东方1－1气田络合水水凝胶暂堵修井液技术研究与应用

2014-06-13李蔚萍舒福昌向兴金肖加敏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

石油天然气学报 2014年3期

李蔚萍，舒福昌向兴金，肖加敏（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）

范远洪，田艺，周振宇，颜明于东，贾辉，梁玉凯（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

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，区域构造位置为莺歌海盆地中央泥底辟构造带北部，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1200～1600m，含气面积300km2，地质储量近1000×108m3。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气田储集层属于新近系莺歌海组二段（Nyg2）。据录井和岩心资料、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9m的泥岩隔层或盖层，气层位于砂层上部。其中砂层组（Nyg12、Nyg22、Nyg32）为主要储层，也是开发的主要对象。鉴于部分井区在Nyg32气组中间存在泥质或致密砂岩及Nyg22气组存在上、下两套气层，又可将Nyg22、Nyg32气组划分为Nyg22u、Nyg22L和Nyg32u、Nyg32L4个亚组。储层段长度150～200m，顶部埋深1200～1300m。分2期开发实施，1期生产井于2003年8月投产，2期生产井于2006年8月全部投入生产[2]。

2009年通过对东方1－1气田动态产能跟踪，发现部分井产能下降明显[3]。2013年，预备在东方1－1气田A5h井、B2h井、D4h井开发新的产层，进行先封堵下部生产层，再上返补孔后下筛管防砂的修井作业。其中3口待修井中的D4h井属于1期D平台生产井，A5h井属于2期A平台生产井，B2h井属于2期B平台生产井。在全面分析待修井潜在储层损害因素的基础上，对储层保护修井液进行了系统研究。

1 修井作业储层损害因素分析

1.1 储层孔渗特性

表1为待修井储层孔渗特征。由表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，尤其D4h井表现最为突出。在修井过程中特低－低渗储层极易发生水锁损害，中渗储层易出现漏失损害。

表1 东方1－1气田待修井储层孔渗特性

1.2 储层敏感性矿物

从储层黏土矿物分析结果可知，东方1－1气田待修井储层黏土矿物类型有伊利石、高岭石、蒙脱石、绿泥石和伊－蒙混层，黏土绝对质量分数在10%左右，多数为原生黏土或泥质杂基，少数为成岩过程中的自生黏土。储层泥质质量分数高，且蒙脱石的质量分数占了重要的地位，伊－蒙混层质量分数也比较高。黏土矿物产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。其他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 储层敏感性

储层敏感性试验表明，储层具有强水敏性、强速敏性，碱敏性次之；较弱盐敏性、较弱盐酸酸敏、弱土酸酸敏。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。

表2 东方1－1气田待修井储层温压系统

1.4 储层温压系统

表2为待修井储层温压系统参数。从表2储层温压系统可知，东方1－1气田待修井储层温度低于90℃，但每口井下部储层压力因数较低（均在0.65左右），而上部储层压力因数均大于0.70，储层压力因数差异较大，在修井过程中极易发生 “上喷下漏”事故。

2 修井过程中的主要措施

2.1 主要储层保护措施

1）储层中－高、孔特低－中渗孔渗特征（水锁损害），使用低表面张力修井液。

2）储层强水敏性（水敏损害），使用强抑制性修井液。

3）储层碱敏性（碱敏损害），合理控制修井液pH值。

4）下部为开放性生产层（筛网漏失污染损害），采用暂堵型修井液封堵筛管。

5）上返补孔施工过程中（射孔孔眼漏失污染损害），利用暂堵型修井液封堵炮眼。

2.2 修井液配制思路

1）使用暂堵型修井液尽量减少修井液进入储层，推荐使用在海上平湖气田多次成功的水凝胶修井液。

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。

3 修井液基液优选

室内分别对海水、隐形酸基液（海水＋1%黏土稳定剂PF－HCS＋0.6%防水锁剂PF－SATRO－1）（百分数为质量分数）和络合水基液（海水＋5%络合剂HLH－1）（百分数为质量分数）进行了储层保护性能和配伍性评价。表3为3种修井液基液性能评价。从表3试验结果可知，络合水基液既具有较好的储层保护性能，又满足配伍性要求。因此，推荐络合水基液作为东方1－1气田修井液的基液，构建络合水水凝胶暂堵液。

表3 东方1－1修井液基液性能对比评价

4 络合水水凝胶暂堵液性能评价

络合水水凝胶暂堵液基本配方：海水＋0.8%Na2CO3＋1.5%悬浮增黏剂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体积比为1∶3）＋5%络合剂 HLH－1。（配方中百分数为质量分数）。

4.1 络合水水凝胶暂堵液流变性

表4为络合水水凝胶暂堵液流变性能。由表4可知，该暂堵液有良好的流变性能，热稳定性良好。

表4 络合水水凝胶暂堵液流变性

4.2 络合水水凝胶暂堵液封堵性

4.2.1 络合水水凝胶暂堵液对岩心封堵性评价

室内分别选取气测渗透率＜50mD、50～150mD和150～600mD的人造岩心，进行90℃×8.0MPa下络合水水凝胶暂堵液300min封堵性评价，并计算络合水水凝胶暂堵液的漏失速率（见图1）。

由图1可知，络合水水凝胶暂堵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9mL/h，属微漏级别。

4.2.2 络合水水凝胶暂堵液对（筛网＋砂层床）封堵模拟评价

图1 络合水水凝胶暂堵液对不同渗透率岩心封堵性趋势曲线

室内在高温高压失水仪内筒垫一层现场筛网，继续装入混合均匀的20～180目砂子，压实，再放上一层现场筛网，评价90℃、不同压力和时间下络合水水凝胶暂堵液封堵性，并计算络合水水凝胶暂堵液的漏失强度（见表5）。

表5 络合水水凝胶暂堵液对（筛网＋砂层床）封堵模拟评价试验结果

从表5试验结果可知，不同压力下的漏失强度均小于470.18×10－4m3/（m2·MPa·h），属于微漏级别。说明络合水水凝胶暂堵液对（筛网＋砂层床）也具有较好的封堵性能。

4.3 络合水水凝胶暂堵液封堵后自返排和破胶后返排效果评价

4.3.1 络合水水凝胶暂堵液封堵后筛网对返排效果的影响评价

为了考察现场筛网对络合水水凝胶暂堵液封堵后的返排效果影响，室内用筛管破胶仪进行了封堵后直接返排和破胶后返排滤速评价（见表6）。由表6可知，筛网对返排影响不大，破胶后返排2000mL的滤液用时15s与空白滤速基本相当（用时13s）。

表6 络合水水凝胶暂堵液封堵后筛网对返排效果的影响评价

4.3.2 络合水水凝胶暂堵液封堵后自返排和破胶后渗透率恢复评价

室内分别选取气测渗透率＜50mD、50～150mD和150～600mD的人造岩心，在90℃×8.0MPa下进行络合水水凝胶暂堵液300min封堵性评价后，继续开展自返排和90℃下破胶1～2h后返排渗透率及渗透率恢复值测定（见表7）。

表7 络合水水凝胶暂堵液封堵后自返排和破胶后渗透率恢复评价结果

从表7的试验结果可知，络合水水凝胶暂堵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。

5 现场应用

2013年9 月15日，络合水水凝胶修井液体系在东方1－1气田B2h井修井作业中得到了成功地应用，并取得了较好的应用效果。修井前产量9.168×104m3/d，修井后产量达到15.34×104m3/d，实际增加产量（6.17×104m3/d）比预计增加产量（4×104m3/d）多产2.17×104m3/d。