板桥油田修井作业油层保护对策研究

2021-05-26王心刚

化工设计通讯 2021年5期

王心刚

（中国石油大港油田公司，天津 300280）

修井作业过程中修井液侵入油层，使油层的渗透性损害的现象普遍存在。油田开发后期，伴随着修井作业的频繁，出现的问题越来越严重，主要表现如下：在洗井过程中，经常造成水敏、水锁等多种形式的油层损害；在冲砂过程中，冲砂液进入地层后除因与地层液不配伍性带来的沉淀、黏土膨胀等油层损害外；对于低压漏失油井在进行热洗清蜡作业时热洗液大量侵入油层，不仅热洗时间长、效率低，而且造成油层损害，一些井甚至短期内不出油，必须经过一段时间的恢复才能达到原有水平。油层受到损害，恢复起来相当困难，特别是油层的原始渗透率越低，侵入的滤液越少，从中排出滤液的程度最差，造成的损害也最为严重。根据已掌握的资料，板桥油田部分区块作业后储层受到损害，主要体现在液量下降、油量下降、含水上升，产量恢复率低、恢复周期长。因此需要对长桥油田开展油层保护对策研究。

1 储层物性分析

1.1 岩石特征分析

板A井非黏土矿物含量为：石英25%，长石38%，富含铁矿。填隙物以泥质为主，含量为10%以上。黏土矿物以伊/蒙混层为主，含量约为74%，高岭石含量约为13%，伊利石含量约3%，绿泥石约为10%，主要半填充于粒间或薄膜围绕颗粒。分析认为，黏土矿物绝对含量较高，薄膜存在形式容易诱发水敏损害，结合疏松胶结方式，水敏发生后分散加剧，岩石骨架容易遭到破坏。

板B井岩石类型主要为细粒混合砂岩，岩石矿物为石英、长石、岩屑和胶结物。石英平均含量为26.1%，长石含量为44.6%，正长石和斜长石含量基本相同，岩屑含量为23.9%，胶结物含量为10.6%，其中泥质3.7%，钙质4.6%，其次还见泥碳酸盐和硅质等。黏土矿物以高岭石为主，含量约为59%，绿泥石约为15%，伊利石约占15%。潜在酸敏、速敏损害。

1.2 物性特征分析

板A井最大孔隙度为38.98%，最小孔隙度24.67%，平均孔隙度为32.63%。平均渗透率为409.033 6×10-3μm2，属于高孔高渗特高渗储层，一般不容易发生水锁损害，危害较小，而可能发生固相颗粒的堵塞。

板B井最大孔隙度为27.06%，最小孔隙度15.79%，平均孔隙度为22.14%。平均渗透率为12.18×10-3μm2，属于中孔低渗储层，外来不配伍液体侵入对储层孔渗的危害较大。

1.3 地层流体分析

板A井油藏地面条件下原油密度为0.978 8g/cm3，黏度为3 359.1MPa·s，凝固点为9℃，含蜡量为4.28%，胶质沥青含量为47.58%。油藏地层水总矿化度平均为3 787mg/L，水型均为NaHCO3，胶质沥青含量较高，应避免接触酸性物质，防止酸渣的产生；地层水总矿化度较低，因此容易控制外来液体的盐度，使之达标。

板B井油藏地面条件下原油密度为0.920 0g/cm3，黏度为35.75MPa·S，凝固点为-30℃，含蜡量为3.50%，含硫量0.15%。油藏地层水总矿化度平均为9 217mg/L，水型均为NaHCO3。

两口井地层水的性质，要求现场各项措施中，注意防止含钙镁离子的卤水作业或以其他方式侵入。

2 岩心敏感性实验评价

储层是一个动态变化的，因此需要进行储层敏感性评价实验，科学的对储层的性质进行评价和分析，以揭示储层损害的可能性。室内储层损害类型和损害程度评价是岩心流动实验为主，通过测定岩心渗透率的变化和变化规律来评价储层损害的类型和程度，从而通过评价结果，科学且有针对性地制定该储层的进入流体和措施工艺技术。对该油田板A和板B井开展了岩心敏感性评价实验。如表1所示。

表1 敏感性评价结果

续表

3 保护储层修井液体对策研究

针对板桥油田修井作业油层保护需要，目前可选择的修井液体系主要有无固相盐水体系、无固相有机盐水体系、低滤失修井液体系、防漏失修井液体系、液钙及卤水体系等。根据油层渗透性适用性可归纳为3大类：一类为无固相体系，包括无机盐水体系、有机盐体系（即甲酸盐为主）；二类为低滤失无固相盐水体系，为以一价或二价离子溶液为基液，添加聚合物形成；三类为防漏失体系，以低滤失无固相体系为基液，添加合适的暂堵剂形成。为提高技术适应性、有效性，针对上述修井液体系展开筛选、评价研究。

3.1 无固相体系评价

室内针对3%KCl+LAS+YDC配方进行板A井长一段岩心损害评价实验。在高温110℃ 条件下，岩心渗透率恢复值在85%以上，表明配方具有较好的油层保护效果。实验数据，如表2所示。

表2 岩心损害评价实验数据表

从实验数据可以看出以3%KCl+LAS+YDC形成的低密度无固相盐水修井液具有良好的保护油层效果，渗透率在86%左右。而清水和卤水压井液对板A井板一油组造成一定损害，损害大于30%，表明清水及卤水压井液不适宜用于板一油组作业过程。综合认为，无固相盐水体系适用于负压射孔作业、也可用作非漏失油井洗井液、冲砂液、以及水锁不严重的中低渗透储层的压井作业。

3.2 防漏型修井液体系评价研究

针对板桥油田馆陶组修井作业漏失问题，研制了防漏型修井液解决修井作业中漏失问题，该体系是在低滤失修井液体系的基础上添加油溶性暂堵剂、助剂组成。防漏型压井液具有密度可调节、抗温性好、防漏能力强、地层损害低、配制方便、无环境损害的特点。如表3所示。

表3 防漏失修井液体系岩心损害评价实验数据表

通过修井液岩心伤害评价实验可以看出，在80℃条件下，岩心渗透率恢复率为88%～89%。表明配方具有较好的油层保护效果，利于现场应用。

综合分析认为，针对砂岩油藏漏失严重井（漏失量10～ 20m3/h），使用具有暂堵作用的防漏型修井液具有良好的保护油层和防止漏失作用。

3.3 低滤失修井液体系评价

低滤失无固相盐水体系是在无固相清洁盐水体系基液配方的基础上，通过筛选具有低损害聚合物增稠剂和助排剂形成了低滤失压井液体系。该体系配方主要以清水为基液，可溶性盐类加重，聚合物降失水，加入表面活性剂降低表面张力。另外必需时可添加杀菌剂、缓蚀剂。该入井流体可避免无固相损害、水敏损害。低滤失修井液具有优良的触变性能和静态悬浮固相能力，用于地层温度在70-90℃油气井修井作业，解决一般性漏失井漏失和损害油层问题。

评价了配方为3%KCl盐水+0.4%HX+0.3%YDC+0.2%LN+ 0.2%LAS的修井液，在80℃条件下，岩心渗透率恢复值在85%以上。表明配方具有较好的油层保护效果。

室内对配方进行了常温和高温条件下的岩心伤害评价，实验数据如表4所示。