摘要：渤海某油田X井主力开采沙三段，油层中部垂深2 178.2 m，压力系数0.86，具有中低孔渗且非均质性强的物性特征。储层岩性以长石岩屑和长石细砂岩、含砾中粗砂岩为主，储层水敏伤害中等偏强，作业用水与地层水型不配伍，修井液大量漏失易导致水锁、水敏、无机垢沉淀等伤害。根据实际伤害类型，开发一种多功能储层保护修井液体系，使用无固相暂堵液降低修井液漏失，同时应用洗井助排液减小外来流体对储层造成的水锁、水敏、蜡堵等伤害，降低返排压力，缩短恢复周期。现场应用表明，该修井液体系可有效降低修井液漏失，且投产后原油产量在两天内恢复至作业前水平，表明其具有良好的储层保护效果，可有效缩短产能恢复周期。

　　关键词：沙三段；修井液漏失；洗井助排液；恢复周期；石油化工

　　0引言

　　近年来，随着渤海地区油气资源的开发，修井作业量不断增加。据不完全统计，渤海地区2017年修井井次286口，2018年312井次，2019年416井次，2020年500井次。但个别井次在修井作业后，出现产液量大幅下降，含水率居高不下，甚至频繁出现过载停泵现象，需要补液生产。因此，通过对管柱期间修井液漏失造成储层污染原因分析，开发出可有效降低储层伤害的修井液体系及施工工艺，为海上油田高效合理开发提供一定技术支持和借鉴。

　　1伤害分析

　　1.1压力亏空

　　由于油田初期采用衰竭方式自喷开采，地层压力逐渐降低。在油井作业时，一方面，由于地层压力的下降，在井筒静液柱压力的作用下，引起工作液大量漏失。当外来流体进入储层后，与地层岩石矿物和流体发生物理化学反应，造成黏土膨胀、颗粒运移、结垢、原油乳化等现象，堵塞地层岩石孔喉，导致地层渗透率下降，造成储层伤害[1]。另一方面，由于地层压力下降，导致地层原油中的沥青质絮凝、沉降，堵塞岩石孔喉，最终导致作业井含水恢复期延长。

　　1.2稠油冷伤害

　　渤海自营油田多为稠油，修井过程中，作业使用的生产水或过滤海水与地层温度相差较大，尤其是沙河街高温储层，外来低温流体导致修井液与原油形成的O/W乳状液黏度增加[2]。地热水和过滤海水分别与原油混合液的黏度变化测定结果如图1和图2所示。

　　由图1和图2可知，油水混合液的黏度随着体系温度的降低而大幅增加，使近井地带原油渗流能力降低，流压下降。同时，低温导致稠油中的蜡质、胶质以及沥青质等发生絮凝和沉积，吸附沉积在岩石孔喉中，岩石渗透率大幅下降，最终导致产液量下降严重。此外有研究认为絮凝后的沥青质，能改变油层的润湿性，并在油中对黏土具有分散作用，使储层中黏土微粒发生运移，造成近井带的地层渗透率降低。

　　1.3五敏伤害

　　该油田储层黏土矿物中蒙皂石、伊/蒙混层和伊利石含量较高，尤其是蒙脱石对外来流体的矿化度极其敏感，极易发生水敏和速敏，而作业用水的水型及矿化度与地层水不配伍，导致储层黏土矿物更易发生水敏伤害。其储层岩石敏感性评价如表1所示。

　　1.4作业方式

　　由于不同生产井井下情况不同，如储层有效厚度，储层物性，出砂情况，前期有无酸化作业等对修井液的漏失程度会有较大影响。海上油田作业成本高，环境复杂，修井作业过程中为保障洗压井效果，通常采用大排量，高泵压的泵注方式，有时加之不恰当的循环方式，导致修井液漏失速率增大，进入地层，引起储层损害，导致油井恢复周期长。

　　1.5频繁作业

　　频繁修井对储层的伤害十分严重。经过前次修井后，漏失进入储层的修井液还未完全返排，储层产能还未恢复过来，再进行二次修井，储层再次被损害，储层损害的叠加，加重了近井带污染，降低其渗透性，延长产能和含水恢复时间。

　　1.6储层伤害叠加效应

　　油田目前采用清污混注开采，频繁的修井作业，修井作业中入井液(包括洗井液、压井液、冲砂液等)漏失、施工技术措施不当等问题，诱发储层伤害因素不断叠加，最终导致油气层绝对渗透率下降，地层出砂、泵故障频率增加，复产后产能下降、含水居高不下，产能恢复期长等问题。

　　2储层保护工作液

　　2.1工作液体系

　　该井大段合采存在层间干扰，非均质性强等特点，且水敏损害程度较强，根据实际漏失速率设计使用无固相暂堵液。体系中聚集大量的气泡绒囊，其在压差作用下向地层孔隙低压区移动、堆积，增大孔道毛细管阻力，从而封堵地层孔隙，降低修井液漏失[3]。同时使用防水锁型洗井助排液，其具有良好的渗透性和润湿性，可改善储层孔隙油、水的流动性，防止工作液与地层原油形成“油包水”型乳化液[4]。良好的油水界面活性可使原油液滴伸展，降低油-水流动阻力，从而防止造成“水锁”伤害，且可通过化学键吸附作用在储层黏土颗粒表面形成一层保护膜，阻止自由水与黏土颗粒接触，消除储层黏土颗粒水化、松脱发生颗粒运移，如表2和表3所示。

　　2.2工作液用量

　　该井循环容积为83.3 m3，设计循环洗井2周，预计循环洗井漏失5.0 m3/h，洗井作业6.0 h，管线及泥浆池罐底损耗5.0 m3，共需洗井助排液200.0 m3。X井射开油层有效厚度51.2 m，设计暂堵半径0.5～0.6 m，需无固相暂堵液30.0 m3，如表4所示。

　　2.3施工步骤

　　(1)钢丝作业捞Y堵，建立循环。

　　(2)连接正循环管线流程，管线试压，合格后进行下步作业。

　　(3)反循环洗井助排液洗井1周，返出进油气水处理流程，将环空死油替入流程，取样口观察返出干净后(若期间根据洗井排量大于5.0 m3持续无返出，则直接进行暂堵作业)倒闭路循环返出至泥浆罐，期间测量动态漏失速率。

　　(4)测量动态漏失大于5.0 m3/h时，则进行暂堵作业，倒正循环流程，正替一个油管内容积的无固相暂堵液，之后正挤剩余暂堵液。暂堵液挤注完后，继续正挤一个油管容积的洗井助排液，将无固相暂堵液挤注到顶部封隔器以下。挤注过程中排量不低于12.0 m3/h，压力不超过5.0 MPa。作业过程中记录泵压、排量、漏失情况。挤注结束后，关井扩散泄压。

　　(5)作业结束停泵、放压，观察30 min无溢流，进行下步作业。

　　3应用井况及效果

　　3.1射孔数据

　　X井采用外径0.177 8 m的套管射孔完井，一段完井，不防砂，人工井底斜深2 339.8 m，最大井斜17.14°,最大狗腿4.19°/30 m。射开层段为沙三段，其射孔数据如表5所示。

　　由表5可知，X井射开层段为沙三段，沙三段油层中部垂深2 178.2 m，射开油层有效厚度51.2 m。孔隙度15.0%～25.0%，渗透率26.7×10-3～224.4×10-3μm2，储层具有中低孔渗的物性特征。且沙三段储层岩性以长石岩屑和长石细砂岩、含砾中粗砂岩为主，矿物成分主要为石英、长石、岩屑等，五敏实验表明水敏伤害中等偏强～强[5]。

　　3.2原油性质

　　X井原油黏度低，蜡质含量高。储黏土含量较高，作业用水与地层水水型不配伍，易形成无机垢沉淀。

　　2015年7月静压测试结果基准面深处(-2 130 m)的静压为18.42 MPa，计算压力系数为0.86。因此，易造成修井液大量漏失，发生水锁、水敏等伤害，如表6所示。

　　3.3工作液性能检测

　　现场配制的洗井助排液清澈无杂质，密度1.00 g/cm3，满足循环洗压井密度要求，且界面张力低，具有较好的洗油效果。无固相暂堵液马氏漏斗黏度216 s，各项性能均合格，符合工作液质量标准，满足现场应用条件，如表7和图3、图4所示。

　　3.4应用效果分析

　　X井作业前日产液66.24 m3/d，产油66.17 m3/d，含水0.10%，产气0.33×104 m3/d，气油比46 m3/m3。由图4可知，作业后第二天产液61.44 m3/d，产油61.26 m3/d，含水0.3%，产气0.26×104 m3/d，产能2天恢复至作业前水平，且含水没有明显升高。表明该多功能修井液具有良好的储层保护效果，可有效防止储层黏土矿物膨胀运移，降低外来流体对储层的孔隙伤害。

　　4结语

　　(1)该多功能修井液体系中的洗井助排液具有表面活性高、界面张力低的特性，能快速剥离油管壁原油，起到良好的洗油效果。同时，可有效防止水锁、水敏等伤害，具有良好的储层保护作用。

　　(2)多功能修井液应用效果良好，作业后产能恢复期短，产液控水效果明显，具有较好的推广应用价值。

　参考文献：

　　[1]任强，张明伟，钱咏波，等.渤海东部油田储层伤害分析及暂堵体系应用研究[J].精细与专用化学品，2021，29(1)：26-31.

　　[2]刘彦成，王健，李拥军，等.稠油开采技术的发展趋势[J].重庆科技学院学报：自然科学版，2010，10(4)：17-23.

　　[3]李娜.普通稠油超低界面张力驱油体系研究[M].东营：中国石油大学出版社，2011：1-5.

　　[4]黄丽仙，刘小平，孟莲香，等.稠油乳化降粘剂的研究及应用[J].石油化工应用，2013，32(5)：109-111.

　　[5]婉慧莹.复合驱用表面活性剂在大庆油砂上的吸附滞留研究[D].大庆：大庆石油学院，2007.