延長油田保護儲層射孔液的研究與應用

王海洲，王 勇，楊 琦，李 鵬，張 倩

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司延長油田股份有限公司，陜西延安716000；2.陜西延長石油（集團）有限責任公司延安石油天然氣有限公司，陜西西安710021；3.西安石油大學石油工程學院，陜西西安710065）

延長油田保護儲層射孔液的研究與應用

王海洲1，王 勇2，楊 琦3，李 鵬1，張 倩1

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司延長油田股份有限公司，陜西延安716000；2.陜西延長石油（集團）有限責任公司延安石油天然氣有限公司，陜西西安710021；3.西安石油大學石油工程學院，陜西西安710065）

在延長油田低滲透油藏的完井過程中，由于外來流體的侵入，使儲層孔隙被堵塞，導致油層傷害。為了降低外來流體對儲層的傷害，研制了保護儲層的射孔液。通過微波法對黃原膠進行改性，改性后黃原膠的表觀粘度提高達80%以上，在質(zhì)量分數(shù)為4%的鹽水中動切力達27 Pa以上，同時耐溫性和抗鹽性均好于黃原膠，將其作為增粘劑，并與暫堵劑、穩(wěn)定劑和表面活性劑等進行優(yōu)選和組合復配。研制的射孔液由清水、質(zhì)量分數(shù)為0.8%的改性黃原膠、質(zhì)量分數(shù)為5%的暫堵劑HFY、質(zhì)量分數(shù)為0.2%的分散劑HEC、質(zhì)量分數(shù)為1%～2%的粘土穩(wěn)定劑HCS-G、質(zhì)量分數(shù)為0.3%的4號表面活性劑和質(zhì)量分數(shù)為2%～5%的KCl復配而成。性能評價結(jié)果表明，研制的無固相射孔液API濾失量控制在8.2 mL，巖屑回收率為91.2%，具有良好的流變性、抗污染性和抗乳化性且易被生物降解等特點。動態(tài)傷害模擬實驗結(jié)果表明，該射孔液對巖心的滲透率恢復率為88.5%～95.3%。截至2012年11月27日，新研制的射孔液在延長油田13口井成功應用，與周圍鄰井相比，新投產(chǎn)油井平均產(chǎn)油量提高了0.3～2.8倍，既有效保護了油氣層，又易被生物降解。

低滲透油藏射孔液儲層保護完井液延長油田

延長油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部，其儲層具有含油層系多、復式聚集成藏和特低滲透率等特點［1-2］。延長油田的完井方式主要為射孔完井，完井射孔液是造成儲層傷害的重要因素之一。近年來，針對延長油田保護儲層的射孔液研究甚少，幾乎所有區(qū)塊都在使用清水或普通鹽水作為射孔液，存在射孔液濾失量大、懸浮能力差、粘土膨脹和水鎖效應強等問題；此外，完井射孔液產(chǎn)生的細顆粒運移也會堵塞孔隙［3］。黃原膠具有高粘度、耐酸耐堿耐鹽性、觸變性、懸浮性、增稠性及穩(wěn)定性等多種優(yōu)異性能，但其耐溫性較差［4］。為此，筆者對黃原膠分子進行改性，將其作為射孔液的增粘劑；通過大量室內(nèi)實驗，研制了無固相射孔液配方，并在延長油田的13口井進行現(xiàn)場應用，效果良好。

1 射孔液配方實驗合成及優(yōu)選

1.1 增粘劑的合成及性能評價

1.1.1 合成方法

增粘劑的合成方法分為4個步驟：①將一定量的黃原膠溶于去離子水中，置于四口燒瓶中，充分攪拌使黃原膠溶解；②加入丙烯酸至黃原膠溶液中，用NaOH調(diào)節(jié)黃原膠溶液至pH值為7；③加入適量磺酸基聚合物和N，N-亞甲基雙丙烯酰、引發(fā)劑KPS，充分攪拌溶解，將反應液轉(zhuǎn)入微波爐反應器中低溫反應，并通氮氣除氧，反應125 min；④將反應物取出并用甲醇水溶液洗滌數(shù)次，過濾，干燥，粉碎，即得到改性黃原膠。

圖1 改性黃原膠的紅外譜

1.1.2 改性黃原膠分子表征

從圖1可見，改性黃原膠分子中D-葡萄糖單元、D-甘露糖單元的―C—O吸收峰在1 282.62 cm-1處，丙酮酸基團和乙?；鶊F中―CH3的彎曲振動吸收峰在1 468.39 cm-1處，醇羥基中—OH與—NH伸縮振動吸收峰疊加在3 437.8 cm-1處，—CH的特征吸收峰在2 904.8 cm-1處；酰胺基中的—C====O的特征吸收峰在1 672.7和1 652.9 cm-1處；1 056.89和1 177.34 cm-1是磺酸基聚合物中—SO3-的特征吸收峰。結(jié)果表明，丙烯酰胺等分子已接枝到黃原膠上，所接技的聚合物為磺酸基型黃原膠。

1.1.3 改性黃原膠性能評價

增粘劑可調(diào)節(jié)射孔液的流變性，提高射孔液的攜屑能力；不但能將井內(nèi)巖屑和其他固相物質(zhì)攜帶出井口，還可減少射孔液的濾失量。當剪切速率為10 s-1時，由質(zhì)量分數(shù)為0.2%黃原膠和0.2%改性黃原膠溶液在不同溫度下的表觀粘度（圖2）可以看出：在溫度相同的條件下，改性黃原膠溶液的粘度比黃原膠高達80%以上，說明改性黃原膠具有更強的增粘性能；其粘溫曲線也較黃原膠的粘溫曲線相對平緩，說明其耐溫性也好于黃原膠。

圖2 不同溫度下改性黃原膠和黃原膠溶液的表觀粘度

表1 不同質(zhì)量分數(shù)改性黃原膠在2種鹽水溶液中的抗溫抗鹽性能評價結(jié)果

將不同質(zhì)量分數(shù)的改性黃原膠分別加入到飽和鹽水和質(zhì)量分數(shù)為4%的鹽水中，在120℃下熱滾16 h后老化，測其老化前后的流變性和濾失量。結(jié)果（表1）表明：在飽和鹽水和質(zhì)量分數(shù)為4%的鹽水中高溫老化后，隨著改性黃原膠質(zhì)量分數(shù)的增加，其表觀粘度和塑性粘度均增大，濾失量均減少；當改性黃原膠的質(zhì)量分數(shù)由0.4%增至1.2%時，老化后，其在飽和鹽水中的表觀粘度分別下降了42.9%，39.1%，37.1%，32.4%和31.7%，表明增加改性黃原膠的質(zhì)量分數(shù)可提高溶液的表觀粘度；老化后，不同質(zhì)量分數(shù)改性黃原膠溶液的表觀粘度在質(zhì)量分數(shù)為4%的鹽水中分別下降了24.3%～29.3%，表明改性黃原膠具有較好的抗鹽耐溫性能。從表1亦可看出，在飽和鹽水和質(zhì)量分數(shù)為4%鹽水中高溫老化后，改性黃原膠溶液的動切力分別為39.1和20.8 Pa，較高的動切力說明改性黃原膠分子空間網(wǎng)架結(jié)構強度高，具有較強的攜帶巖屑能力，并能降低射孔液的濾失。改性黃原膠具有抗鹽、耐溫、高動切力性能是因為：①在黃原膠的分子鏈中引入的磺酸基等基團使分子鏈加長以及締合作用加強，由于聚合物高分子在飽和鹽水和在4%的鹽水中形成了空間交聯(lián)網(wǎng)絡結(jié)構，使溶液粘度大幅上升，使改性黃原膠溶液具有更好的抗老化性能和增粘作用；②因飽和鹽水中有足夠多的Na+，能夠消除分子鏈上的負電荷產(chǎn)生的斥力，這些陽離子與側(cè)鏈相結(jié)合，使得改性黃原膠分子鏈變得更具有彈性，分子間斥力減小，具有較好的抗鹽性。

當改性黃原膠的質(zhì)量分數(shù)為0.8%～1.2%時，其表觀粘度和濾失量均可滿足施工要求；若增大改性黃原膠的質(zhì)量分數(shù)，不但會增加用量，而且會增大粘度和動切力，從而增加施工壓力。因此，根據(jù)實驗結(jié)果和考慮成本因素，改性黃原膠的質(zhì)量分數(shù)以0.8%～1.2%為宜。

1.2 暫堵劑優(yōu)選

暫堵劑不但能堵漏儲層，而且隨著地層原油的產(chǎn)出和反向壓力的作用，一部分暫堵劑被沖出孔隙，另一部分暫堵劑被溶解，從而使儲層滲透率得到恢復［5-8］。將樹脂類、纖維聚合物和有機低分子化合物3類油溶性暫堵劑與分散劑進行復配，以達到使暫堵劑充分溶解，降低射孔液濾失量的目的。測試方法如下：稱取不同類型暫堵劑2 g，分別置于150 mL侏羅系延安組延8原油和三疊系延長組長6原油中，在60℃下溶解24 h后，過濾殘渣并在105℃下烘干，準確稱量殘渣質(zhì)量。由測試結(jié)果（表2）可以看出：樹脂類暫堵劑FRD-1對延8原油和長6原油的溶解率分別為96%和97%，溶解后原油粘度分別增加11.74%和10.20%；低分子有機暫堵劑HFY對延8原油和長6原油的溶解率分別為94%和90%，溶解后原油粘度分別增加了4.86%和5.38%，纖維聚合物暫堵劑DYY-1和BQ對原油的溶解率均低于90%，且溶解后原油粘度增幅較大，導致原油流動阻力變大。因此，將溶解率高、原油粘度增幅小的低分子有機暫堵劑HFY作為射孔液暫堵劑。

表2 不同暫堵劑油溶性能測試結(jié)果

在清水和質(zhì)量分數(shù)為0.8%的改性黃原膠中，分別加入質(zhì)量分數(shù)為2%，3%和5%的HFY暫堵劑，由不同質(zhì)量分數(shù)的暫堵劑HFY對射孔液流變性的影響實驗結(jié)果（表3）可知，隨著暫堵劑HFY質(zhì)量分數(shù)的增大，老化后射孔液的表觀粘度增大，濾失量減少；5%的HFY暫堵劑高溫老化前后濾失量仍較大，為了使油溶性暫堵劑更好地分散在射孔液中，降低濾失量，在由清水、質(zhì)量分數(shù)為0.8%的改性黃原膠和5%的暫堵劑HFY組成的混合液中，加入質(zhì)量分數(shù)為0.2%的分散劑HEC，其老化前后濾失量均最小，說明分散劑HEC可使暫堵劑更好地分散在溶液中降低濾失量，可滿足無固相體系濾失要求，故將0.2%分散劑HEC與5%HFY復配作為射孔液暫堵劑。

表3 暫堵劑對射孔液流變性能影響評價結(jié)果

1.3 穩(wěn)定劑優(yōu)選

在對儲層進行鉆井、完井作業(yè)時，為避免清水和低礦化度液體進入儲層，須加入一定量的粘土穩(wěn)定劑或防膨劑［9］。由不同粘土穩(wěn)定劑的防膨效果（表4）可以看出，質(zhì)量分數(shù)為1%和2%的HCS-G穩(wěn)定劑的線性防膨率為92%和95%，巖屑回收率為90%和93%，不但均高于同等質(zhì)量分數(shù)的BYNW，COP-1和HW這3種粘土穩(wěn)定劑的防膨率，而且比質(zhì)量分數(shù)為5%的KCl的線性防膨率還高，說明其防膨有效期更長。因此，選用質(zhì)量分數(shù)為1%～2%的HCS-G作為射孔液的穩(wěn)定劑。

表4 不同粘土穩(wěn)定劑的防膨效果

1.4 解水鎖劑優(yōu)選

優(yōu)選了4種與地層水配伍性良好的水溶性非離子表面活性劑，并用SVT20旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀分別測定射孔液中加入水溶性非離子表面活性劑時的界面張力。由圖3可見：隨著表面活性劑質(zhì)量分數(shù)的增大，加入4號表面活性劑時界面張力的降幅遠大于加入其他3種表面活性劑時界面張力的降幅；4號表面活性劑在質(zhì)量分數(shù)為0.2%時的界面張力為0.042 mN/m，而在質(zhì)量分數(shù)為0.3%時，達到最低，為0.019 3 mN/m。實驗結(jié)果表明，4號表面活性劑的性能比其他3種優(yōu)越，可大幅度降低射孔液的油水界面張力，從而預防或減少水鎖傷害。故將質(zhì)量分數(shù)為0.3%的4號表面活性劑作為射孔液的解水鎖劑。

綜上所述，研制的射孔液由清水、質(zhì)量分數(shù)為0.8%的改性黃原膠、質(zhì)量分數(shù)為5%的暫堵劑HFY、質(zhì)量分數(shù)為0.2%的分散劑HEC、質(zhì)量分數(shù)為1%～2%的粘土穩(wěn)定劑HCS-G、質(zhì)量分數(shù)為0.3%的4號表面活性劑和質(zhì)量分數(shù)為2%～5%的KCl復配而成，該射孔液密度可調(diào)。

圖3 4種不同質(zhì)量分數(shù)表面活性劑的油水界面張力

2 射孔液性能評價

2.1 抑制性能

稱取50 g鉆井巖屑在80℃下烘干，過10目篩后，加入到研制的射孔液中，在120℃下熱滾16 h，過40目篩回收，烘干并計算其回收率。結(jié)果顯示，巖屑回收率為91.2%。說明該射孔液防膨率高，能夠有效抑制頁巖的水化膨脹。

2.2 抗乳化性能

低滲透油藏儲層孔隙狹小，射開油層后有濾液進入儲層，若其與原油接觸后，會形成乳狀液；另外，循環(huán)射孔液會與油層原油形成乳狀液，該乳狀液會使流體粘度增大，導致原油流動阻力增大，從而堵塞孔隙傷害儲層［10］。因此，必須對射孔液抗乳化性能進行評價。將不同比例的原油與射孔液混合并測量各自體積，在剪切速率為1 022 s-1的條件下，剪切5 min，再在剪切速率為170 s-1的條件下剪切60 min，靜置12 h，觀察乳化情況并測量各自體積。結(jié)果表明，兩者體積均未發(fā)生變化，射孔液與原油界面清晰，未發(fā)生乳化，說明該射孔液抗乳化性能可滿足施工要求。

2.3 抗污染性能

在射孔過程中，井筒內(nèi)殘留的劣土和地層水會污染射孔液，為此，須評價射孔液的抗污染能力。首先，將射孔液與地層水按1∶9，5∶5和9∶1的體積比進行配制；再分別在射孔液中加入質(zhì)量分數(shù)為2%，4%和8%的劣土；均在120℃下熱滾16 h后，然后在25℃下分別測定其表觀粘度、塑性粘度、動切力及濾失量。

實驗結(jié)果（表5）表明：當射孔液與地層水的體積比為1∶9和9∶1時，其表觀粘度變化不大，濾失量僅增大了1.8 mL；未加劣土時，射孔液粘度為70 mPa· s，濾失量為8.2 mL；當劣土的質(zhì)量分數(shù)為8%時，射孔液粘度為76 mPa·s，濾失量為5.3 mL，粘度和動切力均略有增大，但濾失量降低了2.9 mL。說明其不但抗污染性能較強，而且濾失量較??；反映出研制的射孔液性能穩(wěn)定，且具有較強的抗污染能力。

表5 25℃下射孔液的抗污染性能評價結(jié)果

2.4 油層保護效果評價

在模擬地層溫度（81℃）、靜壓差為3.5 MPa的條件下，利用JHAD-I新型智能高溫高壓巖心動態(tài)損害評價實驗儀，先測量巖心入口端煤油的原始滲透率（K0）后，在巖心夾持器中不取出巖心，在巖心出口端由泥漿泵驅(qū)動高壓罐中的射孔液并循環(huán)射孔液，進行巖心動態(tài)損害實驗2 h，再由入口端到出口端驅(qū)替10倍以上孔隙體積煤油，待流量和壓力穩(wěn)定后，測定由入口端到出口端巖心的油相滲透率（K1）。

實驗結(jié)果（表6）表明：被射孔液傷害后，不同巖心滲透率恢復率為88.5%～95.3%；定5297巖心的滲透率較低，其動態(tài)傷害率為11.5%，巖心濾失量為1.3 mL；而較高滲透率的定5267巖心動態(tài)傷害率為4.7%，巖心濾失量最大，但僅為2.5 mL；總體來說，4塊巖心的濾失量均較低，說明研制的射孔液具有較好的降濾失性和暫堵性，能夠較好地保護儲層。

表6 射孔液對巖心動態(tài)傷害評價結(jié)果

2.5 可生物降解性能

用重鉻酸鉀法和稀釋接種法來測定射孔液的化學需氧量和生化需氧量，進而衡量射孔液對環(huán)境可能造成污染的程度，用化學需氧量與生化需氧量之比（BOD5/CODCr）來考察鉆井液中有機物的可生物降解性［11］。由評價結(jié)果（表7）可見：BOD5/CODCr值均高于25%，說明研制的射孔液是一種環(huán)保型工作液；30℃時射孔液的化學需氧量和生化需氧量均低于100℃時，這是由于射孔液中原來不能被重鉻酸鉀氧化的有機物在高溫下發(fā)生降解，成為更易被降解的有機物，高溫下BOD5/CODCr值增大，表明隨著溫度的升高，射孔液的可生物降解性能增強。

表7 射孔液可生物降解性能評價結(jié)果

3 現(xiàn)場應用

延長油田南溝岔區(qū)塊長6儲層長期依靠地層自然能量生產(chǎn)，由于地層能量不足，油井產(chǎn)能低。儲層巖石主要為巖屑砂巖和長石砂巖，中粒巖屑砂巖是儲層巖石的主要組成部分，占64%，骨架顆粒主要為巖屑和石英，含量為30%～50%。粘土礦物含量大于10%，粘土礦物中伊蒙混層、高嶺石、綠泥石含量分別為31%，35%和30%，伊利石含量小于10%。儲層平均滲透率為2.3×10-3μm2，平均孔隙度為8.1%，最大孔喉半徑為0.85～7.5 μm，平均為2.92 μm，中值孔喉半徑為0.12～0.42 μm，平均為0.24 μm。地層水總礦化度為43 936.1 mg/L。儲層水敏性較強，水敏傷害率為30%～59.8%，臨界礦化度為5 492.2～10 984.3 mg/L，平均礦化度為6 590.4 mg/L；儲層水相圈閉或水鎖損害強，巖心水鎖傷害率為18%～51%。

D探3247井位于南溝岔姬源區(qū)，油層厚度為8.4 m，于2008年5月7日投產(chǎn)，產(chǎn)油量為2.3 t/d，含水率為28%，在D探3247井周圍加密D探3248井和D3249井，于2011年4月15日利用新研制射孔液進行射孔，投產(chǎn)后，D探3248和D3249井的產(chǎn)油量分別為4.3和5.6 t/d，含水率均為20%，比鄰井D探3247井的含水率降低了8%。姬探5397井于2010 年5月19日投產(chǎn)，產(chǎn)油量為3.5 t/d，含水率為40%，于2011年3月12日至2012年4月13日在該井150 m內(nèi)加密的3口井，采用新研制射孔液進行射孔，均獲得6 t/d以上的高產(chǎn)工業(yè)油流，3口井的含水率分別為31%，26%和15%。

截至2012年11月27日，新研制的射孔液在延長油田13口井成功應用；施工過程順利，未發(fā)生地面和井下事故，射開油層后，均未發(fā)生漏失；對比鄰井，新投產(chǎn)油井平均產(chǎn)油量提高了0.3～2.8倍。

4 結(jié)束語

研制的射孔液具有流變性好、濾失量低、防膨性好、界面張力低、抗乳化性能好、抗污染性強及可生物降解等特點，巖心流動實驗結(jié)果表明，巖心滲透率恢復率為88.5%～95.3%，能夠較好地保護儲層且易被生物降解。通過現(xiàn)場應用證實，研制的射孔液效果良好，可顯著提高單井產(chǎn)油量。建議將該配方在修井方面加以應用，進行保護儲層修井液的相關實驗及應用，并進一步研究其機理，為保護儲層方案的制定提供科學依據(jù)。

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編輯常迎梅

TE348

：A

1009-9603（2014）02-0106-05

2013-12-03。

王海洲，男，工程師，碩士，從事儲層保護以及提高采收率研究。聯(lián)系電話：15229510997，E-mail：haizhou08.good@163.com。

陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程計劃項目“提高延長油田主力油層開發(fā)效果系統(tǒng)工程關鍵技術研究”（2011KTZB01-04）。