南海西部高溫低壓氣田修井儲層保護技術研究及應用

程利民，宋吉鋒，梁玉凱，周玉霞，王佳偉

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

目前，南海西部大部分氣田已進入開發中后期，以Y氣田為例，油藏溫度約176 ℃，初期壓力系數1.05，投產近25年，隨著開發的進行，主力油組壓力系數降至0.10～0.27，同時氣井面臨管柱尺寸不合理、邊底水侵入導致井底積液甚至水淹關停等問題，部分井近井地帶污染，產能降低，動管柱修井作業需求大。但高溫低壓氣井修井儲保面臨較大的風險與挑戰，一方面低壓下修井液本身極易大量漏失嚴重污染儲層，另一方面高溫條件下修井液體系儲保性能得不到保證，起不到應有的儲保效果?；谀虾Ｎ鞑繗馓镄蘧皟颖Ｗo現狀與需求，本文通過調研國內高溫低壓氣田修井儲層保護技術，并對各項技術的適用性進行評價與分析，推薦了適合南海西部高溫低壓氣田修井的修井液體系及儲保工藝。相關研究成果及結論對類似高溫低壓氣田修井儲層保護具有重要借鑒意義。

1 面臨的主要問題

1.1 儲層溫壓條件特殊

Y氣田主力油組油藏溫度176 ℃，壓力系數降至0.10～0.27，井底壓差大(約30 MPa)。高溫下常規的修井液材料很容易降解失效，起不到應有的儲保效果，對修井液體系高溫下的穩定性帶來較大挑戰；低壓力系數及高井底壓差下，修井作業過程中很可能造成大量漏失，存在較高的儲保風險，對修井液體系的返排性能提出了很高的要求。

1.2 儲層敏感性強

Y氣田部分儲層屬于低滲氣藏，且存在較強的水敏和速敏特征，修井過程中外來流體或井筒積液浸入地層，致使儲層發生黏土膨脹微粒運移及水鎖等傷害，導致修井后復產效果差。

1.3 管柱無循環通道

相比于油井，氣井動管柱修井作業成本高且頻次少，故Y氣田大部氣井投產初期完井管柱設計無循環通道，修井作業時只能采取將修井液“硬擠”進地層的壓井方式，該壓井方式極易造成修井液大量漏失，存在較高的儲層污染風險。

2 儲層保護技術調研與分析

通過調研與分析，目前大部分油田針對高溫低壓氣田修井，儲層保護一般選用合適的修井液體系，對于超低壓、敏感性儲層，為了嚴防儲層污染，在無合適修井液體系條件下只能考慮采用不壓井修井的儲保工藝。

2.1 合適的修井液體系

2.1.1 暫堵型修井液體系

目前暫堵型修井液種類較多，概括起來主要包括凝膠類、甲酸鹽類、固化水類、油溶性暫堵類及絨囊暫堵型等5類。其作用原理基本都是利用各種暫堵材料將地層暫時封堵、避免后續外來流體浸入地層，待修井作業結束，利用體系自破膠、自降解特性或者向井底注入專門的破膠劑將暫堵液破膠或降解，后續開井生產時殘液隨產出流體返排至地面。

1)凝膠類暫堵型修井液。針對長慶油田儲氣庫老井壓力系數低(0.3～0.4)，修井作業過程中，常規鹽水壓井液存在漏失量大、返排能力差等情況，對儲層造成嚴重傷害。盧宏偉等[1]推薦修井過程中使用暫堵型壓井液體系暫堵地層，體系配方：清水+1.0%固化劑+0.5%固化引發劑+0.5%膠體保護劑+0.6%暫堵劑B，使用該暫堵壓井液與常規壓井液相比，作業漏失量減少了50%，修井后復產時間縮短了近一周。

2)甲酸鹽暫堵型壓井液。針對大慶徐深氣田屬低孔、特低滲儲層，平均孔隙度和平均滲透率分別為7.67%、0.147×10-3μm，修井過程中容易受到水敏、水鎖及應力敏感性傷害。孫妍等[2]研制出了一種新型的甲酸鹽壓井液體系，體系由甲酸鹽+增黏劑+降濾失劑+降低表面張力防水鎖劑+黏土穩定劑+油氣層保護劑+緩蝕劑構成。巖心污染實驗結果表明,該體系對不同滲透率的巖心堵塞率均超過90%，可以避免壓井液濾液及固相進一步侵入油氣層內部，具有較好的儲層保護效果。

3)固化水壓井液體系。針對塔里木牙哈凝析氣田的氣井具有儲層溫度高(大于120 ℃)的特點，經過長期開采，地層壓力下降幅度大，部分井同時存在高壓層和低壓漏失層，修井過程中容易出現高壓層壓不住而低壓層漏失大等問題，塔里木油田引進了固化水壓井液體系，該體系可以在井壁上形成暫堵層，并在井下高溫作用下引發暫堵層的化學反應使之形成膠質的人工井壁，可有效阻止壓井液在低滲層的滲漏。9口井現場應用結果表明,該體系修井過程避免儲層污染的同時降低了作業風險[3]。

4)油溶性暫堵型修井液。針對新疆雅克拉-大澇壩凝析氣田儲層存在高溫、中等水敏、修井過程中漏失量大嚴重污染儲層的問題，中石化石油勘探開發研究院開發了T B-O型修井液體系，由增黏劑、分散劑、油溶性暫堵劑等組成[4]?，F場應用結果表明,該體系可以在壓井作業初期迅速形成穩定有效的屏蔽帶，防止修井液漏失，而且在修井后能迅速解堵，可有效保護儲層。

5)絨囊暫堵型壓井液。針對長慶油田陜224儲氣庫老井低滲儲層壓力系數低，修井作業過程中存在的作業時間、漏失量大、有大儲保風險等問題。唐瑜等引進了新型的絨囊型壓井液，該體系中的絨囊在靜態下具有“一核二層三膜”微觀結構[5]，可以通過調整絨囊數量控制工作液密度為0.7～0.95 g/cm3，現場應用結果表明,使用該暫堵液體系后平均漏失速率可降至0.23 m3/h，具有較好的暫堵效果。

2.1.2 低傷害無固相修井液體系

低傷害無固相修井液主要是從助排及防液鎖等方面考慮來構建體系，目的是為了防止固相侵入地層或壓井液漏失導致的固相損害及壓井液濾液進入儲層造成的敏感性損害。

針對吉林油田火山巖氣藏具有埋藏深、儲層溫度高、水敏性強等特點，從防止固相浸入和修井液大量漏失入手，研制出一種低傷害無固相壓井液體系，該壓井液是有機鹽體系，無固相，其水溶液不含二價陽離子，與地層水接觸后不會發生反應而產生沉淀物；有機鹽壓井液中水的活度遠遠小于地層水的活度，地層水能夠滲流入壓井液，而壓井液中的水則很難滲流入地層，因此降低了壓井液滲入地層的液量。體系耐溫高達180 ℃，巖心傷害實驗結果表明其滲透率傷害率為9%左右，具有較好的儲層保護效果。7口井現場應用效果表明,該體系修井過程中可以有效保護氣藏，達到了預期[6-8]。

2.1.3 低密度修井液體系

低密度修井液體系一般由氣、液兩相組成，密度低，通過物理、化學作用形成粒徑不同的高強度膠囊，均勻分散在連續相中形成穩定的氣液體系，具有一定黏度和攜砂能力，作業過程中可以用它來封堵地層、避免后續工作液進一步浸入地層造成儲層污染。

針對中原油田文23戶部寨等氣田進入開發中后期存在的壓力系數低(0.25左右)、修井過程中漏失量大對儲層造成潛在傷害等問題，栗廣科等[9-10]開發了氮氣泡沫壓井液技術。該技術主要是利用氮氣泡沫流體密度小、黏度大、攜砂能力強、遇水敏性地層不會產生黏土膨脹等特性，用它做壓井液可有效減少壓井液漏失，保護油氣層。中原油田部 1-31井現場應用結果表明,使用氮氣泡沫壓井液可對地層產生暫堵，整個施工過程沒有發生漏失，有效減少了壓井液對儲層的污染。

2.2 不壓井修井儲保工藝

對于氣井儲層存在溫度高、壓力系數低及敏感性強等特點，修井作業時，一方面儲層溫度高給修井液體系的穩定性帶來了較大挑戰，另一方面，地層壓力系數低極易造成修井液嚴重漏失，存在較高的儲層污染風險。針對這類氣井修井作業，可以考慮采用不壓井修井儲保工藝。

不壓井修井作業是指在井筒內有壓力存在情況下，不放噴、不壓井，通過油管堵塞器與不壓井作業設備配合使用，克服井筒上頂力，進行強行起下或者下壓作業的一種方法。它首先進行生產管柱的內封堵，其次利用防噴器組來控制油套環空壓力，最后依靠不壓井作業設備的液壓系統，帶壓實施修井作業[11-12]。

蘇東氣田儲層存在低壓、低滲透、低豐度等特點，單井產量低、地層壓力下降快，過去修井作業選用壓井液壓井，對儲層傷害較大，作業后造成氣井減產或停產。針對這一情形，曹朋亮等[13]選了3 口井，修井過程中均采用不壓井修井儲保工藝，3口井作業過程順利，作業后均成功復產。

2.3 適用性評價與分析

通過調研與分析，認為暫堵型修井液體系主要適用于地層壓力系數低、漏失量大的氣井修井，需要注意的是體系需具備優良的返排性能及返排條件，作業后要盡快返排至地面，否則會造成嚴重的儲層污染。低傷害無固相修井液主要適用于低孔、低滲、喉道細小、易產生液鎖損害等敏感性儲層。低密度修井液體系主要適用于壓力系數低的高溫氣井修井，作業過程中可以用它來封堵地層、避免后續工作液進一步浸入地層造成儲層污染，其缺點是：只適用于井深小于2 000 m的井，泡沫的穩定周期短、現場配制難度大，且需配備專用的泡沫發生裝置[14]。針對壓力系數低、漏失量大的敏感性儲層，在無合適的修井液體系時，可以考慮選用不壓井修井儲保技術，該技術在修井過程中可能遇到的挑戰在于高溫條件下井下工具的性能能否得到保障，例如過油管封隔器是否能有效座封和回收。針對南海西部Y氣田儲層存在的高溫低壓及較強水敏、速敏等特征，推薦修井過程中選用固化水等暫堵型修井液體系及不壓井儲保工藝。

3 現場應用

南海西部Y氣田Y13井儲層壓力系數0.27左右，氣藏中深溫度為176 ℃，針對該井堵水、更換管柱修井作業研究了SJ-2暫堵型修井液體系，體系由單體+無機支撐劑+交聯劑+溫度穩定劑+膨脹抑制劑+引發劑構成，現場應用結果表明,該體系在高溫條件下仍具有較好的穩定性及封堵性能，日漏失僅約7 m3，但該體系返排效果較差，返排時間長達16 d，導致該井后續采取補射孔措施后氣舉誘噴才成功復產。后續Y4井及Y6井修井換套作業，由于作業難度大、修井時間長，從經濟成本及儲保風險考慮，修井過程中選用“過油管封隔器”將儲層與井筒隔開的不壓井修井儲保工藝，作業過程實現了“零漏失”，作業后兩口井均成功復產且產氣量較修井前沒有降低，起到較好的儲層保護效果。

4 結論

針對南海西部Y氣田儲層存在的高溫低壓及較強水敏、速敏等特征，推薦修井過程中選用固化水等暫堵型修井液體系及不壓井修井儲保工藝?，F場應用結果表明，SJ-2暫堵型修井液體系返排效果較差，不適合Y氣田修井作業，后續兩口井換套作業采用“過油管封隔器”將儲層與井筒隔開的不壓井修井工藝，儲保效果優良，相關研究成果及結論對類似高溫低壓氣田修井儲層保護具有重要借鑒意義。建議針對SJ-2暫堵型修井液體系存在的不足，進一步研究低壓力系數儲層條件下返排性能及暫堵效果優良的新型暫堵型修井液體系。