渤海L油田Ed储层修井过程伤害机理及对策

程学峰，陈华兴，唐洪明，赵 峰

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249;2.中石化石油勘探开发研究院，北京，100083;3.中海油能源发展股份有限公司，天津 300452;4.西南石油大学，四川 成都 610500)

引 言

渤海L油田Ed储层平均孔隙度为16.9%，平均渗透率为24.2×10－3μm2，属于中孔低渗油田。该油田开发生产过程中的洗、压井等作业用水来源于上部Ng组地层水，由于作业水来自不同层位，因此在修井等作业过程中可能存在不配伍、地层结垢等问题［1－4］。为了降低储层损害，开展了修井过程储层伤害机理分析，针对性的开发出了1种低伤害修井液，室内评价表明与地层流体配伍性好，储层伤害程度小于5%。研究结果为该油田修井液的优选提供了直接数据和技术储备。

1 储层伤害原因分析

渤海L油田Ed储层渗透率低，物性较差，在修井作业过程中易受到水锁损害而降低产液能力。Ed储层伊/蒙间层含量高达23%，水敏实验结果为强水敏，临界矿化度为5 800 mg/L。低矿化度流体进入储层后会引起伊/蒙间层矿物的水化膨胀、分散、运移，同时与伊/蒙间层矿物伴生的自生矿物也会从颗粒表面脱落堵塞孔隙。水源井A16w井Ng组水源水矿化度在12 284 mg/L，漏失后不会造成严重水敏伤害。速敏实验结果为弱—中等偏弱速敏，修井液漏失速度过快会造成轻微的速敏损害［5－8］。

Ed油层地层水为碳酸氢钠型，水源井A16w井生产的Ng地层水为氯化钙型，地层水和作业用水可能不配伍，大量漏失的修井液与地层水混合后可能形成无机垢造成储层伤害。将Ng组水源水与Ed组地层水按不同比例混合后，采用Stiff和Davis经验(SI)法、Ryznar提出的稳定指数(SAI)法和饱和系数法进行碳酸盐结垢预测［9－10］，储层温度分别为50℃和80℃。实验结果表明，单一Ng组水源水、单一Ed组地层水结垢趋势均为轻微结垢，二者不同比例混合后，为严重结垢趋势;随着地层水比例、温度的增加，混合水结垢趋势增强。

图1为A2井油管内壁垢样及电镜照片，X－衍射及荧光分析表明钙质垢占95%以上，主要元素成分为C、Ca、O等，少量Mg。钙质垢在油管中结垢量大，在油管上厚度、分布比较均匀，垢质坚硬。定性地说明A2油井修井后，漏失的水源水与Ed油组地层水的混合水样在井筒中具有较强的结钙质垢能力。近井地层中有可能也存在钙质垢，加剧储层的损害。

图1 A2井油管内壁垢样及电镜照片

2 修井液配方优选

2.1 阻垢剂优选

表1 阻垢剂性能评价结果

将A16W井水源水与Ed储层地层水按1∶7比例混合，在若干500 mL磨口锥形瓶中装满混合液体。分成3组放入80℃恒温水浴箱中恒温4 h，每1组均加入不同浓度、不同类型的阻垢剂。实验结束后，测试各水样中的结垢总量，实验结果见表1。由表1可知:未加防垢剂混合水样产生总垢量约为117 mg/L，加入不同浓度的3种阻垢剂后产生的总垢量明显下降。整体上随防垢剂浓度升高，结垢量降低。对于XCF－01，浓度为25 mg/L时防垢效果最佳;对于XCF－02，浓度为100 mg/L时结垢量降至2.4 mg/L;对于XCF－03，浓度超过25 mg/L后，结垢量降至3.6 mg/L以下，浓度为100 mg/L时，结垢量仅为1.6 mg/L，阻垢效果十分明显。对比3种阻垢剂性能，优选XCF－03作为修井液用防垢剂。

利用显微镜对加入不同浓度XCF－03后的混合水样中结垢颗粒大小和浓度进行定性和半定量观察，结果见图2。未加阻垢剂时，薄片上结垢颗粒密集分布，加入XCF－03后，结垢量明显减少，结垢颗粒零散分布，局部才可见到少量结垢颗粒，当浓度为100 mg/L时，镜下结垢颗粒几乎不可见。综合判断阻垢剂最佳浓度为25～50 mg/L。

图2 XCF－03浓度与成垢颗粒特征对比照片

2.2 防膨剂优选

图3 不同水样浸泡后钠土晶面间距对比

由于无机盐防膨剂具有耐高温、货源广等特点，适于L油田修井液使用，故本次重点评价A16w井水源水(清水)+0.5%KCl的防膨效果。将钠土分别浸泡水源水和水源水+0.5%KCl混合液体，在储层温度(80℃)密闭加温2 h后经离心机离心2 h，对比钠土在不同液体中的膨胀率［11］。图3为经过不同液体浸泡的钠土的X－射线衍射曲线，通过对比不同处理方式后钠土的d(001)晶面间距来判断其膨胀率，基本原理就是晶面间距越小，蒙脱石的膨胀性越小。未经任何处理的钠土干粉晶面间距d=14.057 6，单一清水浸泡后钠土晶面间距d=18.672 5，清水+0.5%KCl浸泡钠土后晶面间距d=16.676 8，说明在清水中加入0.5%KCl可以进一步抑制黏土的膨胀性。

2.3 储层保护效果

根据防垢剂、防膨剂性能评价结果，推荐L油田修井液的配方为:A16w井水源水+25～50 mg/L阻垢剂XCF－03+0.5%KCl。对此配方进行储层适应性评价，结果见表2。由表2可知，推荐的修井液对储层的损害程度小于15%，性能优良。优选伤害程度小于5%的配方体系，即为A16w井水源水+25 mg/L阻垢剂 XCF－03+0.5%KCl。图4为实验后岩心纵向剖面图。由图4可知，仅用A16w井水源水进行修井，会在岩心近端面处形成大量微细的结垢颗粒，采用优选后的修井液，则实验后岩心无明显结垢物，说明推荐的修井液具有良好的储层保护效果。

表2 修井液对Ed储层损害动态评价结果

图4 实验后岩心纵剖面电镜照片(上图为15号岩心，下图为18号岩心)

3 结论

(1)渤海L油田Ed储层属于低渗储层，用A16W井水源水修井存在修井液与地层水不配伍产生钙质垢、修井液漏失导致的速敏、水敏矿物蒙脱石引起的水敏等伤害。

(2)阻垢剂XCF－03在浓度25～50 mg/L时具有良好的阻垢效果，修井液中加入0.5%KCL具有防膨效果。优选的修井液配方为A16W井水源水+2 mg/L XCF－03+0.5%KCl，对储层渗透率的损害程度小于5%。同时在修井过程中，尽量降低漏失量，将速敏对储层损害程度降到最低，还可加入适量的低渗助排剂，缩短修井反排周期。

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