海上低孔低滲氣田抗高溫完井產能釋放液的研究

張崇， 任冠龍， 靳書凱， 董釗， 孟文波

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

隨著油氣勘探開發技術的不斷進步，低孔低滲砂巖油氣藏正在成為世界油氣儲量增長和能源接替的重要區域。目前世界范圍內對低滲-特低滲氣田的主要產能釋放措施主要是酸化和壓裂，我國陸地油田已經形成了一套成熟的壓裂改造技術體系，而海上油氣田受完井方式、作業成本、安全要求等因素制約，儲層改造措施技術有限。文昌某氣田位于珠江口盆地西部珠三拗陷，所在海區水深在110～130 m。該氣田屬于低孔、低滲、高溫儲層，具有典型的凝析氣藏特征，同時儲層存在各種類型的潛在敏感性，儲層低滲、高溫給氣田產能釋放帶來很大難度。通過對壓裂、酸化、射孔以及儲層保護等多方面的研究，針對氣田開發井引入了雙效型固體酸破膠劑、孔道疏松劑、降壓助排劑以及高溫緩蝕劑等多種處理劑協同應用，起到酸化、破膠、擴孔和防水鎖等功效，構建了適合定向井和水平井的新型完井產能釋放液[1-4]。

1 文昌氣田儲層特征

文昌氣田屬于凝析氣藏，壓力系數正常，但由于井深較深，井底最高溫度達169.45 ℃，氣藏孔隙度為8.5%～15.5%，滲透率為0.14～34.88 mD，屬中～低孔、特低～低滲氣藏。黏土礦物成分主要為伊/蒙混層和綠泥石，其次為伊利石，在生產過程中存在潛在微粒運移傷害；儲層存在弱酸敏、弱堿敏、弱鹽敏，水敏和速敏中等，水鎖較強。文昌氣田儲層為中等-強非均質儲層，易受鉆完井液的污染，產生敏感性、配伍性及微粒運移傷害，與常規油氣層相比更易受到污染和損害，一旦受到損害，恢復更加困難。但文昌氣田的孔隙度大都在7%以上，具備一定的酸化、擴孔釋放產能的條件[5-7]。

酸液接觸巖石后會引起基巖結構的破壞，微粒的釋放和沉淀的形成，潤濕性的改變。常見的儲層傷害有酸化后二次產物的沉淀，酸液與儲層巖石、流體的不配伍，儲層潤濕性的改變，毛管力的產生，酸化后疏松顆粒及微粒的脫落運移堵塞，產生乳化等[8-9]。總之文昌低滲氣田由于氣層物性差、氣藏埋藏深、井底溫度高，實際開發中面臨如何最大限度解除污染，釋放產能的問題。

2 完井產能釋放液體系的研究

目前針對海上油田特殊油藏地質和儲層傷害特征，有10余套儲層改造液體系應用于海上油氣田，該體系借鑒解堵＋儲層改造型酸液體系釋放產能，其核心處理劑有：①雙效型固體酸破膠劑，為解除聚合物、固相堵塞，溶蝕儲層礦物，改造儲層；②孔道疏通劑，為解除無機堵塞、溶蝕儲層礦物，改造儲層；③降壓助排劑，為改變儲層潤濕性，降低含水飽和度，有利于降壓返排；④防水敏、水鎖劑，為預防和解除水鎖水敏傷害。

2.1 酸溶性能

雙效型固體酸破膠劑A是一種雙效型固體酸，孔道疏通劑B是一種復合有機酸，均為非氟化物，將2者復配成3%復合有機酸，選用天然巖心，在150 ℃、3.5 MPa下動態污染2 h，記錄封堵時漏失量，然后用3%酸液破膠4 h，再測定破膠后漏失量。由圖1可知，經過3種酸液體系破膠后，巖心漏失量均隨時間有所增大，其中經過復合有機酸破膠的巖心漏失量呈現快速增大的趨勢，說明其即可降解巖心封堵層的聚合物，又可溶蝕巖心喉道內部分礦物，使滲透率增大。

圖1 不同體系破膠后巖心漏失量的對比

2.2 深部酸化性能

調整復合有機酸中氫離子物質的量濃度與多氫酸相同，巖心經過酸液污染后滲透率的比值見表1。

表1 復合有機酸和多氫酸酸液深部酸化性能的評價

由表1可以看出，經過3段巖心污染后，復合有機酸的滲透率比值仍達120%，說明復合有機酸具有深部酸化的性能；而多氫酸的滲透率比值下降很快，說明多氫酸在降解聚合物的同時，又大量溶蝕巖心喉道礦物，導致溶蝕微粒堵塞孔喉，降低了滲透率。

2.3 防水鎖性能

防水鎖劑HAR是一種含氟的非離子表面活性劑，氟烷基具有疏水特性，烯氧基與巖石表面連接（吸附），分子的聚集特性導致其多點連接于巖石表面，并且有長久性的處理效果；降壓助排劑D可與儲層中殘余水混合后形成低沸點共沸物，在解除水鎖傷害的同時，顯著地降低返排壓力。由表2可知，2者復配后巖心滲透率的恢復效果明顯優于常規完井液體系。

表2 防水鎖劑HAR降壓助排性能

2.4 黏土穩定性能

黏土穩定劑W具有較好的水敏預防與解除能力，選用文昌氣田主力氣層探井的巖心，模擬不同流動介質對巖心的水敏性損害及解除。由表3可知，在海水中加入2%的黏土穩定劑W后，就可完全解除造成的水敏傷害。

表3 不同流動介質對巖心的水敏性損害及解除性能

2.5 高溫緩釋性能

經過大量的實驗評價，分別確定了定向井降壓增產射孔液、水平井完井產能釋放液配方如下。

降壓增產射孔液：海水+1.0% B+20% D+2%HAR+2% W+5.0%高溫緩蝕劑。

完井產能釋放液：海水+10% A+8% B+20%～30% D+4%HAR+2.5% W+5.0%高溫緩蝕劑。

定向井射孔液腐蝕速率在 170 ℃下不大于0.076 mm/a，完井產能釋放液腐蝕速率在170 ℃下不大于 30 g/（m2·h），滿足定向井、水平井酸化產能釋放腐蝕控制要求，完井產能釋放液滴定氫離子濃度為0.366 8 mol·L-1，其在170 ℃、60 h高溫下的滴定氫離子濃度為0.357 9 mol·L-1。

3 完井產能釋放液性能評價

3.1 溶蝕性

取文昌氣田儲層的巖心，調整酸液的濃度，采用巖心驅替后質量的變化量作為溶蝕量的評價指標。由表4可知，水平井完井產能釋放液對儲層巖屑具有明顯的溶蝕作用，溶蝕率在7.70%～12.99%范圍，而經過土酸驅替后的巖心溶蝕量增加，說明土酸不適合文昌氣田巖心的酸化，其與巖心反應后生成部分沉淀造成巖心重量的增加。

表4 完井產能釋放液溶蝕性評價

3.2 防水鎖和潤濕性

將完井產能釋放液與不同體系的液體，進行表面張力和接觸角等性能對比（見表5）。

表5 完井產能釋放液防水鎖和潤濕性評價

由表5可知，完井產能釋放液在完井液和多氫酸基礎上，可顯著降低表面張力并改變儲層潤濕性。

3.3 降壓助排性

取文昌氣田主力儲層巖心，進行鉆井液、完井液與完井產能釋放液助排性能實驗。由表6可知，完井產能釋放液可降低毛管突破壓力和疊加毛管力阻力梯度，具有很好的降壓助排性。

表6 完井產能釋放液降壓助排性評價

3.4 二次污染性

采用文昌氣田主力儲層巖心，測定巖心經過酸液二次污染后，不同返排時間下的滲透率恢復值。由圖2可知，多氫酸驅替后隨著返排時間延長，巖心的滲透率出現先增大后快速下降的趨勢，而完井產能釋放液驅替后的巖心滲透率恢復值保持穩定增大的趨勢，說明完井產能釋放液可對儲層礦物適度溶蝕，不會產生二次傷害。

圖2 完井產能釋放液二次污染性能評價

3.5 腐蝕性評價

經過實驗評價，降壓增產射孔液在170 ℃、72 h下腐蝕速率在0.014 9～0.048 0 mm/a，均不大于0.076 mm/a。完井產能釋放液在170 ℃、4 h下腐蝕速率在6.884 9～28.908 7 g/m2·h，均不大于30 g/m2·h，滿足定向井、水平井產能釋放腐蝕控制要求。圖3為P110掛片在完井產能釋放液腐蝕后的狀態，由此可知，腐蝕前后掛片狀態完好。

圖3 完井產能釋放液高溫腐蝕性評價

3.6 儲層保護性能評價

室內對地層水與入井流體相互之間的配伍性進行了評價。實驗表明，完井產能釋放液與鉆井液濾液和地層水、完井液之間的配伍性較好，有利于儲層保護。室內研究儲層保護實驗流體包括改進型THERM鉆井液、抗溫EZFLOW鉆井液、完井液以及EZFLOW鉆開液的破膠液。在鉆完井過程中入井流體都不是單一的，因此通過進行系列流體的污染，考察入井流體的儲層保護效果，結果見表7。可知，文昌巖心在經過系列流體污染后表現出很好的儲層保護效果，滲透率恢復值大于90%。

表7 不同系列流體儲層保護效果

4 現場應用

2018年5月至7月，文昌氣田第一批井在完井期間，均應用了完井產能釋放液體系，其中有3口井應用了降壓增產射孔液體系，4口水平井應用了完井產能釋放液體系。其中文昌氣田X3H井是一口水平井，該井井深為5446 m，水平段長為1190 m，下入打孔管完井。打孔管下到位后，采用完井產能釋放液替代常規完井液體系，正循環替入30 m3完井產能釋放液至水平井的裸眼段，下入φ88.9 mm生產管柱后開井放噴。經測試該井清井最高產量為46.9×104m3/d，達到配產的1.68倍。

文昌氣田X2井是一口定向井，該井井深為5515 m，射孔段長為249 m，在φ177.8 mm尾管內射孔，不防砂，生產管柱采用73 mm自噴生產管柱。該井首先替入套管清洗液進行φ177.8 mm套管刮管洗井，而后在射孔段上下替入降壓增產射孔液15 m3并用完井液頂替到位，下入射孔管柱后電測校深進行射孔放噴作業，經測試該井清井測試最高日產量為5.1×104m3/d，遠高于配產3×104m3/d，達到配產的1.7倍。

5 結論

1.針對文昌低孔低滲高溫氣田，優選雙效型固體酸破膠劑A、孔道疏松劑B、降壓助排劑D以及高溫緩蝕劑等多種處理劑協同應用，分別構建了適合定向井和水平井的新型完井產能釋放液體系，該體系的酸溶率為7.70%～12.99%，具有深部酸化和防二次污染性能，可有效降低毛管壓力和增加助排性，工作液配伍性好，系列流體污染后滲透率恢復值大于90%，具有良好的儲層改造和保護效果。

2.完井產能釋放液體系成功應用在文昌氣田，其中降壓增產射孔液體系應用3口井，水平井完井產能釋放液體系應用4口井，應用效果顯著，各井清井測試產能均遠超預期配產，平均達到配產產量的1.7倍，充分釋放了低孔低滲高溫氣田的產能需求，為該氣田的順利開發提供保障，同時也為類似海上低滲氣田的開發提供了借鑒。