文昌油田群珠江組儲層保護修井液的優化研究與應用

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環節—鉆井、完井、修井、開采及增產措施,都可能會使地層產生損害,影響產能[1],尤其在低油價的嚴峻形勢下,為降低開發成本[2]、提高油井產能和采收率、實現油藏有效開發,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各個工序中使用的各種流體的總稱,完井液技術在保護儲層的鉆井工藝技術中扮演著非常重要的角色,其主要作用有平衡地層壓力、保護儲層減少對儲層的傷害、維持清潔保障防腐等[3],而修井作業是提高采收率、增加單井產量、延長生產周期的重要措施[4]。目前動管柱修井作業多沿用完井液體系,但隨著油氣田的持續開發,地質油藏條件不斷發生變化,導致完井液體系在后期修井過程中適用性變差,難以滿足儲保、修井及低油價形勢要求[5]。針對文昌油田群珠江組存在的黏土水化膨脹、分散運移導致儲層滲透率降低、修井作業過程中漏失量大、成本較高、修井后存在平均約5%的產能損失、產油恢復期延長、修井液添加劑使巖石表面潤濕反轉導致含水躍升等問題[6],分析造成儲層傷害原因,對現有的完井液與修井液體系進行性能對比,優化成本的同時并具備優異的儲層保護能力,研究優化完井液與修井液體系的適配性,達到替代補充、保護儲層、降本增效的目的[7-8]。

1 文昌油田群珠江組儲層特征

1.1 孔滲特征及巖石物性

文昌油田群開發的珠江組,儲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,儲層主要為濱外砂壩、局部為淺海席狀砂,顆粒細,泥質含量較高,達19.2%～31.1%,物性相對較差,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、中低滲儲層。珠江一段中下部中臨濱砂壩為高孔、高滲儲層,下臨濱大多為高孔、中低滲儲層。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,砂巖中泥質雜基含量較高,平均7.3%～25.1%。珠江組二段為潮汐濱海相,儲層主要砂坪,多為高孔、中高滲儲層。儲層以巖屑長石石英砂巖、長石石英砂巖為主,砂巖中泥質雜基含量很低,平均0～3.8%;砂巖主要為鈣質膠結[10],局部方解石膠結物富集,形成致密膠結鈣質砂巖。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20%～30%。

1.2 儲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引起儲層速敏性反應。ZJ1-3U和ZJ2-1U油組具有中偏強～極強的水敏性,其臨界礦化度為8 980 mg/L,低礦化度的水侵入儲層會對儲層造成較大的傷害。因而,修井過程中需增強修井液的抑制性,且修井液的礦化度不低于8 980 mg/L。ZJ2-1U油組表現為中偏強的酸敏性,巖心本身較疏松,且膠結物基本為碳酸鹽,酸敏性實驗過程中,可能使膠結物溶解,破壞儲層骨架結構導致呈現中偏強的酸敏性,若采用酸性修井液進行重復修井作業,也可能會破壞儲層骨架結構,造成儲層滲透率降低。ZJ1-3U和ZJ2-1U油組表現為弱的堿敏性,因而修井過程中應避免采用高pH的工作液進行修井作業。

總的來說,儲層傷害主要體現在兩個方面:①入井流體與儲層不配伍造成的儲層傷害:包括與地層中敏感性礦物發生反應造成孔喉堵塞,形成水鎖使有效滲透率降低,巖石表面潤濕性發生變化,甚至潤濕反轉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層傷害:包括結垢堵塞、乳化堵塞和細菌堵塞等。

2 現有完井液性能及應用效果

現用隱形酸完井液[11]體系是在傳統堿性完井液基礎上發展起來的以儲層保護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定劑、隱形酸螯合劑HTA、防腐殺菌劑、密度調節劑等組成,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生的無機垢、有機垢沉淀,能溶解屏蔽環、濾餅,并能防止高價金屬離子二次沉淀堵塞和損害儲層,具有優異的儲層保護作用。

其中HCS可對黏土礦物的易水化膨脹性進行抑制(見圖1),并對充填微粒吸附橋聯防止其運移,HTA可對酸溶性屏蔽暫堵材料的溶解以及對各種有機無機物沉淀和對有機大分子的溶蝕作用來進一步改造地層(見圖2),提高儲層滲透率,達到增產增效的目的。

實驗表明,HTA在加量達到0.3%時,對無機鹽沉淀的酸溶率即可達100%,而HCS有利于防止黏土水化膨脹、運移,以及消除前期作業中濾液產生的沉淀,其在油砂上達到飽和吸附時的濃度為1.5%～2.0%,因此完井液中的PF-HCS加量為1.5%,與儲層首次接觸的射孔液中HCS的加量為2.0%。表1和圖3為傳統隱形酸完井液在文昌油田群的應用效果。

表1 無固相隱型酸完井液體系在文昌油田群應用效果

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

3 修井液體系優化

南海西部海域推廣應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,修井作業過程中漏失量大、成本較高、修井后存在平均約5%的產能損失。后期需進一步控制修井液成本,提高修井液儲層保護效果,增加修井后產能恢復率。

3.1 修井液處理劑成本對比

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

表2 黏土穩定劑成本核算表

3.2 黏土穩定劑性能對比

對常用的幾種黏土穩定劑進行了篩選和評價,優選出防膨性好、成本低、與地層流體相配伍的黏土穩定劑來代替HCS,以降低修井液成本,實驗結果如圖4所示。

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

3.3 配伍性評價

針對文昌油田群珠江組儲層特點,現對已應用的隱形酸完井液體系進行優化,使用KCl代替HCS黏土穩定劑降低使用成本,并對其綜合性能進行評價,以期達到替代補充、降本增效的目的?，F對完井液配方進行優化為:1 m3過濾海水+25 kg/m3KCl+10 kg/m3PF-HTA+15 kg/m3PF-CA101,對其進行配伍性評價,結果見表3。

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

表3 優化后體系與地層水配伍性實驗

3.4 腐蝕性評價

采用掛片腐蝕實驗考察優化后體系對管線、設備的腐蝕情況。實驗結果如表4所示。

由表4可知,優化后體系對油管鋼的平均腐蝕速度為0.075 7 mm/a,小于石油行業標準,防腐效果良好。

表4 優化后體系腐蝕實驗評價結果

3.5 儲層保護效果評價

實驗選用文昌油田群珠江組巖心進行儲層保護實驗,所用配方1為常規完井液體系,配方2為優化后的體系。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。實驗結果如表5所示。

從表5可以看出,配方2體系配方巖心滲透率恢復值高于配方1體系,說明優化后的體系儲層保護效果優于優化前完井液體系。

4 修井液現場應用效果

優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用累計10井次以上(見表6),取得了較好的應用效果,控制產油恢復期在3 d以內,含水率均恢復到修井前水平,并且和以往修井液配方相比,10口井累計節約成本200余萬元。

表5 體系優化前后儲層保護實驗結果

表6 體系優化前后現場應用情況

5 結論及建議

1)結合文昌油田群珠江組儲層敏感機理,以及修井液使用過程中存在的成本高、產能損失大等問題,對前期使用的完井液與修井液性能進行了對比分析。2)結合修井液使用成本,對現有完井液體系進行了性能和成本優化,優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值達96.7%以上,具有優異的儲層保護效果。3)優化的修井液體系現場應用后,成本較原來降低約48%,控制產油恢復期在3 d以內,和以往修井液配方相比,10口井累計節約成本200余萬元,具有重要的推廣應用價值。4)優化后的修井液體系尚未進行鉆井液、水泥漿配伍性實驗,鹽類的加入會使鉆井液pH降低或發泡,影響鉆井液性能,而過量的KCl會使水泥漿的流變性、稠化時間等綜合性能受到影響,還需進一步實驗研究和確定。