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[摘 要]油田修井、措施等生产作业量大，受到技术和投资限制，作业过程中的油层污染问题长期难以得到有效解决。本文针对油田修井作业过程存在的主要油层污染原因，研究出系列保护油层工艺技术。同时，配套了相应的软硬件设备，实现了作业过程中油层保护技术规模应用，实现了技术成果规模转化，见到规模效益。各类油层保护技术在大港油田应用1476井次，产量恢复期缩短3d，平均恢复率提高7%，累计减少产量损失7×104t。为油田稳定和提高单井产量提供新技术支持。
[关键词]作业过程 油层保护 低成本 污染 修井液 压井液
中图分类号：TM933.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）10-0240-01
大港油田属于复杂断陷盆地油气藏，地质情况复杂。据统计，大港油田每年修井、措施等作业在2000井次以上，其中30%的油井由于存在水锁、水敏、固相堵塞等作业污染，导致作业后产量恢复期长，恢复率低，造成的产量和经济损失巨大。受到技术和投资限制，作业过程中的油层污染问题长期难以得到有效解决。因此，大港油田公司开展了“生产作业过程中油层保护技术产业化研究与应用”项目的立项研究。针对不同油藏工程与地质特征，从配方上及工艺上进行创新，开发系列低成本新型油层保护工艺技术，并配套相关软硬件条件，促进油层保护在生产作业过程中的产业化应用。
1.作业过程油层保护面临的难题
1.1 地质复杂，油气层损害机理多样
大港油田属于复杂断陷盆地油气藏，油藏类型多、断块破碎、非均质性强，包括8种油气藏， 200多个断块，其地层损害机理多样。油层深度在300m～3500m之间。储层水敏指数多在70%～90%之间，储层水敏性强；油层地层水型有CaCl2型也有NaHCO3型，矿化度在3600～72000mg/L之间。作业液不配伍时容易发生化学反应生成沉淀，结垢堵塞油层；部分油层原油物性差，原油凝固点高达40℃，作业过程常因原油析腊，堵塞油层；低渗油田平均渗透率在5～20×10-3μm2。室内评价表明，岩心水锁损害率在20%-30%之间。
1.2 受成本限制、油层保护技术难以推广
近年来，国内外钻完井过程中的油层保护技术发展迅速，如无固相有机盐钻井液、低渗透成膜钻井液等新技术得到了规模应用。大港油田每年生产作业井次数量巨大，需要采用油层保护液的井数超过800井次，而高成本瓶颈限制了甲酸盐修井液等大多数油层保护液规模推广应用。造成生产作业过程中的油层污染问题长期难以得到有效解决。
2.作业过程油层保护工艺技术
针对不同井况和油层主要污染类型，开展了系统攻关，通过配方改进或工艺创新，研究出系列实用低成本油层保护工艺技术。主要有以下六种低成本技术：
2.1 防垢防水锁修井液技术
段六拨、小集等复杂低渗油藏，泥质含量超过10%，原油凝固点高达40℃，修井作业后产量恢复率低于70%。针对这类油层污染的主要原因，利用本油田采出的高温污水，进行防水敏、防水锁性能优化，研制出该修井液，具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.01-1.02；温度，℃：≥50；表面张力，mN/m：≤26；防膨率，%：≥80%
本技术既解决了原来采用污水作业造成水敏、水锁的污染，又利用污水高温，节约了采用专业清洗剂、除蜡剂的成本。技术简便易行，效果明显。主要用于低渗高凝油井洗、压井作业。
2.2 复合盐压井液技术
密度1.20-1.30 g/cm3压井液。在配方中最大限度利用廉价无机盐替代价格较高的有机盐，优化不同密度时添加剂配比，配制而成。本压井液具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.20～1.32；配伍性：不与高价离子反应、不结垢；渗透率恢复值：≥90%
该油保液稳定性、配伍性好。主要解决高压井作业时结垢、水敏等污染问题，同时相比采用纯甲酸钠体系成本降低。
2.3 卤水改性低滤失压井液技术
对于部分高压井作业时，现场通常使用密度1.30-1.40 g/cm3“卤水”做压井液，因其富含大量的钙、镁离子，浸入油层后，容易发生沉淀反应，结垢堵塞油层。对此，本技术以卤水为基液，优选抗高矿化度钙镁的特殊聚合物，降低滤失量，减轻“卤水”不配伍造成储层损害。改性后压井液具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.20-1.4；表观粘度，mPa.s：15～30；API滤失量，mL：≤20
该技术充分利用较为廉价的卤水作为压井液主要材料，相比甲酸盐等专业压井液，成本大幅度降低。本技术主要应用于地层水富含HCO3-、SO4-等离子，采用卤水直接作业时容易减产的压井作业。
2.4 强悬浮酸溶性压井液技术
针对现场需要使用密度1.40-1.60 g/cm3 压井液时，通常使用甲酸钾溶液配制，但其成本极高。采用在高浓度一价盐溶液中悬浮可酸化加重材料的方式，研制出一种高密度压井液体系，该压井液具有防膨、防结垢的性能，酸溶率≥95%，密度突破常规酸溶性压井液无法超过1.40g/cm3的局限，具体性能如下：密度，g/cm3：1.40～1.60；酸溶性：≥95%；抗温：180℃；渗透率恢复值：≥90%
该技术的特点是抗温性好、稳定性好、成本低，对于作业过程对固相存在影响不大的低渗透作业井使用较为理想。
3.油层保护硬件配套建设
为促进各类油层保护工艺技术规模应用，陆续在油田污染严重的区块建立了3座油层保护配液站，基本实现全油田覆盖；配液能力达到1000m3/d， 能够满足整个大港油区施工作业需要。合理利用了本油田污水的配伍性，降低了运输成本、提高了应用时效性。配套开发了油层保护数据库软件，增加了油层保护分析、诊断、辅助设计等功能。
4.现场应用效果
近几年以来，各项工艺技术在大港油田、青海油田及华油储气库现场应用1496井次，解决了含高凝原油的低渗油层、严重漏失油层以及高压油层作业过程存在的油层污染难题。
4.1高凝低渗油层保护液，在大港小集、段六拨油田规模应用789井次。小集、段六拨为复杂低渗油田：油层平均渗透率在5～15×10-3μm2之间，原油凝固点35～44℃，同时存在水锁、水敏、析蜡堵塞等多种油层污染。新技术应用后平均产量恢复期由之前6.2天缩短至3.2天，恢复率由88%增至95%，累计增油3万多吨。
4.2防漏失修井液技术在羊三木、孔店、枣园、港西等中浅层高渗储层，应用253井次，暂堵成功率由89%提高到93%。平均产量恢复期缩短至3天，累计增油2万多吨。
4.3密度1.2～1.55g/cm3的复合盐压井液及强悬浮可酸溶高密度壓井液在大港滨海一区、港西、王官屯、板桥等高压井应用110井次，体系应用最高密度达到 1.55g/cm3，应用最大井深4000米，解决了高压井作业过程油层污染和高密度甲酸盐压井液成本昂贵的问题。成功率100%，应用后油井平均产量恢复期缩短至3天，恢复率100%。累计增油1万多吨。
5.结论
（1）大港油田修井、措施等生产作业过程油层污染原因主要有：水锁、水敏、漏失、析蜡、结垢堵塞等五个方面。
（2）研究出的六种保护油层修井液工艺技术，在解决油层污染同时，有效控制了成本，实现油层保护技术的规模应用。现场应用1476井次，产量恢复期缩短3d，平均恢复率提高7%，累计减少产量损失7×104t。为油田稳定和提高单井产量提供新技术支持。
[关键词]作业过程 油层保护 低成本 污染 修井液 压井液
中图分类号：TM933.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）10-0240-01
大港油田属于复杂断陷盆地油气藏，地质情况复杂。据统计，大港油田每年修井、措施等作业在2000井次以上，其中30%的油井由于存在水锁、水敏、固相堵塞等作业污染，导致作业后产量恢复期长，恢复率低，造成的产量和经济损失巨大。受到技术和投资限制，作业过程中的油层污染问题长期难以得到有效解决。因此，大港油田公司开展了“生产作业过程中油层保护技术产业化研究与应用”项目的立项研究。针对不同油藏工程与地质特征，从配方上及工艺上进行创新，开发系列低成本新型油层保护工艺技术，并配套相关软硬件条件，促进油层保护在生产作业过程中的产业化应用。
1.作业过程油层保护面临的难题
1.1 地质复杂，油气层损害机理多样
大港油田属于复杂断陷盆地油气藏，油藏类型多、断块破碎、非均质性强，包括8种油气藏， 200多个断块，其地层损害机理多样。油层深度在300m～3500m之间。储层水敏指数多在70%～90%之间，储层水敏性强；油层地层水型有CaCl2型也有NaHCO3型，矿化度在3600～72000mg/L之间。作业液不配伍时容易发生化学反应生成沉淀，结垢堵塞油层；部分油层原油物性差，原油凝固点高达40℃，作业过程常因原油析腊，堵塞油层；低渗油田平均渗透率在5～20×10-3μm2。室内评价表明，岩心水锁损害率在20%-30%之间。
1.2 受成本限制、油层保护技术难以推广
近年来，国内外钻完井过程中的油层保护技术发展迅速，如无固相有机盐钻井液、低渗透成膜钻井液等新技术得到了规模应用。大港油田每年生产作业井次数量巨大，需要采用油层保护液的井数超过800井次，而高成本瓶颈限制了甲酸盐修井液等大多数油层保护液规模推广应用。造成生产作业过程中的油层污染问题长期难以得到有效解决。
2.作业过程油层保护工艺技术
针对不同井况和油层主要污染类型，开展了系统攻关，通过配方改进或工艺创新，研究出系列实用低成本油层保护工艺技术。主要有以下六种低成本技术：
2.1 防垢防水锁修井液技术
段六拨、小集等复杂低渗油藏，泥质含量超过10%，原油凝固点高达40℃，修井作业后产量恢复率低于70%。针对这类油层污染的主要原因，利用本油田采出的高温污水，进行防水敏、防水锁性能优化，研制出该修井液，具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.01-1.02；温度，℃：≥50；表面张力，mN/m：≤26；防膨率，%：≥80%
本技术既解决了原来采用污水作业造成水敏、水锁的污染，又利用污水高温，节约了采用专业清洗剂、除蜡剂的成本。技术简便易行，效果明显。主要用于低渗高凝油井洗、压井作业。
2.2 复合盐压井液技术
密度1.20-1.30 g/cm3压井液。在配方中最大限度利用廉价无机盐替代价格较高的有机盐，优化不同密度时添加剂配比，配制而成。本压井液具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.20～1.32；配伍性：不与高价离子反应、不结垢；渗透率恢复值：≥90%
该油保液稳定性、配伍性好。主要解决高压井作业时结垢、水敏等污染问题，同时相比采用纯甲酸钠体系成本降低。
2.3 卤水改性低滤失压井液技术
对于部分高压井作业时，现场通常使用密度1.30-1.40 g/cm3“卤水”做压井液，因其富含大量的钙、镁离子，浸入油层后，容易发生沉淀反应，结垢堵塞油层。对此，本技术以卤水为基液，优选抗高矿化度钙镁的特殊聚合物，降低滤失量，减轻“卤水”不配伍造成储层损害。改性后压井液具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.20-1.4；表观粘度，mPa.s：15～30；API滤失量，mL：≤20
该技术充分利用较为廉价的卤水作为压井液主要材料，相比甲酸盐等专业压井液，成本大幅度降低。本技术主要应用于地层水富含HCO3-、SO4-等离子，采用卤水直接作业时容易减产的压井作业。
2.4 强悬浮酸溶性压井液技术
针对现场需要使用密度1.40-1.60 g/cm3 压井液时，通常使用甲酸钾溶液配制，但其成本极高。采用在高浓度一价盐溶液中悬浮可酸化加重材料的方式，研制出一种高密度压井液体系，该压井液具有防膨、防结垢的性能，酸溶率≥95%，密度突破常规酸溶性压井液无法超过1.40g/cm3的局限，具体性能如下：密度，g/cm3：1.40～1.60；酸溶性：≥95%；抗温：180℃；渗透率恢复值：≥90%
该技术的特点是抗温性好、稳定性好、成本低，对于作业过程对固相存在影响不大的低渗透作业井使用较为理想。
3.油层保护硬件配套建设
为促进各类油层保护工艺技术规模应用，陆续在油田污染严重的区块建立了3座油层保护配液站，基本实现全油田覆盖；配液能力达到1000m3/d， 能够满足整个大港油区施工作业需要。合理利用了本油田污水的配伍性，降低了运输成本、提高了应用时效性。配套开发了油层保护数据库软件，增加了油层保护分析、诊断、辅助设计等功能。
4.现场应用效果
近几年以来，各项工艺技术在大港油田、青海油田及华油储气库现场应用1496井次，解决了含高凝原油的低渗油层、严重漏失油层以及高压油层作业过程存在的油层污染难题。
4.1高凝低渗油层保护液，在大港小集、段六拨油田规模应用789井次。小集、段六拨为复杂低渗油田：油层平均渗透率在5～15×10-3μm2之间，原油凝固点35～44℃，同时存在水锁、水敏、析蜡堵塞等多种油层污染。新技术应用后平均产量恢复期由之前6.2天缩短至3.2天，恢复率由88%增至95%，累计增油3万多吨。
4.2防漏失修井液技术在羊三木、孔店、枣园、港西等中浅层高渗储层，应用253井次，暂堵成功率由89%提高到93%。平均产量恢复期缩短至3天，累计增油2万多吨。
4.3密度1.2～1.55g/cm3的复合盐压井液及强悬浮可酸溶高密度壓井液在大港滨海一区、港西、王官屯、板桥等高压井应用110井次，体系应用最高密度达到 1.55g/cm3，应用最大井深4000米，解决了高压井作业过程油层污染和高密度甲酸盐压井液成本昂贵的问题。成功率100%，应用后油井平均产量恢复期缩短至3天，恢复率100%。累计增油1万多吨。
5.结论
（1）大港油田修井、措施等生产作业过程油层污染原因主要有：水锁、水敏、漏失、析蜡、结垢堵塞等五个方面。
（2）研究出的六种保护油层修井液工艺技术，在解决油层污染同时，有效控制了成本，实现油层保护技术的规模应用。现场应用1476井次，产量恢复期缩短3d，平均恢复率提高7%，累计减少产量损失7×104t。为油田稳定和提高单井产量提供新技术支持。