崖城13-1气田高温低压修井液类型选择

李蔚萍，颜 明，于 东，贾 辉，梁玉凯，鲍 荣，向兴金

(1.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；2.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

为了解除故障、完善井眼条件，恢复油气藏正常生产，通常要进行修井作业。修井作业是提高采收率、增加单井产量、延长生产周期的一项重要措施，也是老井挖潜、发现新层位、扩大勘探成果的重要手段。

崖城13-1气田经过10多年的高产开采，呈现出了以下基本特征：(1)地层压力(井口压力)呈近似直线持续下降；(2)在相同生产制度(如相同油嘴尺寸)条件下单井产量持续降低；(3)产液量和水(液)气比总体上升；(4)个别井产水(液)量异常，已造成气井的水淹。研究认为，该气田具有一定的挖潜能力。

因此，针对崖城13-1气田高温低压及储层特征，研究出一套既能满足现场海上修井作业要求又能有效保护储层的修井液体系，并建立对应体系的现场施工工艺，为崖城13-1气田高温低压井的稳产增产改造和高效开发提供技术保障尤为重要。作者在此介绍了崖城13-1气田高温低压修井液体系的选型背景和依据，确定了适合的修井液类型。

1 崖城13-1气田修井液的技术难点

1)井较深。崖城13-1气田中深3 810 m，气井平均深度超过5 000 m，最大井深近7 600 m。

2)储层温度高。气藏中部温度达176 ℃。

3)储层孔隙压力低。崖城13-1气田气藏中部原始地层压力系数为1.05，随着气田开采地层压力不断下降，目前气田大部分区块地层压力系数在0.25左右，部分区域如崖城13-1-A3和A5井地层压力系数仅为0.17。据此计算压井时对气层造成的最大正压差约33 MPa。

4)储层非均质性强。崖城13-1气田生产井主力生产层位的渗透率范围为2.2～1 604 mD，非均质性强，在修井过程中既要防止特低渗低渗储层水锁损害，又要防止高渗漏失损害。

2 国内外高温低压油气藏修井液体系类型及应用情况

2.1 国内外高温低压油气藏修井液体系类型

高温作用使修井液体系各组分间的物理、化学作用加剧，导致现有的天然/天然改性的降滤失剂不能满足需要，从而影响修井液体系的性能，如滤失量大、黏度高，最后导致修井施工异常。为满足高温低压油气藏的修井需要，目前国内外主要使用以下几种修井液。

2.1.1 油基修井液

20世纪六七十年代，国内就使用了油基修井液。该修井液不改变储层近井地带孔喉的天然含水饱和度，具有较好的抑制性和防水锁性，腐蚀性小，储层保护效果好。但油基修井液环保性差，成本高，易引起油水乳化损害等。

2.1.2 油包水乳化修井液[1]

油包水乳化修井液以生物毒性低、闪点高的矿物油(5#白油)为外相、海水为内相、复配型油溶性表面活性剂为乳化剂配制而成，适合低压易水敏地层。该修井液在20世纪80年代由美国和前苏联等国家研制成功，并在压裂施工中大力推广应用。

2.1.3 泡沫修井液[2]

泡沫修井液由表面活性剂和充入的惰性气体制成，该体系密度最低可达到0.4 g·cm-3，具有静液柱压力低、滤失量小、助排能力强、对地层伤害小等特点，其缺点是只适用于井深小于2 000 m的井，泡沫的稳定周期短、现场配制难度大，需配备专用的泡沫发生装置。

2.1.4 清洁盐水修井液

清洁盐水修井液由一种或多种盐类和水配制而成，选用的无机盐包括NaCl、KCl、CaCl2、NaBr、KBr、CaBr2、ZnBr2和 HCOONa等。该体系不需通过悬浮固相来控制静液柱压力，能有效抑制黏土膨胀和微黏运移，与储层有很好的配伍性。但漏失比较严重，用于低孔低渗气藏时水锁损害依然存在。

2.1.5 胶液修井液

胶液修井液中加有增黏聚合物，通过增大修井液的黏度来减少其漏失，该体系无固相，但液相进入储层可造成损害，存在聚合物的吸附损害，体系不能完全防止漏失。

2.1.6 凝胶型修井液[3]

凝胶型修井液由核心处理剂胶凝剂、辅助胶凝剂和无机水凝胶组成，通过改变流动介质的流动性以及迅速形成的软颗粒达到暂堵的效果。该修井液热稳定性好、抗压封堵性强，能有效阻止外来液体入侵，具有较好的储层保护效果。在东海平湖PH-B9井和PH-Ba6井的多次修井作业中均取得较好的应用效果。

2.1.7 “双保型”修井液[4]

“双保型”修井液由增黏剂、降滤失剂、抑制剂、助排剂、稳定剂等组成。该修井液无固相、低滤失、强抑制、界面张力低、易返排、性能稳定，既保护油层又保护环境。

2.1.8 新型油溶暂堵型无固相修井液[5]

新型油溶暂堵型无固相修井液以生物聚合物、羟乙基聚合物纤维素类为主处理剂，并辅以降滤失剂、油溶性暂堵剂组成。塔里木盆地北部雅克拉气田现场试验表明，该体系流变性易于调控，抗高温能力强，滤失量小。

2.1.9 固相暂堵型修井液

国外20世纪 80年代提出了“屏蔽暂堵”理论，并进行了大量的试验研究。国内20世纪七八十年代开始研究化学堵水和屏蔽钻井技术，随后带动了暂堵型修井液和暂堵剂的发展。固相暂堵型修井液的特点是在修井液中加入与储层孔喉配伍的刚性暂堵材料。该修井液可迅速形成具有较高承压能力的暂堵层，避免了修井液在低压地层的漏失。

2.2 国内外高温低压油气藏修井液体系应用情况(表1)[6-10]

表1国内外高温低压油气藏修井液体系应用情况统计

Tab.1 Statistical list for applications of workover fluid systems in HTLP oil and gas reserviors at home and abroad

从表1可以看出，储层压力系数低的修井液体系，基本都用暂堵型修井液。

3 国内外低密度钻井液体系研究现状及应用情况[7,11-13]

在世界范围的油气勘探开发资源条件逐渐恶劣的形势下，油田开发从高产、稳产向低压、低渗、低产能方向转变，因此，对钻井液的密度也提出了新的要求，低密度(<1.0 g·m-3)钻井液技术也应运而生。低密度钻井液主要分为3类,见表2。

表2低密度钻井液体系分类

Tab.2 Classification of low density drilling fluid system

有些修井液可以直接由钻井液转化而来，有些修井液则沿用了钻井液构建思路，因此，本研究专门对国内外低密度钻井液体系进行调研，主要对泡沫钻井液、水包油/油包水钻井液以及密度减轻剂钻井液这3类钻井液进行归纳总结，以期为崖城13-1气田修井液体系提供更多的选择。

3.1 泡沫钻井液体系应用情况(表3)

表3泡沫钻井液体系应用情况统计

Tab.3 Statistical list for applications of foam drilling fluid system

泡沫钻井液体系维护特点：泡沫稳定时间只有几十个小时，因此需要不断补充起泡剂和稳泡剂。修井液不具备泡沫补充条件。

3.2 水包油钻井液体系应用情况(表4)

表4水包油钻井液体系应用情况统计

Tab.4 Statistical list for applications of oil in water drilling fluid system

水包油或油包水钻井液体系维护特点：随时补充白油、乳化剂和增黏剂，钻井液密度最低能降到0.85 g·cm-3。修井作业时间长，没有循环作用，乳状液易破乳。

3.3 密度减轻剂钻井液体系应用情况(表5)

表5密度减轻剂钻井液体系应用情况统计

Tab.5 Statistical list for applications of density palliative drilling fluid system

密度减轻剂钻井液体系维护特点：中空玻璃微珠经过钻头和水眼喷射会发生破碎，需要不断补充减轻剂。修井液不具备减轻剂补充条件。

4 崖城13-1气田修井液体系类型优选

崖城13-1气田作为典型的高温低压气田，其修井液要求同时满足以下性能：

(1)抗温性：180 ℃；(2)抗压性：33 MPa；(3)耐温稳定性：≥60 d；(4)封堵性：≤16 mL。

对崖城13-1高温低压气田来说，低密度钻井液体系不具备可行性；从修井液体系应用调研情况来看，储层压力系数低的，基本都用暂堵型修井液。因此，选择适合崖城13-1气田的修井液类型为暂堵型修井液。并结合崖城13-1气田储层特征，研制出了防水锁性好、封堵性强的络合水凝胶暂堵修井液及配套解堵液体系。

5 结论

针对高产开采10多年的崖城13-1气田出现的地层压力持续下降、单井产量持续降低、产液量和水(液)气比总体上升、气井水淹等现状，在调研了大量国内外高温低压油气藏修井液体系类型及应用情况和国内外低密度钻井液体系研究现状以及应用情况的基础上，结合崖城13-1气田高温(气藏中部温度达176 ℃)低压(地层压力系数部分低至0.17)和储层非均质性强(渗透率2.2～1 604 mD)的特征，选择适合其储层特征的修井液类型为暂堵型修井液，为崖城13-1气田高温低压井的稳产增产改造和高效开发提供了技术保障。

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