新型高温低渗气藏修井液体系的研究与应用

徐 靖，丁文刚，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.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300450；3.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北 荆州434000)

有效的修井作业是实现老油气田二次投产挖潜的重要手段。常规修井液主要包括4大类：无固相清洁盐水修井液、无固相聚合物盐水修井液、低密度可循环泡沫修井液及堵漏解堵修井液。对于储层温度高达150 ℃、井深4 000 m的平湖气田，常规修井液存在以下问题：无固相清洁盐水修井液和无固相聚合物盐水修井液存在漏失，低密度可循环泡沫修井液不能满足井深要求，堵漏解堵修井液在砂岩、粉砂岩储层存在渗透性漏失，会造成油气储层损害[1]。为了保证修井作业的顺利实施，开发适合平湖气田高温、井深、低孔低渗、各层压力系数差异大等储层特点的修井液至关重要[2-4]。鉴于此，作者经过大量室内研究，研制一套新型高温低渗气藏修井液体系，并对其性能进行系统评价。

1 高温低渗气藏修井液的构建思路及作用机理

在传统修井液无法满足平湖气田修井作业要求的情况下，室内从漏失根源入手，对漏失产生的原因及控制措施进行分析。漏失产生必须要同时存在3个必要条件：流动介质、温度与压差作用、漏失孔道，即流动介质在温度与压差作用下进入漏失孔道才会产生漏失。在修井作业过程中，如果要人为控制或减少漏失，可以在一定范围内调整或改变其中一个或几个条件。对于修井液的漏失，国内外的解决措施主要有：(1)对漏失孔道进行暂堵。通过阻断流动介质向储层漏失的通道来防止漏失，如堵漏解堵修井液；(2)减小压差。在储层温度不能改变的条件下，可用泡沫类的低压气井修井液，使其静液柱压力基本等于或小于地层孔隙压力，使得流动介质缺少进入孔道的动力，从而防止漏失。而以上措施均不能满足平湖气田修井作业要求。高温低渗气藏修井液的核心作用机理是强吸水性的颗粒使修井液中易流动的自由水完全转变为难流动的束缚水，通过削弱流动介质的可流动性和吸收后形成的软颗粒实现暂堵，以防止漏失从而保护储层[5-10]。

2 高温低渗气藏修井液体系的配方

通过大量室内实验，研制了一套新型高温低渗气藏修井液体系，该体系基本组成及其功能：低渗储层保护剂Na2CO3：消除海水中2价离子对体系吸水性能的影响；抗温胶凝吸水主剂HWJN：不仅含有能形成水凝胶体系结构，束缚修井液体系中自由水形成具有一定抗压强度的软颗粒；而且含有能保证体系的抗温性、控制体系流变性和可泵送性的稳定剂成分；水敏防治剂HWXJ：防止中等偏弱水敏粘土矿物水化膨胀和分散运移；降压助排剂HWRT：有效预防气井发生水锁效应，实现降压返排；流态稳定剂HWIG和抗盐胶凝辅剂HWFJ：协同改善水凝胶体系耐盐性，调节体系黏度，降低修井原材料综合成本。该体系基本配方为：海水+0.8%Na2CO3+2.0%抗温胶凝吸水主剂HWJN+2.0%水敏防治剂HWXJ+2.0%降压助排剂HWRT+1.0%流态稳定剂HWIG+0.5%抗盐胶凝辅剂HWFJ，用氯化钠或甲酸钠加重至1.15 g·cm-3。

3 高温低渗气藏修井液体系的性能评价

3.1 流变性和析水性(表1)

表1 高温低渗气藏修井液体系的流变性和析水性

由表1可知，研制的高温低渗气藏修井液体系达到几乎无自由水的要求，同时流变性也较合适，适于现场泵送。

3.2 耐温性(表2)

表2 高温低渗气藏修井液体系的耐温性

由表2可知，随着老化温度的升高，高温低渗气藏修井液体系的性能变化不大，其析水率均为0。表明，高温低渗气藏修井液体系具有较好的耐温性，可抗160 ℃高温。

3.3 热稳定性(表3)

表3 高温低渗气藏修井液体系的热稳定性

由表3可知，随着150 ℃恒温老化时间的延长，高温低渗气藏修井液体系的表观黏度变化不大；而析水率略有升高，保持在5%左右。总的来说，高温低渗气藏修井液体系在150 ℃恒温老化15 d过程中性能没有发生本质的变化，具有较好的热稳定性。

3.4 抗压漏失性

室内采用高温高压漏失仪，对常用的清洁盐水修井液体系(比重为1.03 g·cm-3的氯化钾清洁盐水)、聚合物盐水修井液体系(比重为1.03 g·cm-3的氯化钾清洁盐水+1.2%HEC)及高温低渗气藏修井液体系的抗压漏失性进行比较，结果见表4。

表4 不同修井液体系的抗压漏失性比较

由表4可知，清洁盐水修井液体系和聚合物盐水修井液体系的漏速均快于50 m3·h-1，属于Ⅳ级漏失，达到大漏程度；而高温低渗气藏修井液体系的漏速均慢于1.9 m3·h-1，属于Ⅰ级漏失，处于微漏状态，符合现场技术指标漏速<5.0 m3·h-1的要求。表明，高温低渗气藏修井液体系具有较好的抗压漏失性，有利于储层保护。

3.5 腐蚀性

室内配制高温低渗气藏修井液体系，在130 ℃、140 ℃和150 ℃下测其平均腐蚀速率分别为0.022 8 mm·a-1、0.056 6 mm·a-1和0.066 8 mm·a-1，均小于0.076 mm·a-1，腐蚀控制满足石油行业标准要求。

3.6 与地层水配伍性

如果进入储层的外来流体与地层流体之间配伍性不好，在储层环境下会发生有害的化学反应，形成乳化物、有机结垢、无机结垢和某些化学沉淀物，导致储层损害。因此，室内对高温低渗气藏修井液滤液与平湖气田地层水(B5井地层水)之间的配伍性进行评价，结果见表5。

表5 高温低渗气藏修井液滤液与地层水的配伍性

由表5可知，高温低渗气藏修井液滤液与地层水按不同比例混合后无沉淀生成。说明高温低渗气藏修井液滤液与地层水之间存在良好的配伍性，有利于储层保护。

3.7 储层保护性

选取人造岩心，室内按照中国石油天然气行业标准SY/T 6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》评价高温低渗气藏修井液体系的储层保护性。经高温低渗气藏修井液体系污染后，188#岩心、166#岩心的渗透率分别为0.436 8 μm2、0.806 9 μm2，渗透率恢复值分别为90.6%、89.6%。说明高温低渗气藏修井液体系具有较好的储层保护性。

4 高温低渗气藏修井液体系的现场应用

高温低渗气藏修井液体系先后在平湖气田、天外天气田、东方1-1气田等修井作业中多次使用，均取得了较好的应用效果。现场施工应用结果表明，高温低渗气藏修井液体系不仅具有较好的静置稳定性和可调性，而且具有较好的流变性和可泵送性；具有较好的热稳定性和较强的抗压堵漏性，阻止了外来流体侵入储层，有效保护了油气层。应用高温低渗气藏修井液体系完井和修井后的井，投产后的出气情况非常好。

5 结论

针对常规修井液体系存在的不足，结合平湖气田储层渗透性漏失的特点，研制了一套以改变流动介质流态为主的新型高温低渗气藏修井液体系，并对其性能进行了系统评价。结果表明，该修井液体系具有较好的可泵性、耐温性、热稳定性和抗压漏失性，且腐蚀性小、与地层水配伍性好，具有较好的储层保护性；该修井液体系先后在平湖气田、天外天气田、东方1-1气田的修井作业中成功应用，取得了良好的现场应用效果，推广应用前景广阔。