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摘要：为保护储层，油田应用密度在1.3～1.4g/cm3修井液时，一般采用甲酸盐体系，费用较高。为节约成本，高压井修井作业采用高密度“卤水”压井，但是对油层污染严重，产量恢复率只有60%。通过污染机理和作业工况分析，研究应用一种新型“低密度两段式”工艺技术。该技术依据油层特征，配制10～15m3的低密度油保液，配合高密度卤水进行修井作业。通过降低油层保护液的用量，大幅度降低了高压修井作业油层保护成本。
关键词：油层保护；污染；修井液；压井液；结垢；卤水
大港油田采油三厂后期作业过程污染比较严重。2008年（1～7月份）470井次油井作业，作业后产量恢复期在5天以上的占到41.7%，产量未恢复的占16.3%。一些高压油井修井作业，为节约成本，常常采用密度在1.3 g/cm3～1.4g/cm3“鹵水”压井。由于结垢等损害，造成作业井的产量恢复周期较长，往往恢复率低于60%的，给油田造成较大的经济损失；对于这类问题的解决，国内外通常采用配制专业的修井液来保护油气层，但成本较高，对于平均单井产量低于5t/d的老油田来说，规模应用存在严重经济适应性问题。因此，技术人员围绕降成本的目标，结合地质和工程两方面分析，成功研究出一种新的工艺技术，并在在现场应用成功，为油田低成本科学开发提供了技术借鉴。
一、油层特征及损害机理分析
段六拨、王官屯高压区块油层，低渗、高矿化度、高泥质含量。平均渗透率在15-50×10-3μm2之间，平均泥质含量12.4%，易产生水敏及水锁双重叠加损害，水敏性指数多在0.7～0.8，水敏性强。地层水型有CaCL2型也有NaHCO3型，矿化度高达20000ppm～40000ppm之间。高压油井修井作业采用的“卤水”，其密度在1.3 g/cm3～1.4g/cm3之间。主要成分为氯化钙、氯化镁、氯化钠等，并含有铁锈、粘土等杂质。由于卤水中Ca2+、Mg2+、SO42-等离子含量异常高容易与高矿化度油层生成CaCO3、CaSO4等沉淀，造成结垢损害。实践发现，这种损害一旦发生，损害程度往往十分严重。如G29-70，作业前本来有8t/d左右产油量，修井时直接用密度1.35 g/cm3卤水压井，作业后产油不到1t/d，长达2个月没有恢复产量，井被压死了。
二、新技术原理
对于高压井作业，修井液密度一般在1.3 g/cm3～1.4g/cm3之间，才能保持整个井筒的压力平衡。如果在井筒下部注入低密度油层保护液，由于密度差原因容易造成油保液污染、液柱压力下降压力等问题。因此，将井筒和地层看成一个大的“U型管”，在“U型管”的底部（近井壁油层内）注入少量的低密度液体（为节约成本，一般小于1.05g/cm3），对压力系统的的影响就减少。作业前根据地层的敏感性，事先针对性的对挤入油层的保护液体进行处理，使其成为具有防垢、防膨、减轻水锁等功能的油层保护液，可以变被动伤害为主动保护。同时，又巧妙的隔离开压井液和地层流体的直接接触，最大程度减轻卤水修井液由于不配伍造成的油层损害。
此外，修井液成本主要与密度、用量有关。该技术油保液密度低，在1.02 g/cm3～1.03g/cm3之间；而且用量少，在10 m3～15m3之间。因此，该工艺技术相比配制专业油层保护液，成本大幅度降低。
三、油层保护工艺技术要点
1.卤水质量要求
卤水用量根据现场具体情况，在空井筒容积基础上附加30%～50%。使用前，添加适当絮凝剂，充分沉淀，静置24h以上。装车时要抽取上部清液，尽可能保证卤水的洁净。
2.油层保护液质量要求
油层保护液用量按照处理地层半径1m～1.5m设计。油层保护液密度在经济条件允许的情况下与卤水密度越接近越好。但为节约成本，密度也可以为1.02g/cm3。采用生活用水作为基液配制。根据油层特性，添加防膨剂、阻垢剂、防水锁剂。主要性能如表1：
3.反循环压井施工要点
1）按照设计配置准备好油层保护液，按要求准备好卤水压井液。根据井下管柱情况，计算好分步挤、注程序和用量；
2）刚开始从套管挤注油层保护液时，要打开油管出口，以减少井筒工作液回流到油层的量；
3）当油层保护液达到油管底部位置时，关闭油管出口，继续顶替，根据计算量将油层保护液挤入油层。油层保护液挤入完毕，缓慢打开油管出口，采用卤水进行反循环压井。
四、应用情况
截止目前，该工艺技术在采油三厂成功应用3口井，平均恢复期2天。两口应用井举例简介如下：
G18-21井是一口检泵作业井。储层深度2712.02m～2882.82m，孔隙度16.5%，渗透率56×10-3um2，泥质含量17.6%。作业前日产油2.58t，水31 m3。采用该技术配制15 m3油层保护液，及1.35 g/cm3液钙压井液110 m3（2次压井）进行检泵作业10天后开井，1天后日产液29 m3，油2.98t，第二天日产液28 m3，油3.5t。
G33-73井是一口下泵提液作业井。储层深度2320.9 m～2336.9m，孔隙度20.38%，渗透率15～174×10-3um2，泥质含量9.91%。作业前日产油0.9吨，水20.04方。采用该技术配制12 m3密度1.02 g/cm3油层保护液、60 m3密度1.30g/cm3液钙压井作业12天。作业后2天液量达到115 m3/d，产油达到5.0t/d。
五、结论
1）采油三厂压井液用卤水，由于其中Ca2+、Mg2+、SO42-等离子含量高，压井作业容易引起油层污染。而且，一旦不配伍造成沉淀结垢堵塞，污染程度十分严重，产量恢复率低于50%；
2）新的工艺技术降低了油层保护液密度、用量，实现了高压井作业低成本保护油层。由于油层保护液用量少，要正确计算，精心施工，以保证油层保护液准确到达预定位置；
3）该技术在海水、污水洗、压井作业中可以参考应用。不过，要根据实际井况和井控条件优化，保证施工安全。
作者简介：尤秋彦，工程师。1989年毕业于大港油田石油工程技术学院，主要从事钻井液完井液、修井液以及油层保护技术研究及应用。现为大港油田石油工程研究院油层保护技术服务。
（作者单位：大港油田钻采工艺研究院）
关键词：油层保护；污染；修井液；压井液；结垢；卤水
大港油田采油三厂后期作业过程污染比较严重。2008年（1～7月份）470井次油井作业，作业后产量恢复期在5天以上的占到41.7%，产量未恢复的占16.3%。一些高压油井修井作业，为节约成本，常常采用密度在1.3 g/cm3～1.4g/cm3“鹵水”压井。由于结垢等损害，造成作业井的产量恢复周期较长，往往恢复率低于60%的，给油田造成较大的经济损失；对于这类问题的解决，国内外通常采用配制专业的修井液来保护油气层，但成本较高，对于平均单井产量低于5t/d的老油田来说，规模应用存在严重经济适应性问题。因此，技术人员围绕降成本的目标，结合地质和工程两方面分析，成功研究出一种新的工艺技术，并在在现场应用成功，为油田低成本科学开发提供了技术借鉴。
一、油层特征及损害机理分析
段六拨、王官屯高压区块油层，低渗、高矿化度、高泥质含量。平均渗透率在15-50×10-3μm2之间，平均泥质含量12.4%，易产生水敏及水锁双重叠加损害，水敏性指数多在0.7～0.8，水敏性强。地层水型有CaCL2型也有NaHCO3型，矿化度高达20000ppm～40000ppm之间。高压油井修井作业采用的“卤水”，其密度在1.3 g/cm3～1.4g/cm3之间。主要成分为氯化钙、氯化镁、氯化钠等，并含有铁锈、粘土等杂质。由于卤水中Ca2+、Mg2+、SO42-等离子含量异常高容易与高矿化度油层生成CaCO3、CaSO4等沉淀，造成结垢损害。实践发现，这种损害一旦发生，损害程度往往十分严重。如G29-70，作业前本来有8t/d左右产油量，修井时直接用密度1.35 g/cm3卤水压井，作业后产油不到1t/d，长达2个月没有恢复产量，井被压死了。
二、新技术原理
对于高压井作业，修井液密度一般在1.3 g/cm3～1.4g/cm3之间，才能保持整个井筒的压力平衡。如果在井筒下部注入低密度油层保护液，由于密度差原因容易造成油保液污染、液柱压力下降压力等问题。因此，将井筒和地层看成一个大的“U型管”，在“U型管”的底部（近井壁油层内）注入少量的低密度液体（为节约成本，一般小于1.05g/cm3），对压力系统的的影响就减少。作业前根据地层的敏感性，事先针对性的对挤入油层的保护液体进行处理，使其成为具有防垢、防膨、减轻水锁等功能的油层保护液，可以变被动伤害为主动保护。同时，又巧妙的隔离开压井液和地层流体的直接接触，最大程度减轻卤水修井液由于不配伍造成的油层损害。
此外，修井液成本主要与密度、用量有关。该技术油保液密度低，在1.02 g/cm3～1.03g/cm3之间；而且用量少，在10 m3～15m3之间。因此，该工艺技术相比配制专业油层保护液，成本大幅度降低。
三、油层保护工艺技术要点
1.卤水质量要求
卤水用量根据现场具体情况，在空井筒容积基础上附加30%～50%。使用前，添加适当絮凝剂，充分沉淀，静置24h以上。装车时要抽取上部清液，尽可能保证卤水的洁净。
2.油层保护液质量要求
油层保护液用量按照处理地层半径1m～1.5m设计。油层保护液密度在经济条件允许的情况下与卤水密度越接近越好。但为节约成本，密度也可以为1.02g/cm3。采用生活用水作为基液配制。根据油层特性，添加防膨剂、阻垢剂、防水锁剂。主要性能如表1：
3.反循环压井施工要点
1）按照设计配置准备好油层保护液，按要求准备好卤水压井液。根据井下管柱情况，计算好分步挤、注程序和用量；
2）刚开始从套管挤注油层保护液时，要打开油管出口，以减少井筒工作液回流到油层的量；
3）当油层保护液达到油管底部位置时，关闭油管出口，继续顶替，根据计算量将油层保护液挤入油层。油层保护液挤入完毕，缓慢打开油管出口，采用卤水进行反循环压井。
四、应用情况
截止目前，该工艺技术在采油三厂成功应用3口井，平均恢复期2天。两口应用井举例简介如下：
G18-21井是一口检泵作业井。储层深度2712.02m～2882.82m，孔隙度16.5%，渗透率56×10-3um2，泥质含量17.6%。作业前日产油2.58t，水31 m3。采用该技术配制15 m3油层保护液，及1.35 g/cm3液钙压井液110 m3（2次压井）进行检泵作业10天后开井，1天后日产液29 m3，油2.98t，第二天日产液28 m3，油3.5t。
G33-73井是一口下泵提液作业井。储层深度2320.9 m～2336.9m，孔隙度20.38%，渗透率15～174×10-3um2，泥质含量9.91%。作业前日产油0.9吨，水20.04方。采用该技术配制12 m3密度1.02 g/cm3油层保护液、60 m3密度1.30g/cm3液钙压井作业12天。作业后2天液量达到115 m3/d，产油达到5.0t/d。
五、结论
1）采油三厂压井液用卤水，由于其中Ca2+、Mg2+、SO42-等离子含量高，压井作业容易引起油层污染。而且，一旦不配伍造成沉淀结垢堵塞，污染程度十分严重，产量恢复率低于50%；
2）新的工艺技术降低了油层保护液密度、用量，实现了高压井作业低成本保护油层。由于油层保护液用量少，要正确计算，精心施工，以保证油层保护液准确到达预定位置；
3）该技术在海水、污水洗、压井作业中可以参考应用。不过，要根据实际井况和井控条件优化，保证施工安全。
作者简介：尤秋彦，工程师。1989年毕业于大港油田石油工程技术学院，主要从事钻井液完井液、修井液以及油层保护技术研究及应用。现为大港油田石油工程研究院油层保护技术服务。
（作者单位：大港油田钻采工艺研究院）