2.4 防水鎖性能評(píng)價(jià)

相較于海水和現(xiàn)場(chǎng)隱形酸完井液，添加了防水鎖劑的優(yōu)化后隱形酸完井液和酸化產(chǎn)能釋放液具有更小的氣-液表面張力(21.50～23.80 mN·m-1)和油-液界面張力(<0.1 mN·m-1)(表8)，防水鎖性能得到明顯改善，更有利于目標(biāo)儲(chǔ)層保護(hù)和產(chǎn)能釋放。

3.2.5 配伍性評(píng)價(jià)

將優(yōu)化后隱形酸完井液與優(yōu)化后油基鉆井液濾液按不同比例混合，130 ℃加熱12 h后，測(cè)定油、水體積，觀察界面情況，結(jié)果見表9。

由表9可知，優(yōu)化后的隱形酸完井液與油基鉆井液濾液按不同比例混合后，油水界面清晰，未出現(xiàn)明顯的渾濁、乳化等現(xiàn)象。表明優(yōu)化后的隱形酸完井液與油基鉆井液濾液具有較好的配伍性。

表9 優(yōu)化后隱形酸完井液與優(yōu)化后油基鉆井液濾液的配伍性評(píng)價(jià)

將優(yōu)化后隱形酸完井液或酸化產(chǎn)能釋放液與優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液濾液或地層水按不同比例混合后，采用濁度法評(píng)價(jià)配伍性，結(jié)果見表10。

由表10可知，優(yōu)化后隱形酸完井液或酸化產(chǎn)能釋放液與優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液濾液或地層水按不同比例混合后，均未出現(xiàn)渾濁等不配伍現(xiàn)象，濁度值低，均具有較好的配伍性，有利于保護(hù)和改造儲(chǔ)層。

表10 優(yōu)化后隱形酸完井液與優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液濾液、地層水的配伍性評(píng)價(jià)結(jié)果

采用黏度法評(píng)價(jià)優(yōu)化后隱形酸完井液與儲(chǔ)層原油的配伍性。將WZ12-1W-A4H井儲(chǔ)層原油與優(yōu)化后隱形酸完井液或酸化產(chǎn)能釋放液分別按100∶0、80∶20、60∶40、50∶50、40∶60、20∶80、0∶100的比例混合，置于50 ℃恒溫水浴鍋中，攪勻，然后用DV-Ⅱ型布氏黏度計(jì)測(cè)定50 ℃時(shí)的黏度，結(jié)果如圖1所示。

由圖1可以看出，WZ12-1W-A4H井儲(chǔ)層原油與優(yōu)化后隱形酸完井液或酸化產(chǎn)能釋放液混合后，均未出現(xiàn)乳化增稠現(xiàn)象，均具有較好的配伍性。

圖1 優(yōu)化后隱形酸完井液、酸化產(chǎn)能釋放液與WZ12-1W-A4H井儲(chǔ)層原油的配伍性曲線

3.2.6 儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

參照SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》對(duì)優(yōu)化后完井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)和儲(chǔ)層改造性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果見表11。

表11 優(yōu)化后完井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

由表11可知，從單項(xiàng)流體儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)效果來看，低滲儲(chǔ)層海水污染后，滲透率恢復(fù)值僅為40.2%；而優(yōu)化后隱形酸完井液增強(qiáng)了防水鎖性，滲透率恢復(fù)值明顯增大，達(dá)到99.6%，具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性能；針對(duì)油基鉆井液和無固相有機(jī)鹽鉆井液的產(chǎn)能釋放措施流體污染后，滲透率恢復(fù)值均大于112%，具有較好的儲(chǔ)層改造性能。針對(duì)油基鉆井液、無固相有機(jī)鹽鉆井液，在常規(guī)作業(yè)基礎(chǔ)上增加產(chǎn)能釋放措施后的評(píng)價(jià)效果來看，滲透率恢復(fù)值均明顯增大，均大于115%，具有較好的儲(chǔ)層改造性能，有利于充分釋放產(chǎn)能。

4 各井鉆完井液體系優(yōu)化建議

為保證充分釋放產(chǎn)能，目標(biāo)儲(chǔ)層各井鉆完井液體系使用建議如下：

1)定向井C1井：油基鉆井液、PF-HCF、優(yōu)化后隱形酸完井液。

2)水平井C3H井，上部射孔井段：油基鉆井液、PF-HCF、優(yōu)化后隱形酸完井液。

3)水平井C2H～C8H井和C17H～C20H井：優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液、酸化產(chǎn)能釋放液、優(yōu)化后隱形酸完井液；或者優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液、JPC破膠液、優(yōu)化后隱形酸完井液，產(chǎn)能釋放補(bǔ)救措施：酸化產(chǎn)能釋放液。

5 結(jié)論

系統(tǒng)分析評(píng)價(jià)了目標(biāo)儲(chǔ)層損害因素，確定鉆完井過程中主要損害因素為低滲水鎖和儲(chǔ)層水敏。結(jié)合前期鉆完井液體系與產(chǎn)量、鉆完井液儲(chǔ)層保護(hù)性能等，提出了完井液體系優(yōu)化與產(chǎn)能釋放措施建議，并優(yōu)選了核心處理劑防水鎖劑RF-STWL、雙效型固體酸破膠劑RF-HWNA和泥餅清除劑PF-HCF，確定了優(yōu)化后完井液體系配方。優(yōu)化后的完井液體系具有溶蝕性好、防膨性強(qiáng)、腐蝕性小、防水鎖性好等特點(diǎn)；優(yōu)化后的單項(xiàng)流體具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性能和儲(chǔ)層改造性能。結(jié)合井型和鉆井液體系選擇，提出了目標(biāo)儲(chǔ)層各井鉆完井液體系使用建議，有利于充分釋放產(chǎn)能。