适合东方1-1气田强水敏储层的修井液研究及性能评价

于 东，李蔚萍，范远洪，周振宇，颜 明，贾 辉，梁玉凯，向兴金

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.湖北汉科新技术股份有限公司 荆州市汉科新技术研究所,湖北 荆州 434000)

中国海洋石油总公司“十二五”资助项目子课题(CCL2012ZJFN0898) 收稿日期：2013-09-16

作者简介：于东(1982-)，男，重庆人，工程师，研究方向：采油工艺，E-mail:yudong@cnooc.com.cn。

doi

：10.3969/j.issn.1672-5425.2013.12.016

适合东方1-1气田强水敏储层的修井液研究及性能评价

于 东1，李蔚萍2，范远洪1，周振宇1，颜 明1，贾 辉1，梁玉凯1，向兴金2

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.湖北汉科新技术股份有限公司 荆州市汉科新技术研究所,湖北 荆州 434000)

东方1-1气田待修井储层具有非均质性强、强水敏等特点，在修井过程中不仅要注重低渗防水锁损害、高渗防漏失损害，而且要防止水敏损害。针对以上储层保护要求，推荐以防水锁性好(表面张力20.6 mN·m-1)、抑制性强(防膨率99.5%)和储层保护性好(渗透率恢复值96.5%)的络合水作为基液，构建适合东方1-1气田强水敏储层的修井液，该修井液具有较好的封堵性能和返排能力，在储层改造型破胶液的作用下，渗透率恢复值均大于98%，能达到修井增产的目的。

东方1-1气田；强水敏；络合水；水凝胶；修井液

东方1-1气田是中国海上最大的自营天然气田，位于南海北部莺歌海海域，具有面积大、储量丰度低、储层非均质性强、CO2分布复杂等特点。气田埋深1200～1600 m，含气面积300 km2，地质储量近1.0×1011m3。气田被南北向主断层划分为东区和西区，两翼压力系统、气水界面、气组分差异明显[1]。

东方1-1气田储层属于上第三系莺歌海组二段。据录井和岩心、岩性和储盖组合分析、气层地震反射特征追踪对比和电性特征分析，自上而下可将储层划分为5个砂层组，各砂层组之间均有厚度大于9 m的泥岩隔层或盖层，气层位于砂层上部。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂层组为主要储层，也是开发的主要对象。鉴于部分井区在Ⅲ气组中间存在泥质或致密砂岩及Ⅱ气组存在上、下两套气层，又可将Ⅱ、Ⅲ气组划分为Ⅱ上、Ⅱ下和Ⅲ上、Ⅲ下4个亚组，即Ⅰ、Ⅱ上、Ⅱ下、Ⅲ上、Ⅲ下。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ上储层段长度约150～200 m，顶部埋深1200～1300 m。分两期开发实施，一期生产井于2003年8月投产，二期生产井于2006年8月全部投入生产[2]。

鉴于东方1-1气田部分井产能下降明显[3]，欲在东方1-1气田A5h、B2h、D4h井开发新的产层，进行先封堵下部产层、再在上部储层返补孔后下筛管防砂的修井作业。其中A5h井属于二期A平台生产井、B2h井属于二期B平台生产井、D4h井属于一期D平台生产井。

作者在全面分析待修井储层潜在损害因素的基础上，对储层保护修井液进行了系统研究，并对其性能进行了评价。

1 东方1-1气田待修井储层损害因素分析

1.1 孔渗特性(表1)

表1东方1-1气田待修井储层的孔渗特性

Tab.1TheporopermcharacteristicsofunattendedwellinDF1-1gasfield

注：A5h井Ⅱ上气组、B2h井Ⅰ气组、D4h井Ⅰ气组的修井目的：返补孔后下筛管防砂；A5h井Ⅱ下气组、B2h井Ⅱ上气组、D4h井Ⅱ下气组的修井目的：目前产层。表2同

从表1可知，东方1-1气田待修井储层具有中高孔特低-中渗的孔渗特性，储层非均质性强，尤以D4h井表现最为突出。因此，修井过程中特低-低渗储层极易发生水锁损害，而中渗储层易出现漏失损害。

1.2 敏感性矿物

储层粘土矿物分析表明，东方1-1气田待修井储层粘土矿物类型有伊利石、高岭石、蒙脱石、绿泥石和伊/蒙混层，粘土绝对含量在10%左右，多数为原生粘土或泥质杂基，少数为成岩过程中的自生粘土。显然，储层泥质含量高，且蒙脱石的含量占了重要的地位，伊/蒙混层含量也比较高。粘土矿物形状以粒间分散状和孔隙充填为主，偶见颗粒包膜状和孔喉搭桥状。其它敏感性矿物有菱铁矿、黄铁矿、硬石膏、微晶石英、(含)铁方解石和白云石。因此，在修井过程中具有潜在的水敏、速敏等损害存在。

1.3 敏感性

储层敏感性实验表明，储层具有强水敏性、强速敏性、中等碱敏性、较弱盐敏性、较弱盐酸酸敏性、弱土酸酸敏性。因此，在修井过程中要采用强抑制修井液，避免水敏损害发生；同时要控制修井液pH值，避免碱敏损害发生。

1.4 温压系统(表2)

从表2可知，东方1-1气田待修井储层温度低于90 ℃，但每口井目前产层的压力系数均较低，在0.65左右，而预返补孔下筛管防砂层压力系数均大于0.70，储层压力系数差异较大，在修井过程中极易发生“上喷下漏”事故。

表2东方1-1气田待修井储层的温压系统

The thermobaric system of unattended well

2 东方1-1气田强水敏储层修井液的构建

2.1 储层保护措施

在分析东方1-1气田强水敏储层损害因素的基础上，提出主要的储层保护措施，如表3所示。

表3主要的储层保护措施

Tab.3Main measures of reservoir protection

2.2 修井液构建思路

鉴于东方1-1气田的特性及储层保护要求，构建修井液时要解决以下2个关键问题：基液防水锁、防水敏储层保护问题；基液与水凝胶修井液配伍性问题。可按下面2条思路进行修井液的研究：

(1)使用暂堵型修井液：尽量减少修井液进入储层，推荐在上海平湖气田多次成功使用的水凝胶修井液。

(2)保证“基液一体化”：修井过程所用到的暂堵型修井液、射孔液、压井液和破胶液基液均采用低张力、强抑制基液，即使少量漏入，也可避免修井过程中发生水锁和水敏损害。

2.3 修井液基液优选

室内分别对海水、隐形酸基液(海水+1%PF-HCS+0.6%PF-SATRO-1)和络合水基液(海水+5%络合剂HLH-1)进行了储层保护性能和配伍性评价,以确定修井液基液，结果见表4。

从表4可知，络合水基液具有较好的储层保护性能，且满足配伍性要求。因此，推荐络合水基液作为东方1-1气田修井液的基液。

3 修井液性能评价

修井液基本配方：海水+0.8%Na2CO3+1.5%悬浮增粘剂HPV+1.5%胶凝剂HJN+2.0%辅助胶凝剂HFJ+1.0%无机水凝胶(HIG-a∶HIG-b=1∶3) +5%络合剂HLH-1。

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表4东方1-1气田修井液基液性能评价

Tab.4The evaluation on performance for base fluid of workover fluid in DF1-1 gas field

3.1 修井液流变性(表5)

表5修井液流变性

Tab.5The rheological property of workover fluid

3.2 修井液封堵性

3.2.1 修井液对岩心的封堵性

图1 修井液对不同渗透率岩心的封堵性趋势曲线Fig.1 Trend curve of sealing for workover fluid in different cores

从图1可知，修井液对不同渗透率岩心均具有较好的封堵性，漏失速率均小于9 mL·h-1，属微漏级别。

3.2.2 修井液对筛网+砂层床的封堵性

室内在高温高压失水仪内筒垫一层现场筛网，再装入混合均匀的20～180目砂子，压实，最后放上一层现场筛网，在90 ℃、不同压力、不同渗透率下评价修井液的封堵性，并计算修井液的漏强，结果见表6。

从表6可知，不同压力、不同渗透率下的漏强均小于470.18×10-4m3·m-2·MPa-1·h-1，属于微漏级别。说明修井液对筛网+砂层床也具有较好的封堵性能。

表6修井液对筛网+砂层床封堵的模拟评价实验结果

Tab.6Experimentalresultsofevaluationonsealingforworkoverfluid(screen+sandbed)

注：砂层床厚度为7.5 cm,直径为5.1 cm

3.3 修井液封堵后返排效果和渗透率恢复值评价

3.3.1 筛网对返排效果的影响评价

室内用筛管破胶仪进行封堵后直接返排和破胶后返排滤速评价，结果见表7。

表7修井液封堵后筛网对返排效果的影响

Tab.7Effectofflowbackonscreensealedworkoverfluid

工作液突破压力/MPa 返排筛网滤速压力/MPa 滤速(mL/s)自返排1．01．02000/95破胶后返排03．52000/15

注：封堵时压力为3.5 MPa、筛网滤速为2000 mL/13 s

从表7可知，筛网对返排影响不大，破胶后返排滤速为2000 mL/15 s，与空白滤速基本相当。

3.3.2 渗透率恢复值评价

室内分别选取气测渗透率<50 mD、50～150 mD和150～600 mD的6种人造岩心，在90 ℃、8.0 MPa、300 min条件下，对修井液进行封堵性评价后，继续开展自返排和90 ℃下破胶1～2 h后返排渗透率及渗透率恢复值测定，结果见表8。

表8修井液封堵后自返排和破胶后渗透率恢复值评价结果

Tab.8Evaluation results of return permeability after flowback & gel breaking sealed workover fluid

从表8可知，修井液封堵后具有较好的自返排效果，渗透率恢复值均大于90%；破胶后渗透率恢复值进一步增大，均在98%以上，具有较好的恢复效果。

4 结论

(1)络合水基液具有较好的防水锁性(表面张力20.6 mN·m-1)、抑制性(防膨率99.5%)和储层保护性(渗透率恢复值96.5%)，在修井过程中能有效保护东方1-1气田特低渗、强水敏储层，防止水敏、水锁损害发生。

(2)修井液体系具有较好的封堵性能，无论用岩心还是筛网+砂层床来评价封堵性能，漏失级别均为微漏级别，能较好满足东方1-1气田非均质性强的中渗储层的暂堵需要，避免漏失引起的储层损害。

(3)修井液体系本身具有较好的自返排能力，在储层改造型破胶液的作用下，渗透率恢复值均大于98%，具有很好的储层保护效果，可以达到修井增产的目的。

[1] 黄月银，成涛，何巍，等.综合开发技术在东方气田的应用[J].石油钻采工艺，2007，29(6):52-55.

[2] 崔玉军，李健民.东方1-1气田井口平台结构型式比较[J].中国海洋平台，1999，14(3):20-23.

[3] 陈肇日，田汝峰.东方1-1气田高烃井低产原因分析和应对措施[J].内蒙古石油化工，2011，(15)：31-33.

StudyonWorkoverFluidFitinDF1-1GasFieldwithStrongWaterSensitivityandEvaluationonItsPerformance

YU Dong1，LI Wei-ping2,FAN Yuan-hong1，ZHOU Zhen-yu1， YAN Ming1，JIA Hui1，LIANG Yu-kai1,XIANG Xing-jin2

(1.CNOOC(China),ZhanjiangBranch,Zhanjiang524057,China；2.JingzhouHANCNew-TechResearchInstitute，HubeiHANCNew-TechnologyCo.,Ltd.，Jingzhou434000,China)

The unattended well in DF1-1 gas field has characteristics such as:strong heterogeneity and strong water sensitivity.And so not only water locking in tight formation or leakage in high permeability formation but also water sensitivity laid stress on inhibition.Then complex water hydrogel temporary blocking workover fluid was selected with the complex water as base fluid which had good waterproof locking(surface tension 20.6 mN·m-1),strong rejection capability(antiswelling rate 99.5%) and excellent reservoir protection(return permeability 96.5%).This new system had good performance of increasing production shown by the following results:stronger pressurization sealing,better flowback and higher return permeability (above 98%) under the gel breaking liquid in reservoir reconstruction.

DF1-1 gas field；strong water sensitivity；complex water；hydrogel；workover fluid

TE 258

A

1672-5425(2013)12-0063-04