钻完井、修井过程中，中、高孔渗储层易发生工作液漏失，造成深部堵塞，产液量无法有效恢复，影响油井产能。传统酸化以解除近井地带伤害为主，深部漏失伤害欠考虑，不能达到预期效果。中海油服油田生产研究院通过大量的实验工作，研究出一种集有机清洗、润湿反转解水锁、无机除垢于一体的复合解堵方法。该方法处理中以解除深部水锁堵塞、有机堵塞为主，稀酸处理近井地带无机堵塞为辅。在渤中34-5油田A井、渤中34-1油田B井、渤中28-2油田C井、文昌19-1油田D和锦州9-3油田E井均成功应用，增产效果显著。这五口油井的共同点是在大修过程中发生工作液漏失，作业结束后产能下降。

1 储层特点

选取渤中34-5油田的A井、渤中34-1油田^[1]的B井、渤中28-2油田的C井、文昌19-1油田的D井及锦州9-3油田的E井进行现场施工，储层特点及油品性质见表 1。

从表 1可以看出，五口施工井涵盖了深、浅储层，油藏温度从常温到高温，均属砂岩储层；物性上，非均质性强，泥质含量较高，中、高孔渗；油品方面，高含蜡、含胶质、沥青质中等，属于重质稠油，所施工井具有较好的代表性。

2 大修井漏记录

五口井在解堵前均经历了大修作业，大修作业过程中井漏情况见表 2。

从表 2看出，除渤中34-5油田A井、渤中28-2油田C井，其他三口井解堵前的大修作业周期都较长，渤中34-1油田B井作业时长达260 d；作业期间漏失严重，锦州9-3油田E井漏失量高达1 316 m³；作业后减产明显，文昌19-1油田D井减产率达到93.3%，五口井平均减产率67.5%；作业后表皮系数高，表明大修作业对储层造成了不可避免的伤害。

3 储层伤害分析

从大修作业日报得知，五口井在修井检泵过程中，采用过滤海水（MgCl₂型）为基础修井液，与地层水（NaHCO₃型）不配伍。工作液总共漏失进地层分别为420、 535、 400、 148.6、 1 316 m³，作业后测表皮系数依次为30、 21.6、 45、 50和23，表明储层受到了污染。工作液的侵入对储层造成了以下伤害：

（1）由典型油水相对渗透率曲线可知，相对渗透率的改变能使地层对特定液体的有效渗透率下降80%~90%。入侵的工作液使地层中的含油饱和度发生变化，降低了油相的相对渗透率，改变了中、高孔渗储层深部油水润湿性，对于低孔低渗的储层，更容易水锁。

（2）对含蜡较多的油品，温度降低，蜡就会逐渐结晶出，大多数石蜡在小于65 ℃时沉积，工作液温度低于地层温度，原油胶质、蜡质含量高，低温外来流体的浸入使蜡质、胶质析出，造成有机堵塞。

（3）破坏了黏土矿物与地层流体之间的平衡，对于泥质平均质量分数大于10%的储层，工作液长时间的浸泡，黏土矿物水化膨胀（例如，蒙脱石通过吸水膨胀使体积增加到600%）造成堵塞，作业过程中的颗粒运移液亦会堵塞孔喉。

综合分析认为，低温工作液的漏失，首先造成了蜡质等有机沉积物的析出，井筒附近堵塞；其次，工作液改变了地层深部的润湿性，对低孔渗储层造成水锁堵塞；再次，由于储层泥质含量高，工作液的长期浸泡容易发生黏土矿物水化膨胀、运移堵塞，工作液与地层水不配伍也容易形成碳酸盐钙镁等无机垢沉淀。

4 室内实验

针对伤害分析的原因，制定了有机清洗－解水锁－无机除垢的复合解堵体系方案，围绕方案展开了室内实验。

4.1 溶解有机垢实验

研究了有机清洗工作液解除冷伤害形成的蜡质、沥青质等有机沉积物。清洗液以水为溶剂，加入高效有机清洗剂及PA-VERS（润湿反转高效添加剂），其溶解沥青质情况见图 1，溶解蜡质情况见图 2，可以看出，质量分数为10%的清洗剂对沥青质、蜡质的溶解效果良好。对文昌19-1油田F井取心切片进行有机清洗液接触角测试，结果见表 3。结果表明，经PA-VERS处理后的岩心润湿性有明显向水润湿方向反转的趋势，可有效解除储层润湿性伤害。

4.2 解水锁实验

五口井的含油饱和度均高，水敏性强。修井液进入低孔渗储层，造成了水锁^{[2, 3]}堵塞。PAVERT（高效解水锁剂）主要是通过降低油水界面张力，降低毛管阻力，降低返排过程中的油流阻力，促进侵入流体的排出，从而解除贾敏效应造成的水锁现象。PA-VERT降低界面张力的能力如表 4所示，可以看出，加入PA-VERT后，除盐酸体系外，其他五种体系平衡界面张力降低率均在84.9%以上。从砂岩解水锁实验结果（图 3）可以看出，加入0.5%的PA-VERT后油驱水压力下降初始为2 MPa，平衡后为1 MPa，有效的降低了油驱水压力，解除了水锁。

4.3 酸液体系选择

砂岩储层的酸化，可选择盐酸体系、土酸体系、氟硼酸体系、多氢酸体系来处理。土酸跟黏土矿物的反应非常迅速，且易形成二次沉淀，随着温度的升高，沉淀会越多。氟硼酸是一种缓速酸，它能缓慢水解生成HF，其反应速度低于常规土酸，因而在酸液耗尽之前可以深入油层内部较大范围^[4]，其缺陷在于不适合高温储层。多氢酸体系^[5]缓慢生成HF酸且能较长时间保持低浓度状态，达到深部酸化的目的，适用储层温度可达到160 ℃甚至更高。通过优化酸液配方，及时返排，有效避免了二次沉淀，整个解堵体系不会产生二次沉淀。

4.3.1 岩粉溶蚀实验

通过室内实验，考察盐酸体系、土酸体系和多氢酸体系对实际油田岩样的溶蚀率，选出合理的解堵体系。以渤中34-5油田A井为例，进行岩屑溶蚀实验，该井属于高温井，选择盐酸、土酸和多氢酸体系，水浴温度90 ℃，时间2 h，干燥温度105 ℃，时间2 h，结果见表 5。根据实验结果，选择8% HCl +4%多氢酸A+6%多氢酸B作为主体酸酸液配方。

4.3.2 岩心流动实验

为考察污染岩心的酸化解堵效果，实验室做了岩心流动实验。基本实验步骤如下：首先对文昌19-1油田取出的岩心进行洗油、抽真空饱和（采用4%氯化铵溶液作为基液进行饱和），然后做岩心污染试验。以未污染的岩心渗透率为K₀，钻井液污染后的渗透率为K₁，完井液污染后的渗透率为K₂，修井液污染后的渗透率为K₃，酸液体系解堵后的渗透率为K₄，岩心渗透率恢复结果见表 6。

从表 6可以看出，对于文昌19-1油田来说，钻井液、完井液、修井液均对岩心造成了伤害，修井液进一步加大了伤害，经过酸液体系解堵，可使渗透率恢复到110.2%，所选解堵体系有针对性。

5 现场施工和解堵效果 5.1 施工工艺

解堵体系一般由清洗液、解水锁液、酸液、顶替液组成。

挤注过程：首先是清洗液，解除有机垢堵塞；其次是解水锁液，解除水锁堵塞并改变润湿性；最后挤注酸液，处理近井地带的无机垢、黏土膨胀、微粒运移堵塞。

5.2 现场施工

2015年5月9日渤中34-1油田B井进行解堵作业，受生产管柱限制，采用油套环空反挤注解堵液，环空容积20 m³。酸化施工曲线见图 4。环空补液及反替清洗液过程中，因阻力，压力升高，环空充满清洗液进入储层，压力迅速下降，表明有机堵塞得到有效解除。反挤解水锁液20 m³时压力稳定，排量进一步提高，深部水锁解除。采用稀酸处理，小排量挤注，反挤前置液10 m³，反挤处理液35 m³，反挤顶替液30 m³，酸液进入储层后，压力下降，排量提升，无机堵塞得到有效解除。挤注完毕停泵测压降15 min，然后关井30 min，返排。曲线验证了储层的伤害主要是无机垢堵塞，其次为水锁和部分有机垢堵塞。

2015年8月4日文昌19-1油田D井解堵作业，电潜泵“ Y”管柱生产，用油管正挤，管柱容积10 m³。酸化施工曲线见图 5。正挤清洗液时，压力随排量增大而增大，挤注解水锁液1 m³清洗液进入储层，压力不变，排量提升，说明部分有机堵塞。正挤解水锁液20 m³，压力先升高，解堵液进入储层后压力明显下降，排量提高，说明水锁堵塞是主要原因。正挤处理液30 m³，正挤顶替液10 m³，无机堵塞得到解除，压力下降，排量提升。挤注完毕停泵测压降15 min，然后关井30 min，返排。曲线验证了储层的伤害主要是水锁、无机垢堵塞，其次为有机垢堵塞。

5.3 解堵效果

表 7是海上五口井解堵前后的生产情况，其中渤中34-5油田A井解堵后增液45.3 m³/d，增油44.6 m³/d。渤中34-1油田B井解堵后增液23.6 m³ /d，增油26 m³/d，目前仍有增长趋势。渤中28-2油田C井解堵后增液98.4 m³/d，增油73.4 m³ /d，产量是作业前的3倍。D井是文昌19-6构造上的第一口开发评价井，对文昌19-6构造的整体开发和储量动用具有非常重要的的意义，解堵后增液155.8 m³/d，增油147 m³/d，产量是作业前的37.7倍。锦州9-3油田属于二元驱产油，地层条件复杂，E井解堵后前期增液明显，后期逐渐趋于平缓。图 6、 图 7是两口典型井生产曲线，增产效果非常显著。2016年2月，5口井累计增油超过45 000 m³。

6 结论

（1）以有机清洗－解水锁－无机除垢为主的新型处理工艺方法在五口典型井的成功应用，表明该解堵工艺可有效解除海上油田中、高孔渗油井钻完井液漏失伤害，解堵增产效果良好，对海上受到同类伤害井的解堵作业具有很好的借鉴作用。

（2）五口井施工效果表明：非酸处理有机垢、润湿性伤害、水锁伤害，稀酸处理无机堵塞的思路正确，体系选择针对性强、段塞用量设计合理。

（3）该工艺适用中、高孔渗、非均质性强的砂岩储层，高含蜡、高含沥青质及高含泥、高温、深井等油井由工作液漏失造成储层伤害的解堵作业。