海上低孔低渗气田抗高温完井产能释放液的研究

张崇， 任冠龙， 靳书凯， 董钊， 孟文波

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

随着油气勘探开发技术的不断进步，低孔低渗砂岩油气藏正在成为世界油气储量增长和能源接替的重要区域。目前世界范围内对低渗-特低渗气田的主要产能释放措施主要是酸化和压裂，我国陆地油田已经形成了一套成熟的压裂改造技术体系，而海上油气田受完井方式、作业成本、安全要求等因素制约，储层改造措施技术有限。文昌某气田位于珠江口盆地西部珠三拗陷，所在海区水深在110～130 m。该气田属于低孔、低渗、高温储层，具有典型的凝析气藏特征，同时储层存在各种类型的潜在敏感性，储层低渗、高温给气田产能释放带来很大难度。通过对压裂、酸化、射孔以及储层保护等多方面的研究，针对气田开发井引入了双效型固体酸破胶剂、孔道疏松剂、降压助排剂以及高温缓蚀剂等多种处理剂协同应用，起到酸化、破胶、扩孔和防水锁等功效，构建了适合定向井和水平井的新型完井产能释放液[1-4]。

1 文昌气田储层特征

文昌气田属于凝析气藏，压力系数正常，但由于井深较深，井底最高温度达169.45 ℃，气藏孔隙度为8.5%～15.5%，渗透率为0.14～34.88 mD，属中～低孔、特低～低渗气藏。黏土矿物成分主要为伊/蒙混层和绿泥石，其次为伊利石，在生产过程中存在潜在微粒运移伤害；储层存在弱酸敏、弱碱敏、弱盐敏，水敏和速敏中等，水锁较强。文昌气田储层为中等-强非均质储层，易受钻完井液的污染，产生敏感性、配伍性及微粒运移伤害，与常规油气层相比更易受到污染和损害，一旦受到损害，恢复更加困难。但文昌气田的孔隙度大都在7%以上，具备一定的酸化、扩孔释放产能的条件[5-7]。

酸液接触岩石后会引起基岩结构的破坏，微粒的释放和沉淀的形成，润湿性的改变。常见的储层伤害有酸化后二次产物的沉淀，酸液与储层岩石、流体的不配伍，储层润湿性的改变，毛管力的产生，酸化后疏松颗粒及微粒的脱落运移堵塞，产生乳化等[8-9]。总之文昌低渗气田由于气层物性差、气藏埋藏深、井底温度高，实际开发中面临如何最大限度解除污染，释放产能的问题。

2 完井产能释放液体系的研究

目前针对海上油田特殊油藏地质和储层伤害特征，有10余套储层改造液体系应用于海上油气田，该体系借鉴解堵＋储层改造型酸液体系释放产能，其核心处理剂有：①双效型固体酸破胶剂，为解除聚合物、固相堵塞，溶蚀储层矿物，改造储层；②孔道疏通剂，为解除无机堵塞、溶蚀储层矿物，改造储层；③降压助排剂，为改变储层润湿性，降低含水饱和度，有利于降压返排；④防水敏、水锁剂，为预防和解除水锁水敏伤害。

2.1 酸溶性能

双效型固体酸破胶剂A是一种双效型固体酸，孔道疏通剂B是一种复合有机酸，均为非氟化物，将2者复配成3%复合有机酸，选用天然岩心，在150 ℃、3.5 MPa下动态污染2 h，记录封堵时漏失量，然后用3%酸液破胶4 h，再测定破胶后漏失量。由图1可知，经过3种酸液体系破胶后，岩心漏失量均随时间有所增大，其中经过复合有机酸破胶的岩心漏失量呈现快速增大的趋势，说明其即可降解岩心封堵层的聚合物，又可溶蚀岩心喉道内部分矿物，使渗透率增大。

图1 不同体系破胶后岩心漏失量的对比

2.2 深部酸化性能

调整复合有机酸中氢离子物质的量浓度与多氢酸相同，岩心经过酸液污染后渗透率的比值见表1。

表1 复合有机酸和多氢酸酸液深部酸化性能的评价

由表1可以看出，经过3段岩心污染后，复合有机酸的渗透率比值仍达120%，说明复合有机酸具有深部酸化的性能；而多氢酸的渗透率比值下降很快，说明多氢酸在降解聚合物的同时，又大量溶蚀岩心喉道矿物，导致溶蚀微粒堵塞孔喉，降低了渗透率。

2.3 防水锁性能

防水锁剂HAR是一种含氟的非离子表面活性剂，氟烷基具有疏水特性，烯氧基与岩石表面连接（吸附），分子的聚集特性导致其多点连接于岩石表面，并且有长久性的处理效果；降压助排剂D可与储层中残余水混合后形成低沸点共沸物，在解除水锁伤害的同时，显著地降低返排压力。由表2可知，2者复配后岩心渗透率的恢复效果明显优于常规完井液体系。

表2 防水锁剂HAR降压助排性能

2.4 黏土稳定性能

黏土稳定剂W具有较好的水敏预防与解除能力，选用文昌气田主力气层探井的岩心，模拟不同流动介质对岩心的水敏性损害及解除。由表3可知，在海水中加入2%的黏土稳定剂W后，就可完全解除造成的水敏伤害。

表3 不同流动介质对岩心的水敏性损害及解除性能

2.5 高温缓释性能

经过大量的实验评价，分别确定了定向井降压增产射孔液、水平井完井产能释放液配方如下。

降压增产射孔液：海水+1.0% B+20% D+2%HAR+2% W+5.0%高温缓蚀剂。

完井产能释放液：海水+10% A+8% B+20%～30% D+4%HAR+2.5% W+5.0%高温缓蚀剂。

定向井射孔液腐蚀速率在 170 ℃下不大于0.076 mm/a，完井产能释放液腐蚀速率在170 ℃下不大于 30 g/（m2·h），满足定向井、水平井酸化产能释放腐蚀控制要求，完井产能释放液滴定氢离子浓度为0.366 8 mol·L-1，其在170 ℃、60 h高温下的滴定氢离子浓度为0.357 9 mol·L-1。

3 完井产能释放液性能评价

3.1 溶蚀性

取文昌气田储层的岩心，调整酸液的浓度，采用岩心驱替后质量的变化量作为溶蚀量的评价指标。由表4可知，水平井完井产能释放液对储层岩屑具有明显的溶蚀作用，溶蚀率在7.70%～12.99%范围，而经过土酸驱替后的岩心溶蚀量增加，说明土酸不适合文昌气田岩心的酸化，其与岩心反应后生成部分沉淀造成岩心重量的增加。

表4 完井产能释放液溶蚀性评价

3.2 防水锁和润湿性

将完井产能释放液与不同体系的液体，进行表面张力和接触角等性能对比（见表5）。

表5 完井产能释放液防水锁和润湿性评价

由表5可知，完井产能释放液在完井液和多氢酸基础上，可显著降低表面张力并改变储层润湿性。

3.3 降压助排性

取文昌气田主力储层岩心，进行钻井液、完井液与完井产能释放液助排性能实验。由表6可知，完井产能释放液可降低毛管突破压力和叠加毛管力阻力梯度，具有很好的降压助排性。

表6 完井产能释放液降压助排性评价

3.4 二次污染性

采用文昌气田主力储层岩心，测定岩心经过酸液二次污染后，不同返排时间下的渗透率恢复值。由图2可知，多氢酸驱替后随着返排时间延长，岩心的渗透率出现先增大后快速下降的趋势，而完井产能释放液驱替后的岩心渗透率恢复值保持稳定增大的趋势，说明完井产能释放液可对储层矿物适度溶蚀，不会产生二次伤害。

图2 完井产能释放液二次污染性能评价

3.5 腐蚀性评价

经过实验评价，降压增产射孔液在170 ℃、72 h下腐蚀速率在0.014 9～0.048 0 mm/a，均不大于0.076 mm/a。完井产能释放液在170 ℃、4 h下腐蚀速率在6.884 9～28.908 7 g/m2·h，均不大于30 g/m2·h，满足定向井、水平井产能释放腐蚀控制要求。图3为P110挂片在完井产能释放液腐蚀后的状态，由此可知，腐蚀前后挂片状态完好。

图3 完井产能释放液高温腐蚀性评价

3.6 储层保护性能评价

室内对地层水与入井流体相互之间的配伍性进行了评价。实验表明，完井产能释放液与钻井液滤液和地层水、完井液之间的配伍性较好，有利于储层保护。室内研究储层保护实验流体包括改进型THERM钻井液、抗温EZFLOW钻井液、完井液以及EZFLOW钻开液的破胶液。在钻完井过程中入井流体都不是单一的，因此通过进行系列流体的污染，考察入井流体的储层保护效果，结果见表7。可知，文昌岩心在经过系列流体污染后表现出很好的储层保护效果，渗透率恢复值大于90%。

表7 不同系列流体储层保护效果

4 现场应用

2018年5月至7月，文昌气田第一批井在完井期间，均应用了完井产能释放液体系，其中有3口井应用了降压增产射孔液体系，4口水平井应用了完井产能释放液体系。其中文昌气田X3H井是一口水平井，该井井深为5446 m，水平段长为1190 m，下入打孔管完井。打孔管下到位后，采用完井产能释放液替代常规完井液体系，正循环替入30 m3完井产能释放液至水平井的裸眼段，下入φ88.9 mm生产管柱后开井放喷。经测试该井清井最高产量为46.9×104m3/d，达到配产的1.68倍。

文昌气田X2井是一口定向井，该井井深为5515 m，射孔段长为249 m，在φ177.8 mm尾管内射孔，不防砂，生产管柱采用73 mm自喷生产管柱。该井首先替入套管清洗液进行φ177.8 mm套管刮管洗井，而后在射孔段上下替入降压增产射孔液15 m3并用完井液顶替到位，下入射孔管柱后电测校深进行射孔放喷作业，经测试该井清井测试最高日产量为5.1×104m3/d，远高于配产3×104m3/d，达到配产的1.7倍。

5 结论

1.针对文昌低孔低渗高温气田，优选双效型固体酸破胶剂A、孔道疏松剂B、降压助排剂D以及高温缓蚀剂等多种处理剂协同应用，分别构建了适合定向井和水平井的新型完井产能释放液体系，该体系的酸溶率为7.70%～12.99%，具有深部酸化和防二次污染性能，可有效降低毛管压力和增加助排性，工作液配伍性好，系列流体污染后渗透率恢复值大于90%，具有良好的储层改造和保护效果。

2.完井产能释放液体系成功应用在文昌气田，其中降压增产射孔液体系应用3口井，水平井完井产能释放液体系应用4口井，应用效果显著，各井清井测试产能均远超预期配产，平均达到配产产量的1.7倍，充分释放了低孔低渗高温气田的产能需求，为该气田的顺利开发提供保障，同时也为类似海上低渗气田的开发提供了借鉴。