崖城13-1氣田高溫低壓修井液類型選擇

李蔚萍，顏 明，于 東，賈 輝，梁玉凱，鮑 榮，向興金

(1.湖北漢科新技術(shù)股份有限公司荊州市漢科新技術(shù)研究所,湖北 荊州 434000；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

為了解除故障、完善井眼條件，恢復(fù)油氣藏正常生產(chǎn)，通常要進(jìn)行修井作業(yè)。修井作業(yè)是提高采收率、增加單井產(chǎn)量、延長生產(chǎn)周期的一項(xiàng)重要措施，也是老井挖潛、發(fā)現(xiàn)新層位、擴(kuò)大勘探成果的重要手段。

崖城13-1氣田經(jīng)過10多年的高產(chǎn)開采，呈現(xiàn)出了以下基本特征：(1)地層壓力(井口壓力)呈近似直線持續(xù)下降；(2)在相同生產(chǎn)制度(如相同油嘴尺寸)條件下單井產(chǎn)量持續(xù)降低；(3)產(chǎn)液量和水(液)氣比總體上升；(4)個(gè)別井產(chǎn)水(液)量異常，已造成氣井的水淹。研究認(rèn)為，該氣田具有一定的挖潛能力。

因此，針對崖城13-1氣田高溫低壓及儲(chǔ)層特征，研究出一套既能滿足現(xiàn)場海上修井作業(yè)要求又能有效保護(hù)儲(chǔ)層的修井液體系，并建立對應(yīng)體系的現(xiàn)場施工工藝，為崖城13-1氣田高溫低壓井的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)改造和高效開發(fā)提供技術(shù)保障尤為重要。作者在此介紹了崖城13-1氣田高溫低壓修井液體系的選型背景和依據(jù)，確定了適合的修井液類型。

1 崖城13-1氣田修井液的技術(shù)難點(diǎn)

1)井較深。崖城13-1氣田中深3 810 m，氣井平均深度超過5 000 m，最大井深近7 600 m。

2)儲(chǔ)層溫度高。氣藏中部溫度達(dá)176 ℃。

3)儲(chǔ)層孔隙壓力低。崖城13-1氣田氣藏中部原始地層壓力系數(shù)為1.05，隨著氣田開采地層壓力不斷下降，目前氣田大部分區(qū)塊地層壓力系數(shù)在0.25左右，部分區(qū)域如崖城13-1-A3和A5井地層壓力系數(shù)僅為0.17。據(jù)此計(jì)算壓井時(shí)對氣層造成的最大正壓差約33 MPa。

4)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。崖城13-1氣田生產(chǎn)井主力生產(chǎn)層位的滲透率范圍為2.2～1 604 mD，非均質(zhì)性強(qiáng)，在修井過程中既要防止特低滲低滲儲(chǔ)層水鎖損害，又要防止高滲漏失損害。

2 國內(nèi)外高溫低壓油氣藏修井液體系類型及應(yīng)用情況

2.1 國內(nèi)外高溫低壓油氣藏修井液體系類型

高溫作用使修井液體系各組分間的物理、化學(xué)作用加劇，導(dǎo)致現(xiàn)有的天然/天然改性的降濾失劑不能滿足需要，從而影響修井液體系的性能，如濾失量大、黏度高，最后導(dǎo)致修井施工異常。為滿足高溫低壓油氣藏的修井需要，目前國內(nèi)外主要使用以下幾種修井液。

2.1.1 油基修井液

20世紀(jì)六七十年代，國內(nèi)就使用了油基修井液。該修井液不改變儲(chǔ)層近井地帶孔喉的天然含水飽和度，具有較好的抑制性和防水鎖性，腐蝕性小，儲(chǔ)層保護(hù)效果好。但油基修井液環(huán)保性差，成本高，易引起油水乳化損害等。

2.1.2 油包水乳化修井液[1]

油包水乳化修井液以生物毒性低、閃點(diǎn)高的礦物油(5#白油)為外相、海水為內(nèi)相、復(fù)配型油溶性表面活性劑為乳化劑配制而成，適合低壓易水敏地層。該修井液在20世紀(jì)80年代由美國和前蘇聯(lián)等國家研制成功，并在壓裂施工中大力推廣應(yīng)用。

2.1.3 泡沫修井液[2]

泡沫修井液由表面活性劑和充入的惰性氣體制成，該體系密度最低可達(dá)到0.4 g·cm-3，具有靜液柱壓力低、濾失量小、助排能力強(qiáng)、對地層傷害小等特點(diǎn)，其缺點(diǎn)是只適用于井深小于2 000 m的井，泡沫的穩(wěn)定周期短、現(xiàn)場配制難度大，需配備專用的泡沫發(fā)生裝置。

2.1.4 清潔鹽水修井液

清潔鹽水修井液由一種或多種鹽類和水配制而成，選用的無機(jī)鹽包括NaCl、KCl、CaCl2、NaBr、KBr、CaBr2、ZnBr2和 HCOONa等。該體系不需通過懸浮固相來控制靜液柱壓力，能有效抑制黏土膨脹和微黏運(yùn)移，與儲(chǔ)層有很好的配伍性。但漏失比較嚴(yán)重，用于低孔低滲氣藏時(shí)水鎖損害依然存在。

2.1.5 膠液修井液

膠液修井液中加有增黏聚合物，通過增大修井液的黏度來減少其漏失，該體系無固相，但液相進(jìn)入儲(chǔ)層可造成損害，存在聚合物的吸附損害，體系不能完全防止漏失。

2.1.6 凝膠型修井液[3]

凝膠型修井液由核心處理劑膠凝劑、輔助膠凝劑和無機(jī)水凝膠組成，通過改變流動(dòng)介質(zhì)的流動(dòng)性以及迅速形成的軟顆粒達(dá)到暫堵的效果。該修井液熱穩(wěn)定性好、抗壓封堵性強(qiáng)，能有效阻止外來液體入侵，具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。在東海平湖PH-B9井和PH-Ba6井的多次修井作業(yè)中均取得較好的應(yīng)用效果。

2.1.7 “雙保型”修井液[4]

“雙保型”修井液由增黏劑、降濾失劑、抑制劑、助排劑、穩(wěn)定劑等組成。該修井液無固相、低濾失、強(qiáng)抑制、界面張力低、易返排、性能穩(wěn)定，既保護(hù)油層又保護(hù)環(huán)境。

2.1.8 新型油溶暫堵型無固相修井液[5]

新型油溶暫堵型無固相修井液以生物聚合物、羥乙基聚合物纖維素類為主處理劑，并輔以降濾失劑、油溶性暫堵劑組成。塔里木盆地北部雅克拉氣田現(xiàn)場試驗(yàn)表明，該體系流變性易于調(diào)控，抗高溫能力強(qiáng)，濾失量小。

2.1.9 固相暫堵型修井液

國外20世紀(jì) 80年代提出了“屏蔽暫堵”理論，并進(jìn)行了大量的試驗(yàn)研究。國內(nèi)20世紀(jì)七八十年代開始研究化學(xué)堵水和屏蔽鉆井技術(shù)，隨后帶動(dòng)了暫堵型修井液和暫堵劑的發(fā)展。固相暫堵型修井液的特點(diǎn)是在修井液中加入與儲(chǔ)層孔喉配伍的剛性暫堵材料。該修井液可迅速形成具有較高承壓能力的暫堵層，避免了修井液在低壓地層的漏失。

2.2 國內(nèi)外高溫低壓油氣藏修井液體系應(yīng)用情況(表1)[6-10]

表1國內(nèi)外高溫低壓油氣藏修井液體系應(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)

Tab.1 Statistical list for applications of workover fluid systems in HTLP oil and gas reserviors at home and abroad

從表1可以看出，儲(chǔ)層壓力系數(shù)低的修井液體系，基本都用暫堵型修井液。

3 國內(nèi)外低密度鉆井液體系研究現(xiàn)狀及應(yīng)用情況[7,11-13]

在世界范圍的油氣勘探開發(fā)資源條件逐漸惡劣的形勢下，油田開發(fā)從高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)向低壓、低滲、低產(chǎn)能方向轉(zhuǎn)變，因此，對鉆井液的密度也提出了新的要求，低密度(<1.0 g·m-3)鉆井液技術(shù)也應(yīng)運(yùn)而生。低密度鉆井液主要分為3類,見表2。

表2低密度鉆井液體系分類

Tab.2 Classification of low density drilling fluid system

有些修井液可以直接由鉆井液轉(zhuǎn)化而來，有些修井液則沿用了鉆井液構(gòu)建思路，因此，本研究專門對國內(nèi)外低密度鉆井液體系進(jìn)行調(diào)研，主要對泡沫鉆井液、水包油/油包水鉆井液以及密度減輕劑鉆井液這3類鉆井液進(jìn)行歸納總結(jié)，以期為崖城13-1氣田修井液體系提供更多的選擇。

3.1 泡沫鉆井液體系應(yīng)用情況(表3)

表3泡沫鉆井液體系應(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)

Tab.3 Statistical list for applications of foam drilling fluid system

泡沫鉆井液體系維護(hù)特點(diǎn)：泡沫穩(wěn)定時(shí)間只有幾十個(gè)小時(shí)，因此需要不斷補(bǔ)充起泡劑和穩(wěn)泡劑。修井液不具備泡沫補(bǔ)充條件。

3.2 水包油鉆井液體系應(yīng)用情況(表4)

表4水包油鉆井液體系應(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)

Tab.4 Statistical list for applications of oil in water drilling fluid system

水包油或油包水鉆井液體系維護(hù)特點(diǎn)：隨時(shí)補(bǔ)充白油、乳化劑和增黏劑，鉆井液密度最低能降到0.85 g·cm-3。修井作業(yè)時(shí)間長，沒有循環(huán)作用，乳狀液易破乳。

3.3 密度減輕劑鉆井液體系應(yīng)用情況(表5)

表5密度減輕劑鉆井液體系應(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)

Tab.5 Statistical list for applications of density palliative drilling fluid system

密度減輕劑鉆井液體系維護(hù)特點(diǎn)：中空玻璃微珠經(jīng)過鉆頭和水眼噴射會(huì)發(fā)生破碎，需要不斷補(bǔ)充減輕劑。修井液不具備減輕劑補(bǔ)充條件。

4 崖城13-1氣田修井液體系類型優(yōu)選

崖城13-1氣田作為典型的高溫低壓氣田，其修井液要求同時(shí)滿足以下性能：

(1)抗溫性：180 ℃；(2)抗壓性：33 MPa；(3)耐溫穩(wěn)定性：≥60 d；(4)封堵性：≤16 mL。

對崖城13-1高溫低壓氣田來說，低密度鉆井液體系不具備可行性；從修井液體系應(yīng)用調(diào)研情況來看，儲(chǔ)層壓力系數(shù)低的，基本都用暫堵型修井液。因此，選擇適合崖城13-1氣田的修井液類型為暫堵型修井液。并結(jié)合崖城13-1氣田儲(chǔ)層特征，研制出了防水鎖性好、封堵性強(qiáng)的絡(luò)合水凝膠暫堵修井液及配套解堵液體系。

5 結(jié)論

針對高產(chǎn)開采10多年的崖城13-1氣田出現(xiàn)的地層壓力持續(xù)下降、單井產(chǎn)量持續(xù)降低、產(chǎn)液量和水(液)氣比總體上升、氣井水淹等現(xiàn)狀，在調(diào)研了大量國內(nèi)外高溫低壓油氣藏修井液體系類型及應(yīng)用情況和國內(nèi)外低密度鉆井液體系研究現(xiàn)狀以及應(yīng)用情況的基礎(chǔ)上，結(jié)合崖城13-1氣田高溫(氣藏中部溫度達(dá)176 ℃)低壓(地層壓力系數(shù)部分低至0.17)和儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)(滲透率2.2～1 604 mD)的特征，選擇適合其儲(chǔ)層特征的修井液類型為暫堵型修井液，為崖城13-1氣田高溫低壓井的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)改造和高效開發(fā)提供了技術(shù)保障。

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