徐深气田深层气井储层保护技术

管龙凤

（中国石油大庆油田有限责任公司采气分公司，黑龙江 大庆 163459）

徐深气田深层气井储层保护技术

管龙凤

（中国石油大庆油田有限责任公司采气分公司，黑龙江 大庆 163459）

徐深气田深层气井进行作业时压井液漏失比较严重，施工周期长，作业后产能、压力都有明显下降，甚至无法正常生产，部分气井在压裂试气结束后压井更换生产完井管柱导致气井受到二次污染，大大影响了开发效果。从储层保护的角度出发，对机械暂堵、水平井不压井作业、屏蔽暂堵技术进行研究并应用，针对储层的特点引进了甲酸盐压井液体系，对3种压井液体系与储层的配伍性进行评价及优选。研究认为，在必须进行压井作业施工的情况下，应优先考虑应用储层暂堵工艺技术，推广固化水压井工艺，同时配合使用甲酸盐压井液，达到保护储层的目的。

压井液优 选屏蔽暂堵 储层保护

0 引言

徐深气田深层气井进行井下作业施工普遍采用压井作业，入井液与储层及流体的不配伍会对气层造成一定伤害，且深层气井一般都经过压裂施工，进行压井作业时漏失比较严重，单井用量达到300 m3，作业后产能、压力都有明显下降，甚至无法连续生产。部分深层气井在压裂试气结束后压井更换生产完井管柱，重复压井造成储层二次污染，大大影响了开发效果。因此，笔者从储层保护的角度出发，应用了机械暂避储层、水平井不压井作业、屏蔽暂堵工艺以及对压井液进行优选评价，有效降低了储层污染，解决了储层保护的难题。

1 井下作业储层伤害机理

井下作业储层伤害机理：压井液盐度降低或与储层pH值不匹配；压井液携带的微粒侵入储层造成孔隙喉道的堵塞；压井液与储层中流体不匹配，使原有的沉淀—溶解平衡状态被破坏而生成沉淀；压井液侵入造成了油气储层润湿性改变，降低油气相对渗透率；压井液漏失严重，返排比较困难。表1是近3年部分深层气井作业前后产能及压力情况。因此，如果想从根本上解决储层保护的难题，主要有两种方法：一是研究与储层配伍的压井液体系；二是采用化学或机械屏蔽暂堵技术，实现不压气层作业施工，从而达到保护储层的目的。

表1 部分深层气井作业前后生产情况表

2 储层保护技术的研究与应用

2.1 水平井不压井作业及机械暂堵的应用

不压井施工技术自应用以来，由于其独特的施工方式能够避免压井液对地层造成的伤害。近年来，在详细考察论证的基础上引进不压井作业技术，累计在徐深气田的10口直井进行应用，取得较好的效果。但是对于深层水平井的不压井作业施工难度较大，而水平井已经成为气田开发的主体，为了实现水平井的有效开发，在水平井开展了不压井及不压气层施工，达到保护气层的目的。

1）徐深21—平1井不压井作业应用情况

该井为徐深气田的一口水平井，压裂试气后需要将原井的88.9 mm压裂管柱更换为73 mm13Cr防腐管柱。压井作业将对气层造成二次污染，经综合考虑，在该井开展不压井作业施工。

该井初始油压31 MPa、套压28.5 MPa。下堵塞器成功封堵油管，后续施工过程中，完成了封隔器解封、起原井压裂管柱、不压井起下铅磨打印、下入13Cr防腐管柱完井，实现了不压井起原井管柱，下生产完井管柱的目的，解决了水平井堵塞器打捞难的问题，为徐深气田水平井不压井作业积累了宝贵的经验。从近几年来气井不压井作业施工情况看，对于常规的需要更换管柱，下封隔器完井等简单施工工艺，不压井作业施工完全能够满足要求。由于其特殊的施工方式，能够避免入井液对储层造成的伤害，施工工艺日趋成熟，施工周期不断缩短，效率不断提高。

2）气井不压储层压井作业施工工艺研究与试验

由于水平井压裂增产改造施工的规模较大、施工排量也相对较高，为此，施工中采用了88.9 mm油管进行压裂，但从后期生产要求来看，88.9 mm的油管无法满足排液生产的需要，还要更换为63.5 mm或更小的油管。为避免在更换生产完井过程中进行压井导致储层二次污染，设计应用了水平井压裂完井一体化管柱（表2）。

该工艺管柱的设计思想是在套管内下入压裂、完井共用的封隔器，满足压裂施工中隔绝油、套管的要求，压裂施工中封隔器上部连接88.9 mm压裂管柱，压裂施工结束后，在封隔器下部的坐落短节中坐入油管堵塞器，封堵油管压力，在封隔器封堵套管压力和堵塞器封堵油管压力都成功后，进行封隔器上部压裂管柱的脱手，实现更换压裂管柱的施工。该工艺管柱在徐深8-更平1井成功应用。施工中共进行5段压裂，最高施工压力42 MPa，最高施工排量4.8 m3/min，总加砂量180 m3。压裂试气施工结束后投堵封堵油管安全可靠，成功更换生产管柱，实现平稳生产，为水平井完井改造施工探索了新路。

表2 水平井压裂完井一体化工艺管柱技术指标表

2.2 固化水屏蔽暂堵技术应用

1）固化水体系的性能

在进行高效、优质压井液配方体系的研究基础上，应同时考虑在气井作业过程中应用屏蔽暂堵技术，进一步减少入井液体进入到储层，减少对储层的伤害。基于以上考虑，试验应用了固化水压井工艺，该固化水体系主要由固化剂、固体堵漏剂、纤维、胶体保护剂等组成。

固体堵漏剂是一种刚性架桥暂堵材料，是自然界中的一种生物性材料，有一定的酸溶能力，其颗粒尺寸分布可以人为控制，以满足不同裂缝宽度的架桥［1］。纤维是白色的，可酸溶，这种结网剂在清水中搅拌会聚集成直径约10 mm的团絮。固化剂是由一种高分子吸水材料组成，遇酸、碱或氧化剂后可以破胶。

该固化水体系利用纤维材料的团絮状结网架桥，能够更好地使固相颗粒在一定的正压差下在裂缝端面形成有效的封堵，并在短短的数秒至数十秒内形成具有一定承压能力、渗透率极低的封堵层，防止储层漏失的发生。同时还加入了软性粒子，能够进一步封堵细小的孔隙和微裂缝［2］。该固化水体

系可以承受12 MPa的正压差、返排压力小于1 MPa。

2）现场应用情况

从2010年开始共进行固化水暂堵气井9口，直井压井液日漏失量控制在3 m3以内，水平井日漏失量控制在5 m3以内，压力、产气量基本与作业前保持一致，部分气井压力有所升高，是由于关井后地层能量恢复，具体情况见表3。

该技术目前在徐深气田应用水平井1口、直井8口，9口井的屏蔽暂堵均取得了较好的效果，成功降低了压井液的漏失量，气井作业后很快能恢复至作业前的压力水平，产气量与作业前基本保持一致，达到了保护储层的目的。

2.3 压井液体系的评价与优选

压井液的选择以油气层岩性，矿物成分和敏感性数据为依据。徐深气田气井作业使用的压井液体系主要包括硝酸盐体系、氯盐体系等无机盐压井液体系，特点是价格较低，配置简单。但在应用过程中发现，Cl-加速对井下管柱的腐蚀、硝酸盐产生硝脆，导致油管开裂，而且作业后气井受到不同程度的污染，复产困难。因此，作业过程中应使用与储层岩石及流体配伍性较高的压井液体系，针对储层的特点引进了甲酸盐压井液体系，并对3种压井液体系与储层的配伍性进行评价。

表3 固化水压井施工工艺应用情况统计表

1）甲酸盐压井液体系对营城组储层岩心渗透率损害情况。选取渗透率0.1～5.8 mD的营城组储层天然岩心，评价了甲酸盐压井液体系在60℃、90℃、120℃损害储层岩心渗透率的程度（表4）。从表4可以看出，随着温度的升高，渗透率呈下降趋势，甲酸盐压井液体系对储层岩心的渗透率损害增大。对于渗透率约为0.1～5.8 mD的岩心，在120℃、90℃、60℃压井作用后，渗透率恢复值平均分别为80.11%、81.09%、82.43%，损害程度较低。

2）硝酸盐压井液体系对营城组储层岩心渗透率损害情况。选取渗透率0.04～5.88 mD的营城组储层天然岩心，评价了硝酸盐压井液体系在60℃、90℃、120℃损害储层岩心渗透率的程度（表5）。从表5可以看出，随着温度的升高，渗透率恢复值呈下降趋势，压井液体系对储层岩心的渗透率损害增大。对于渗透率为0.04～5.88 mD的岩心，在120℃、90℃、60℃硝酸盐压井液作用后，渗透率恢复值平均分别为72.91%、73.87%、74.13%，损害程度较高。

3）KCl压井液体系对营城组储层岩心渗透率损害情况。选取渗透率0.04～5.88 mD的营城组储层天然岩心，评价了KCl压井液体系在60℃，90℃，120℃损害储层岩心渗透率的程度（表6）。从表6可以看出，随着温度的升高，渗透率呈下降趋势，压井液体系对储层岩心的渗透率损害增大。对于渗透率为0.04～5.88 mD的岩心，在120℃、90℃、60℃KCl压井液作用后，渗透率恢复值平均分别为71.38%、72.13%、72.67%，损害程度较高。

根据3种压井液对不同渗透率储层岩心的渗透率损害情况可以看出，3种压井液体系都是随着岩心的渗透率增加，对岩心的渗透率损害程度降低，即渗

透率恢复值Koa/Ko增加，且随着压井液损害时间的增大，岩心的渗透率恢复值下降。综合评价，甲酸盐压井液体系对储层岩心损害程度要远远小于硝酸盐和氯盐压井液体系对储层岩心的损害程度，与储层的配伍性更高，同时甲酸盐对金属材质的腐蚀速率远远低于另外两种压井液，因此，在压井作业施工过程中，推荐选用甲酸盐压井液体系。

表4 甲酸盐压井液体系对营城组储层岩心渗透率损害程度评价结果表

表5 硝酸盐压井液体系对营城组储层岩心渗透率损害程度评价结果表

表6 KCl压井液体系对营城组储层岩心渗透率损害程度评价结果表

3 结论及建议

1）加强气井不压储层工艺管柱的应用，在钻、完井阶段就应考虑后期作业施工中的储层保护问题，从管柱结构上进行设计，同时探索油管桥塞配套工艺。

2）不断加大气井不压井作业施工的推广力度，目前的不压井作业工艺在起下管柱方面已经逐渐成熟，但对于旋转、打捞等复杂工艺还缺少相应的应用技术基础，需要不断试验。

3）在必须进行压井作业施工的情况下，应优先考虑应用储层暂堵工艺技术，推广固化水压井工艺，同时配合使用甲酸盐压井液，达到保护储层的目的。

［1］王国强.固化水暂堵剂在大庆油田气井压井中的应用［J］.内蒙古石油化工，2012（8）：33，39.

［2］张玉光，金哲.关于修井作业中储层保护技术的研究［J］.中国石油和化工标准与质量，2013（7）：187.

（编辑：李臻）

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2095-1132（2014）06-0031-04

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.009

修订回稿日期：2014-11-05

管龙凤（1968-），女，工程师，从事科技管理工作。E-mail：guanlongfeng@petrochina.com.cn。