何瑜寧,程利民,盧 辰,彭東宇,韓云龍

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司,廣東 湛江 524057)

油氣井施工的每一個(gè)環(huán)節(jié)—鉆井、完井、修井、開采及增產(chǎn)措施,都可能會(huì)使地層產(chǎn)生損害,影響產(chǎn)能[1],尤其在低油價(jià)的嚴(yán)峻形勢下,為降低開發(fā)成本[2]、提高油井產(chǎn)能和采收率、實(shí)現(xiàn)油藏有效開發(fā),后期修井液的成本和功效具有重要作用。完井液、修井液是指鉆開油層到生產(chǎn)各個(gè)工序中使用的各種流體的總稱,完井液技術(shù)在保護(hù)儲(chǔ)層的鉆井工藝技術(shù)中扮演著非常重要的角色,其主要作用有平衡地層壓力、保護(hù)儲(chǔ)層減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害、維持清潔保障防腐等[3],而修井作業(yè)是提高采收率、增加單井產(chǎn)量、延長生產(chǎn)周期的重要措施[4]。目前動(dòng)管柱修井作業(yè)多沿用完井液體系,但隨著油氣田的持續(xù)開發(fā),地質(zhì)油藏條件不斷發(fā)生變化,導(dǎo)致完井液體系在后期修井過程中適用性變差,難以滿足儲(chǔ)保、修井及低油價(jià)形勢要求[5]。針對(duì)文昌油田群珠江組存在的黏土水化膨脹、分散運(yùn)移導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率降低、修井作業(yè)過程中漏失量大、成本較高、修井后存在平均約5%的產(chǎn)能損失、產(chǎn)油恢復(fù)期延長、修井液添加劑使巖石表面潤濕反轉(zhuǎn)導(dǎo)致含水躍升等問題[6],分析造成儲(chǔ)層傷害原因,對(duì)現(xiàn)有的完井液與修井液體系進(jìn)行性能對(duì)比,優(yōu)化成本的同時(shí)并具備優(yōu)異的儲(chǔ)層保護(hù)能力,研究優(yōu)化完井液與修井液體系的適配性,達(dá)到替代補(bǔ)充、保護(hù)儲(chǔ)層、降本增效的目的[7-8]。

1 文昌油田群珠江組儲(chǔ)層特征

1.1 孔滲特征及巖石物性

文昌油田群開發(fā)的珠江組,儲(chǔ)層為珠江組一段和珠江組二段。珠江組一段[9]上部為淺海相沉積,儲(chǔ)層主要為濱外砂壩、局部為淺海席狀砂,顆粒細(xì),泥質(zhì)含量較高,達(dá)19.2%～31.1%,物性相對(duì)較差,巖心平均孔隙度25.6%～29.5%,平均滲透率19.3～57.9 mD,多為高孔、中低滲儲(chǔ)層。珠江一段中下部中臨濱砂壩為高孔、高滲儲(chǔ)層,下臨濱大多為高孔、中低滲儲(chǔ)層。中臨濱巖心孔隙度平均為29.6%～31.5%,滲透率平均為200.6～14 78.0 mD;下臨濱砂壩儲(chǔ)層以石英砂巖和長石石英砂巖為主,少量巖屑長石石英砂巖,砂巖中泥質(zhì)雜基含量較高,平均7.3%～25.1%。珠江組二段為潮汐濱海相,儲(chǔ)層主要砂坪,多為高孔、中高滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層以巖屑長石石英砂巖、長石石英砂巖為主,砂巖中泥質(zhì)雜基含量很低,平均0～3.8%;砂巖主要為鈣質(zhì)膠結(jié)[10],局部方解石膠結(jié)物富集,形成致密膠結(jié)鈣質(zhì)砂巖。自生礦物總含量較低,主要為海綠石、黃鐵礦、少量高嶺石,局部生屑十分豐富,含量高達(dá)20%～30%。

1.2 儲(chǔ)層敏感性及傷害原因

ZJ1-3U和ZJ2-1U油組速敏程度為弱速敏,修井過程中修井液的漏失基本不會(huì)引起儲(chǔ)層速敏性反應(yīng)。ZJ1-3U和ZJ2-1U油組具有中偏強(qiáng)～極強(qiáng)的水敏性,其臨界礦化度為8 980 mg/L,低礦化度的水侵入儲(chǔ)層會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成較大的傷害。因而,修井過程中需增強(qiáng)修井液的抑制性,且修井液的礦化度不低于8 980 mg/L。ZJ2-1U油組表現(xiàn)為中偏強(qiáng)的酸敏性,巖心本身較疏松,且膠結(jié)物基本為碳酸鹽,酸敏性實(shí)驗(yàn)過程中,可能使膠結(jié)物溶解,破壞儲(chǔ)層骨架結(jié)構(gòu)導(dǎo)致呈現(xiàn)中偏強(qiáng)的酸敏性,若采用酸性修井液進(jìn)行重復(fù)修井作業(yè),也可能會(huì)破壞儲(chǔ)層骨架結(jié)構(gòu),造成儲(chǔ)層滲透率降低。ZJ1-3U和ZJ2-1U油組表現(xiàn)為弱的堿敏性,因而修井過程中應(yīng)避免采用高pH的工作液進(jìn)行修井作業(yè)。

總的來說,儲(chǔ)層傷害主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面:①入井流體與儲(chǔ)層不配伍造成的儲(chǔ)層傷害:包括與地層中敏感性礦物發(fā)生反應(yīng)造成孔喉堵塞,形成水鎖使有效滲透率降低,巖石表面潤濕性發(fā)生變化,甚至潤濕反轉(zhuǎn)造成油相滲透率降低等;②入井流體與地層流體不配伍造成的儲(chǔ)層傷害:包括結(jié)垢堵塞、乳化堵塞和細(xì)菌堵塞等。

2 現(xiàn)有完井液性能及應(yīng)用效果

現(xiàn)用隱形酸完井液[11]體系是在傳統(tǒng)堿性完井液基礎(chǔ)上發(fā)展起來的以儲(chǔ)層保護(hù)為主的弱酸性完井液體系,主要包括封隔液、射孔液、清洗液、填充液等工作液,其主要由清水或鹽水加黏土穩(wěn)定劑、隱形酸螯合劑HTA、防腐殺菌劑、密度調(diào)節(jié)劑等組成,基本配方為1 m3過濾海水+25 g/m3PF-HCS+10 kg/m3PF-HTA+15 kg/m3PF-CA101+加重劑。

隱形酸可以解除各種濾液不配伍產(chǎn)生的無機(jī)垢、有機(jī)垢沉淀,能溶解屏蔽環(huán)、濾餅,并能防止高價(jià)金屬離子二次沉淀堵塞和損害儲(chǔ)層,具有優(yōu)異的儲(chǔ)層保護(hù)作用。

其中HCS可對(duì)黏土礦物的易水化膨脹性進(jìn)行抑制(見圖1),并對(duì)充填微粒吸附橋聯(lián)防止其運(yùn)移,HTA可對(duì)酸溶性屏蔽暫堵材料的溶解以及對(duì)各種有機(jī)無機(jī)物沉淀和對(duì)有機(jī)大分子的溶蝕作用來進(jìn)一步改造地層(見圖2),提高儲(chǔ)層滲透率,達(dá)到增產(chǎn)增效的目的。

實(shí)驗(yàn)表明,HTA在加量達(dá)到0.3%時(shí),對(duì)無機(jī)鹽沉淀的酸溶率即可達(dá)100%,而HCS有利于防止黏土水化膨脹、運(yùn)移,以及消除前期作業(yè)中濾液產(chǎn)生的沉淀,其在油砂上達(dá)到飽和吸附時(shí)的濃度為1.5%～2.0%,因此完井液中的PF-HCS加量為1.5%,與儲(chǔ)層首次接觸的射孔液中HCS的加量為2.0%。表1和圖3為傳統(tǒng)隱形酸完井液在文昌油田群的應(yīng)用效果。

表1 無固相隱型酸完井液體系在文昌油田群應(yīng)用效果

由圖3可以看出,WC-X5井采用隱形酸進(jìn)行檢泵修井作業(yè),修井后產(chǎn)液量和含水率小幅上升,應(yīng)用表明,隱形酸修井液具有弱酸性,能對(duì)地層污染和鈣垢起到一定的解除作用,疏通了儲(chǔ)層流動(dòng)通道,使得產(chǎn)液量和含水率小幅度上升,油量小幅減少,總體來看,修井液應(yīng)用效果良好,但存在含水上升的風(fēng)險(xiǎn)。

3 修井液體系優(yōu)化

南海西部海域推廣應(yīng)用的修井液體系主要有清潔鹽水體系、隱形酸體系、改良隱形酸體系、PRD體系及聚胺修井液體系等,各體系成本相差較大。文昌油田珠江組修井液體系主要沿用前期隱形酸完井液體系,修井作業(yè)過程中漏失量大、成本較高、修井后存在平均約5%的產(chǎn)能損失。后期需進(jìn)一步控制修井液成本,提高修井液儲(chǔ)層保護(hù)效果,增加修井后產(chǎn)能恢復(fù)率。

3.1 修井液處理劑成本對(duì)比

黏土穩(wěn)定劑成本約占整個(gè)修井液體系成本的50%～60%,表2為常用黏土穩(wěn)定劑成本(估算參考)。從表2可以看出,HCS成本較高,HCOOK和KCl單方成本要遠(yuǎn)低于其它黏土穩(wěn)定劑。若HCS可代替,修井液成本預(yù)計(jì)可降低30%～40%。

表2 黏土穩(wěn)定劑成本核算表

3.2 黏土穩(wěn)定劑性能對(duì)比

對(duì)常用的幾種黏土穩(wěn)定劑進(jìn)行了篩選和評(píng)價(jià),優(yōu)選出防膨性好、成本低、與地層流體相配伍的黏土穩(wěn)定劑來代替HCS,以降低修井液成本,實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

由圖4可知,隨著黏土穩(wěn)定劑濃度的增加,防膨率逐漸升高,當(dāng)達(dá)到一定濃度時(shí),防膨率基本不再發(fā)生變化,不同黏土穩(wěn)定劑的臨界濃度(添加劑的最佳濃度)不同;KCl的防膨率要優(yōu)于其它添加劑,且當(dāng)其濃度達(dá)到2.0～2.5%時(shí),防膨率達(dá)到了88%,防膨率趨于穩(wěn)定。

3.3 配伍性評(píng)價(jià)

針對(duì)文昌油田群珠江組儲(chǔ)層特點(diǎn),現(xiàn)對(duì)已應(yīng)用的隱形酸完井液體系進(jìn)行優(yōu)化,使用KCl代替HCS黏土穩(wěn)定劑降低使用成本,并對(duì)其綜合性能進(jìn)行評(píng)價(jià),以期達(dá)到替代補(bǔ)充、降本增效的目的?，F(xiàn)對(duì)完井液配方進(jìn)行優(yōu)化為:1 m3過濾海水+25 kg/m3KCl+10 kg/m3PF-HTA+15 kg/m3PF-CA101,對(duì)其進(jìn)行配伍性評(píng)價(jià),結(jié)果見表3。

由表3可知,將優(yōu)化后體系與文昌油田地層水進(jìn)行不同比例混合后,均保持澄清狀態(tài),表明該體系與地層水配伍性良好。

表3 優(yōu)化后體系與地層水配伍性實(shí)驗(yàn)

3.4 腐蝕性評(píng)價(jià)

采用掛片腐蝕實(shí)驗(yàn)考察優(yōu)化后體系對(duì)管線、設(shè)備的腐蝕情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。

由表4可知,優(yōu)化后體系對(duì)油管鋼的平均腐蝕速度為0.075 7 mm/a,小于石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn),防腐效果良好。

表4 優(yōu)化后體系腐蝕實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果

3.5 儲(chǔ)層保護(hù)效果評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)選用文昌油田群珠江組巖心進(jìn)行儲(chǔ)層保護(hù)實(shí)驗(yàn),所用配方1為常規(guī)完井液體系,配方2為優(yōu)化后的體系。配方1:1 m3過濾海水+25 kg/m3PF-HCS+10 kg/m3PF-HTA+15 kg/m3PF-CA101;配方2:1 m3過濾海水+25 kg/m3KCl+10 kg/m3PF-HTA+15 kg/m3PF-CA101。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表5所示。

從表5可以看出,配方2體系配方巖心滲透率恢復(fù)值高于配方1體系,說明優(yōu)化后的體系儲(chǔ)層保護(hù)效果優(yōu)于優(yōu)化前完井液體系。

4 修井液現(xiàn)場應(yīng)用效果

優(yōu)化后的修井液體系成本較原來降低約48%,目前已在文昌油田群應(yīng)用累計(jì)10井次以上(見表6),取得了較好的應(yīng)用效果,控制產(chǎn)油恢復(fù)期在3 d以內(nèi),含水率均恢復(fù)到修井前水平,并且和以往修井液配方相比,10口井累計(jì)節(jié)約成本200余萬元。

表5 體系優(yōu)化前后儲(chǔ)層保護(hù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表6 體系優(yōu)化前后現(xiàn)場應(yīng)用情況

5 結(jié)論及建議

1)結(jié)合文昌油田群珠江組儲(chǔ)層敏感機(jī)理,以及修井液使用過程中存在的成本高、產(chǎn)能損失大等問題,對(duì)前期使用的完井液與修井液性能進(jìn)行了對(duì)比分析。2)結(jié)合修井液使用成本,對(duì)現(xiàn)有完井液體系進(jìn)行了性能和成本優(yōu)化,優(yōu)化后的修井液體系防膨率得到提高、與地層水配伍性良好,巖心傷害滲透率恢復(fù)值達(dá)96.7%以上,具有優(yōu)異的儲(chǔ)層保護(hù)效果。3)優(yōu)化的修井液體系現(xiàn)場應(yīng)用后,成本較原來降低約48%,控制產(chǎn)油恢復(fù)期在3 d以內(nèi),和以往修井液配方相比,10口井累計(jì)節(jié)約成本200余萬元,具有重要的推廣應(yīng)用價(jià)值。4)優(yōu)化后的修井液體系尚未進(jìn)行鉆井液、水泥漿配伍性實(shí)驗(yàn),鹽類的加入會(huì)使鉆井液pH降低或發(fā)泡,影響鉆井液性能,而過量的KCl會(huì)使水泥漿的流變性、稠化時(shí)間等綜合性能受到影響,還需進(jìn)一步實(shí)驗(yàn)研究和確定。