無黏土相完井液技術及其在元壩天然氣藏的應用

王 宇，霍寶玉，王先洲，蔡志偉

（1.河北聯(lián)合大學 礦業(yè)工程學院，河北 唐山 063009； 2.四川仁智油田技術服務股份有限公司，四川 綿陽 621000；3.中國石油渤海鉆探工程公司 第五鉆井工程分公司，河北 河間 062450； 4.新疆油田公司 第一采油廠，新疆 克拉瑪依 834000）

無黏土相完井液技術及其在元壩天然氣藏的應用

王 宇1，霍寶玉2，王先洲3，蔡志偉4

（1.河北聯(lián)合大學 礦業(yè)工程學院，河北 唐山 063009； 2.四川仁智油田技術服務股份有限公司，四川 綿陽 621000；3.中國石油渤海鉆探工程公司 第五鉆井工程分公司，河北 河間 062450； 4.新疆油田公司 第一采油廠，新疆 克拉瑪依 834000）

元壩天然氣藏具有埋藏深、高溫高壓、儲層非均質性強、低孔超低滲、多壓力系統(tǒng)等復雜的地層特性.針對該地區(qū)儲層特點，考慮儲層保護，以無機鹽和甲酸鹽作為基液，通過實驗進行處理劑的配比優(yōu)選和配伍性評價，研究無黏土相完井液技術.結果表明：該系列完井液密度調節(jié)范圍為1.20～2.00 g/cm3，抗溫為150℃，懸浮能力強，與儲層配伍性好，對巖心損害率小于9%，有利于儲層保護.該技術成功應用于元壩10-側-1井，并獲高產氣流，天然氣產量為50.970 1×104m3/d.

元壩天然氣藏；無黏土相；完井液；基液；處理劑；配伍性

0 引言

元壩天然氣藏地處川東北地區(qū)，屬南方海相油氣儲藏，其儲層深度一般為5 000～7 400 m，具有高溫高壓、多鹽巖層、儲層非均質性強、低孔特低滲、多壓力系統(tǒng)等復雜的地層特性.目前我國使用廣泛的常規(guī)淡水泥漿完井液對低滲透儲層造成傷害，包括濾液和固相侵入、黏土水化膨脹和地層滲透率降低，并且完井作業(yè)后常遺留一些酸不溶解的濾餅沉淀物，難以清除并影響后續(xù)生產[1-5].對低孔滲儲層國外常使用鹽水作為完井液控制地層壓力.常用無機鹽溶液主要由NaCl、KCl、CaC12、CaBr2、ZnBr2中的一種或幾種復配而成，以平衡地層壓力.一方面，由于這種完井液體系不含固相，在井壁上不能形成內泥餅和外泥餅，沒有控制濾失的造壁能力[6-7]；另一方面，該完井液體系鹽度較高，普通的高分子聚合物處理劑抗溫抗鹽性較差，甚至在高密度鹽水體系中有不溶解現象[8-11].

為了更好地開發(fā)元壩地區(qū)深部油氣藏，最大限度地減少儲層的傷害，筆者開展完井液基液和處理劑的優(yōu)選及其配伍性評價，研究密度調節(jié)范圍寬、體系性能穩(wěn)定、懸浮能力強、與儲層配伍性好的新型無黏土相完井液技術.

1 實驗

1.1 完井液基液

含鈣無機鹽類中Ca2＋可以提供抑制性化學環(huán)境，具有防塌，抗污染，穩(wěn)定性能良好，易形成薄而韌的泥餅，且在高密度高溫條件下能夠維持較低的黏度和切應力等特點.甲酸鹽類是一類環(huán)保型處理劑，不需要添加固體加重材料就可以使完井液獲得較高密度，在高溫、高密度、高壓條件下黏度和活度較低，具有良好的流變性、抑制性、環(huán)保性和可降解等特性[12-14].無黏土相完井液體系以無機鹽和甲酸鹽為基液，根據可溶性鹽對完井液基液密度的影響，結合鹽溶液的物理化學性質及成本因素進行實驗，篩選密度調節(jié)范圍為1.20～2.00 g/cm3的無黏土相完井液基液，5種基液組分見表1.

1.2 增黏劑優(yōu)選

無黏土相完井液體系中不含黏土固相，且鹽度較高，普通的高分子聚合物并不適用，需要提高完井液體系黏度.高黏性鹽水不僅能夠避免由漏失造成井筒液柱壓力下降而導致的井噴，而且具有較高的黏性和較低的滲透速率，可以降低地層氣體和完井液的置換速度[15-16].實驗選擇的4種增黏劑分別為生物黃原膠XC、高效黃原膠增黏劑RZ-1、高黏聚陰離子纖維素PAC-HV和改性羥乙基纖維素膠增黏劑HE150.增黏劑的優(yōu)選是在相同基漿中加入不同種類的增黏劑，進行老化前后性能評價，實驗結果見表2.

表1 無黏土相完井液基液組分

表2 增黏劑優(yōu)選實驗數據

由表2可見，在低密度環(huán)境下，4種增黏劑在無黏土相完井液基漿體系中表現不同的流變性能和降失水性能.XC在基漿1鹽溶液里溶解性差，起不到快速增加基液黏度的作用；RZ-1可以滿足低密度條件下提高完井液黏度的要求，且性能指標優(yōu)于PAC-HV.在高密度環(huán)境下，基漿2含鹽量大幅度提高，增黏劑RZ-1不再適用；改性羥乙基纖維素膠增黏劑HE150可以增強高礦化度下完井液的懸浮能力.

1.3 降濾失劑優(yōu)選

根據不同降濾失劑的作用機理，選擇3種降濾失劑，利用高溫高壓濾失儀進行無黏土相完井液體系降濾失劑優(yōu)選實驗.3種降濾失劑分別為抗溫淀粉DFD150、低黏聚陰離子纖維素RZ-2和兩性離子聚合物降濾失劑JT888，實驗結果見表3.

表3 降濾失劑優(yōu)選實驗數據

由表3可見，3種降濾失劑與基漿3配伍性較好，其中DFD150降失水效果最好，但是起泡嚴重，密度下降幅度較大.RZ-2和JT888降失水能力相當，可以滿足1.60 g/cm3以下無黏土相完井液降濾失要求.

2種降濾失劑與基漿4配伍性實驗結果表明，體系加入JT888后，有未溶解的處理劑附著于罐壁上，隨著基液含鹽量的增加（密度1.80 g/cm3的基液含鹽量達到270%），溶液中自由水含量減少，JT888析出.RZ-2與高密度體系配伍性好，熱滾后黏度切應力適中，失水量小于9 m L，可使高密度完井液失水量控制在合理范圍.

1.4 緩蝕劑優(yōu)選

無黏土相完井液體系以無機鹽和甲酸鹽為基液，作為電解質溶液對油管套管和施工設備有很強的腐蝕作用，嚴重時甚至發(fā)生穿孔、斷裂等事故.因此，為減小完井液對油管、套管的腐蝕程度，在完井液中需要加入緩蝕劑，在鋼體表面形成一層保護膜，以防止電化學腐蝕[17-18].實驗選擇HS-1、SHD和EL-21等3種高溫酸性復配緩蝕劑.按照GB/T 18175-2000進行實驗，測定時間為72 h，實驗結果見表4.由表4可見，緩蝕劑EL-21對各鹽水體系緩蝕效果最佳，緩蝕率達到80%以上.

表4 緩蝕劑篩選實驗數據

1.5 防水鎖劑優(yōu)選

當完井液濾液進入儲層后，產生較大的毛細管力而引起水鎖效應.在完井液體系中加入適量的防水鎖表面活性劑，降低進入產層流體的表面張力，即使有濾液侵入儲層也易于返排，疏通油氣通道，最大限度地恢復、解放油氣井投產后儲層的滲透性.實驗選用4種表面活性劑：陽離子表面活性劑MS-1、非離子表面活性劑FSH、兩性離子表面活性劑SATR和非離子表面活性劑OP-10，實驗結果見表5.

由表5可見，防水鎖劑SATR降低表面張力的效果是最好的，其平均表面張力為25.5 m N/m，添加量質量分數控制在0.8%～1.0%之間較合適.

表5 表面張力測定結果

1.6 完井液配方

確定不同密度完井液基液組成，優(yōu)選效果較佳的增黏劑、降失水劑、緩蝕劑和防水鎖劑.通過各種處理劑與完井液基液的合理配比，優(yōu)化設計密度范圍為1.20～2.00 g/cm3無黏土相完井液配方，見表6.

表6 不同密度無黏土相完井液配方

2 完井液體系評價

2.1 抗溫穩(wěn)定性

為了適應不同性質儲層的需要，將優(yōu)化后的完井液配方在溫度120℃老化16 h（未滾動），測定流變性及失水造壁性，實驗結果見表7.

表7 不同完井液體系抗溫穩(wěn)定性實驗數據

由表7可見，該組完井液體系具有較好的流變性和較低的失水量，其中甲酸鹽完井液體系抗溫性能最好.針對密度為1.25 g/cm3HCOONa完井液體系，抗溫150℃，連續(xù)加熱32 h（未滾動），實驗結果見表8.

由表8可見，2組實驗數據中表觀黏度、塑性黏度和剪切力變化較小，中壓失水量小于5.0 m L，高溫高壓失水量最大為26.5 m L，表明甲酸鹽完井液體系抗溫穩(wěn)定性良好，且流動性能良好，有利于井下作業(yè).

表8 HCOONa完井液體系抗溫穩(wěn)定性實驗數據

2.2 抑制性評價

選取川西新場6井須五段巖屑，經過6目和10目的雙層分樣篩篩選巖屑顆粒，各稱取50.00 g巖屑顆粒，分別裝入盛有350 m L蒸餾水、不同密度完井液的高溫老化罐中，120℃溫度條件下老化16 h后，冷卻至室溫過40目的分樣篩，干燥冷卻后稱其巖屑顆粒質量，計算滾動回收率（見圖1）.

圖1 泥頁巖滾動回收率

由圖1可以看出，蒸餾水滾動回收率只有48.04%；該組完井液體系的滾動回收率在95%以上，具有強抑制泥頁巖水化的能力.采用掛片法進行腐蝕性實驗評價，選擇密封包裝的標準掛片，將掛片置于無水乙醇擦洗、浸泡片刻，置于濾紙上冷風吹干，用濾紙包好置于干燥器中，24 h后稱重待用；將清潔掛片置于高溫高壓腐蝕釜中，調節(jié)腐蝕溫度為120℃，滾動腐蝕16 h；將腐蝕后的掛片取出，其處理方法同腐蝕前掛片處理方法相同.實驗數據見表9.

2.3 腐蝕性能

表9 不同密度完井液腐蝕性能實驗數據

由表9可以看出，不同密度完井液在溫度120℃滾動16 h條件下標準掛片的腐蝕速率均低于0.1 mm/a，說明該完井液體系可以減輕對井下工具及套管的腐蝕，防腐能力滿足完井液入井要求.

2.4 儲層保護評價

為了檢測完井液體系對儲層巖心的損害程度，按照SY/Y 6540-2002開展無黏土相完井液損害油氣層靜態(tài)評價實驗.采用巖心流動實驗裝置模擬井下情況，根據元壩天然氣藏儲層特點選取模擬物性的人造巖心A1～A5，實驗結果見表10.

表10 完井液儲層損害率實驗數據

由表10可見，不同密度無黏土相完井液體系巖心滲透率損害率均小于9%，其中以甲酸鹽完井液體系損害率最低，表明所研制的無黏土相完井液可以減輕地層傷害，有效保護產層.

3 現場應用

為滿足元壩10-側1井水平段儲層保護需要，結合地層壓力、井底溫度，選擇密度為1.26 g/cm3，抗溫為150℃的甲酸鈉完井液，配制12 m3，漏斗黏度為190 s，流動性良好，易泵入，注入排量為15 L/s至6 500～7 050 m井段，起出井內全部替液管柱.現場試驗配方：HCOONa溶液＋2.0%RZ-2＋0.5%RZ-1＋1.0%EL-21＋0.8%SATR（質量分數）.

2011年4月30日至7月29日，對元壩10-側1井長興組（7 011～7 180 m）進行射孔和系統(tǒng)測試.測試后采用油嘴10 mm×孔板（34 mm＋34 mm）工作制度，用臨界速度流量進行放噴試采，獲得天然氣產量50.970 1×104m3/d；試井解釋總表皮因數為-5.9，說明儲層不存在污染.

4 結論

（1）以無機鹽溶液和甲酸鹽溶液為基液，通過處理劑的合理配比添加，研制一套密度調節(jié)范圍為1.20～2.00 g/cm3無黏土相完井液體系.該系列完井液體系性能穩(wěn)定，懸浮能力強，與儲層配伍性好，對巖心損害率小于9%.

（2）該技術成功應用于元壩10-側1井，現場試驗配方（質量分數）為：HCOONa溶液＋2.0%RZ-2＋0.5%RZ-1＋1.0%EL-21＋0.8%SATR.該井完井后獲天然氣產量為50.970 1×104m3/d，總表皮因數為-5.9，說明該完井液體系具有良好的抗高溫穩(wěn)定性能，能夠有效地保護儲層，不存在儲層污染損害.

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Clay free completion fluid technology and its application in Yuanba gas reservoirs/2012，36（4）：59-63

WANG Yu1，HUO Bao-yu2，WANG Xian-zhou3，CAI Zhi-wei4
（1.College of Mining Engineering，Hebei United University，Tangshan，Hebei 063009，China；2.Renzhi Oilfield Technology Services Co.Ltd，Mianyang，Sichuan 621000，China；3.Drilling Engineering Company No.5，BHDC，Hejian，Hebei 062450，China；4.Oil Recovery Plant No.1，Xinjiang Oilfield，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Yuanba gas reservoir in northeast Sichuan has many complex geologic characters，such as deep buried depth，high temperature and high pressure，non-isotropic strongly，low permeability and low porosity，complex pressure systems，etc.In view of the geologic characters in the area，based on the reservoir protection，through a rational collocation of treating agents，a series of clay free completion fluid systems have been developed，for which inorganic salt solution and formic acid salt solution are used as base fluids.The systems have many advantages as follows：the controllable density is from 1.20 to 2.00 g/cm3；resistant temperature is 150℃；the cutting suspension and the comparability with reservoir are both better；the damage rate of rock core is less than 9%which is good for formation damage control.This technology has been successfully applied to Yuanba10-side-1 Well which has obtained high natural gas output by 50.970 1×104m3/d.

Yuanba gas reservoir；clay free phase；completion fluid；base fluid；treating agents；comparability

TE254；TE257

A

2095-4107（2012）04-0059-05

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2012.04.011

2012-05-02；編輯：任志平

國家自然科學基金項目（40972079，41172015）

王 宇（1984-），女，碩士，講師，主要從事油氣井工作液和提高采收率方面的研究.