一種新型降水鎖洗井液NDF1的性能評價及現(xiàn)場試驗

趙宏波， 賈進孝， 孟令濤， 李興寶， 孫佳才

(1.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司長慶實業(yè)集團公司，陜西西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安 710021)

趙宏波1， 賈進孝2， 孟令濤3， 李興寶1， 孫佳才1

(1.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司長慶實業(yè)集團公司，陜西西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安 710021)

針對鄂爾多斯盆地低滲透含油氣砂巖儲層水鎖現(xiàn)象普遍，嚴(yán)重影響油氣藏動用程度并使采收率降低的問題，通過分析影響水鎖效應(yīng)的因素，從降低水鎖程度的角度出發(fā)，選用解水鎖劑、抑制劑、防水鎖表面活性劑、耐高溫緩蝕劑等配制成一種新型降水鎖洗井液NDF-1，對其性能進行了評價，結(jié)果表明：降水鎖洗井液NDF-1能夠使油水界面張力降至20 mN/m以下；巖石平均潤濕角由21.6°增至78.6°；與清水相比，該洗井液能使井下管柱樣品6 h和24 h的腐蝕速率分別下降89.9%和84.7%；經(jīng)鉆井液和完井液污染的巖心，用降水鎖洗井液NDF-1沖洗后，滲透率恢復(fù)到原來的182.14%。該洗井液在鄂爾多斯盆地的CBx-c井進行了現(xiàn)場試驗，該井采用降水鎖洗井液NDF-1洗井后，產(chǎn)量達到原來的185.7%。室內(nèi)試驗及現(xiàn)場試驗表明，降水鎖洗井液NDF-1能降低低滲透油氣藏的水鎖效應(yīng)，提高油氣井的產(chǎn)量。

低滲透油氣藏 水鎖 毛細管壓力 洗井 CBx-c井

低滲透砂巖油氣藏毛細管壓力高，孔喉細小，非均質(zhì)性嚴(yán)重，在鉆采過程中極易因外來流體侵入而產(chǎn)生水鎖等損害[1]。水鎖損害是低滲特低滲油氣藏開發(fā)過程中儲層受到的最主要損害之一[2]。水鎖會使油氣井投產(chǎn)不久產(chǎn)量就明顯下降，嚴(yán)重影響油氣藏的動用程度，并使采收率降低。多年以來，許多學(xué)者圍繞如何降低水鎖效應(yīng)開展了大量研究，提出了壓裂酸化、預(yù)熱地層、注混相水溶液以及添加表面活性物質(zhì)等降低油氣層水鎖損害的方法[3]，但壓裂酸化會引起水鎖傷害，預(yù)熱地層成本較高，注混相水溶液以及添加表面活性物質(zhì)降低水鎖效果也不是很好。鄂爾多斯盆地具有較好油氣顯示的地層有上古生界的本溪組、太原組、山西組、石盒子組和中生界的延長組、延安組，這些地層均屬于以泥質(zhì)膠結(jié)為主、含水、弱親水的低滲透砂巖儲層[4-8]，水鎖現(xiàn)象普遍。為此，筆者將醇類和表面活性劑混合配制了一種新型降水鎖洗井液NDF-1,并進行了性能評價和現(xiàn)場試驗。

1 水鎖效應(yīng)的危害、影響因素及評價方法

水鎖是由于鉆井液、完井液、固井液及酸化壓裂液等外來流體侵入儲層后難以完全排出,造成近井壁處儲層含水飽和度增大,油、氣相滲透率降低的現(xiàn)象[9-10]。水鎖主要由毛細管壓力引起[11]，毛細管壓力可用Laplace方程表示，即：

(1)

式中：Δp為油水間毛細管壓力，mN/m2；σ為油水界面張力，mN/m；θ為油水接觸角，(°)；r為毛細管半徑，m。

1.1 水鎖的危害

1) 低滲透油氣藏多親水，在排液和生產(chǎn)過程中，毛細管壓力表現(xiàn)為阻力，阻止油氣向井筒流動而消耗地層的驅(qū)動能量，使生產(chǎn)壓差增大，井底流壓大幅度降低；當(dāng)?shù)貙佑行芰坎蛔阋钥朔撟枇r，油氣停止流動。

2) 水鎖使地層含水飽和度升高，油、氣相對飽和度降低，地層有效滲透率下降。

3) 水鎖使投產(chǎn)周期延長。

4) 水鎖會加劇其他傷害因素對地層滲透性的影響。

1.2 水鎖的影響因素

影響水鎖的因素比較多，廖銳全等人[12]按照毛管束模型，根據(jù)Laplace公式和Poiseuille定律,推導(dǎo)出一定壓差下、從親水儲層一定半徑的毛細管中排出一定長度外來流體所需要時間的計算公式：

(2)

式中：t為時間，s；L為外來流體長度，m；β為毛細管壁上的潤濕角，(°)；μ為外來流體的黏度，Pa·s。

由式(2)可知:水鎖除了與儲層內(nèi)在因素孔喉半徑和巖石潤濕性有關(guān)外，還與侵入流體的表面張力、黏度和驅(qū)動壓差侵入深度等外在因素有關(guān)。侵入流體的黏度越高，侵入深度越深,表面張力越大；孔喉半徑越小，油層壓力越低，越容易產(chǎn)生水鎖，越難以解除水鎖。

另外，隨著親水油氣藏開采時間的增長，井壁附近的溫度也逐漸降低，界面張力和束縛水飽和度隨之逐漸升高，毛細管壓力和賈敏效應(yīng)引起的水鎖傷害也相應(yīng)增強[13-15]。

1.3 水鎖的評價方法

目前，評價水鎖損害的常用方法主要是滲透率損害率[16]，具體方法是：首先用標(biāo)準(zhǔn)鹽水飽和經(jīng)烘干、抽真空的巖心，再用氮氣正向驅(qū)替后測得氣相滲透率作為初始滲透率(模擬水鎖前的滲透率)，最后用甲酸鈉溶液反向驅(qū)入巖心至穩(wěn)定(模擬洗井后的傷害)，靜置1 h之后測巖心氣相滲透率(模擬水鎖后的滲透率)，然后計算滲透率損害率，計算式為：

(3)

式中：Rs為滲透率損害率，%；K0為水鎖前的滲透率，D；K0p為水鎖后的滲透率，D。

因該方法可能導(dǎo)致水敏或鹽敏現(xiàn)象發(fā)生，所以筆者用產(chǎn)出的地層水過濾雜質(zhì)之后代替標(biāo)準(zhǔn)鹽水飽和巖心，以避免發(fā)生水敏或鹽敏現(xiàn)象。

2 降水鎖洗井液NDF1 的制備

油氣儲層水鎖傷害主要由毛細管壓力引起。由式(1)可知，毛細管壓力與界面張力和巖石潤濕角余弦均成正比關(guān)系，所以當(dāng)界面張力σ減少或巖石潤濕角增大時，滲流阻力變小，有利于流體排出，從而降低水鎖傷害。在洗井液中加入降水鎖劑，其進入地層后能降低液體表面張力，增大巖石潤濕角，改善低滲透油氣層中流體的滲透性，從而提高鉆井液和完井液的返排能力，減輕或消除油氣層水鎖傷害[17]?；谝陨显?，從降低油水界面張力和改變巖石潤濕角出發(fā)，經(jīng)過室內(nèi)試驗和現(xiàn)場實踐，研制了一種可作為降水鎖洗井液的中-酸性去污液(neutral-acidic detergent fluid，簡稱NDF-1)。該降水鎖洗井液以鹽酸為基液，丙二醇(G313-JSJ(A))為低碳醇降水鎖劑，磺胺氯達嗪鈉(G313-JSJ(B))為抑制劑，全氟辛基磺?；景返饣?DF-134)為防水鎖表面活性劑， HSJ為耐高溫緩蝕劑,其密度約為1.01 kg/L，pH值為1.0～5.0，與水混溶，無沉淀。

3 降水鎖洗井液NDF1 的性能評價

3.1 表面張力測試

由式(1)可知，降低油水界面張力、增加水相在巖石表面的接觸角，是降低毛細管阻力的基本途徑，也是性能良好的解水鎖劑的評價指標(biāo)之一。采用德國某公司K100型表界面張力儀評價了降水鎖洗井液 NDF-1 在常溫下的表面張力，并繪制了防水鎖表面活性劑DF-134的加量與表面張力的關(guān)系曲線(見圖1)。

由圖1可知，防水鎖表面活性劑DF-134在洗井液中的加量為0.02%～0.10%時，就能使降水鎖洗井液 NDF-1 的表面張力降至20 mN/m以下，遠遠低于清水的表面張力(61 mN/m),

目前，洗井液中常用的表面活性劑有PE2070、T-80、AE121、7501、AE8301、OP-10、AE1910、AEO-5、ABS和T滲透劑等，其在洗井液中的臨界質(zhì)量濃度均在100 mg/L左右，用其配成的洗井液的表面張力均大于30 mN/m[18]。與這些表面活性劑配制的洗井液相比，在DF-134的加量很小的情況下，降水鎖洗井液NDF-1 就具有較低的表面張力，可以作為降低低滲透砂巖油氣藏水鎖的洗井液。

3.2 巖石潤濕角測試

選取來自鄂爾多斯盆地某一區(qū)塊山2段的5塊低滲透砂巖巖心，將其磨成光面，在70°條件下，利用HARKE-SPCA接觸角測定儀和光學(xué)投影法測定巖心經(jīng)鉆井液和降水鎖洗井液NDF-1浸泡之后與水之間的潤濕角，發(fā)現(xiàn)用鉆井液浸泡之后巖石的潤濕角為16.5～23.6°，平均為21.6°，而用降水鎖洗井液NDF-1浸泡之后巖石的潤濕角普遍增大到73.0°～81.5°，平均為78.6°，大于經(jīng)TS-C、NE-288、FZ-43、Z-36和F75N等助排劑浸泡之后的潤濕角[19-20]，說明降水鎖洗井液NDF-1能夠增大親水巖石的潤濕角，可以降低低滲透砂巖油氣藏的水鎖效應(yīng)。

3.3 腐蝕速率測試

酸洗是用酸溶解井眼附近的堵塞物和降低水鎖損害的工藝,是油氣井穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)和注水井穩(wěn)注增注的主要工藝措施之一。然而，酸液會對設(shè)備和井下管柱造成腐蝕，需要在洗井液中加入適當(dāng)緩蝕劑減輕其對設(shè)備和井下管柱的腐蝕[21]。降水鎖洗井液NDF-1選用了HSJ耐高溫緩蝕劑。在90 ℃條件下，將井下管柱樣品分別在HSJ耐高溫緩蝕劑加量不同的降水鎖洗井液NDF-1中分別浸泡6 h和24 h之后測定腐蝕速率，結(jié)果見圖2。

由圖2可知，隨HSJ耐高溫緩蝕劑加量增大和浸泡時間縮短，樣品腐蝕速率降低；當(dāng)其加量為1.0%時，浸泡6 h和24 h后的腐蝕速率分別為0.361 g/(m2·h)和0.725 g/(m2·h)，之后如果繼續(xù)增大其加量，樣品腐蝕速率變化不大。在相同溫度下，樣品在清水中浸泡6 h和24 h后的腐蝕速率分別為3.561和4.734 g/(m2·h)。將降水鎖洗井液NDF-1的緩蝕劑換為多用酸洗緩蝕劑，樣品在其中浸泡6 h和24 h后的腐蝕速率分別達到了1.913和1.454 g/(m2·h)。以上結(jié)果對比表明，降水鎖洗井液NDF-1在耐高溫緩蝕劑HSJ加量不小于1.0%時，對設(shè)備和井下管柱的腐蝕較輕，緩蝕效果較好，能滿足現(xiàn)場施工要求，是理想的降水鎖洗井液。

3.4 降水鎖效果評價

利用AC-FDS-800-10000地層傷害測試系統(tǒng)先測定巖心經(jīng)鉆井液、甲酸鈉溶液傷害后的滲透率，再測定傷害巖心經(jīng)降水鎖洗井液NDF-1沖洗后的滲透率。

3.4.1 測定步驟

1) 將經(jīng)烘干、稱重、抽真空、飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水后的巖心置入AC-FDS-800-10000地層傷害測試系統(tǒng)巖心夾持器中，溫度和圍壓升至設(shè)定值，反向測定巖心的氣相滲透率K0，以K0為基數(shù)評價巖心傷害程度。

2) 卸載內(nèi)壓和圍壓，打開地層傷害測試系統(tǒng)靜態(tài)裝置，加入鉆井液，裝好儀器，將溫度、圍壓和內(nèi)壓升至設(shè)定值，進行鉆井液傷害試驗，用電子天平稱濾液質(zhì)量，參考1)測定巖心被鉆井液傷害后的氣相滲透率。

3) 按照2)的方法正向進行甲酸鈉完井液傷害試驗并稱量濾液質(zhì)量，測定巖心被甲酸鈉完井液傷害后的氣相滲透率。

4) 正向進行降水鎖洗井液NDF-1沖洗巖心試驗并稱量濾液質(zhì)量，測定巖心沖洗后的氣相滲透率。

5) 計算巖心被鉆井液、甲酸鈉完井液傷害后的滲透率傷害率及沖洗后的滲透率恢復(fù)率。

3.4.2 結(jié)果分析

表1為巖心經(jīng)鉆井液和甲酸鈉完井液傷害后用降水鎖洗井液NDF-1沖洗的試驗結(jié)果。利用式(4)計算巖心依次經(jīng)鉆井液、甲酸鈉完井液傷害和降水鎖洗井液NDF-1沖洗之后的滲透率及滲透率恢復(fù)率，結(jié)果見表2。

表1 巖心經(jīng)鉆井液、完井液傷害和沖洗試驗結(jié)果

Table 1 The contamination of drilling fluids and completion fluids in cores and the results of using flushing fluids

表2 巖心傷害前后及沖洗后的滲透率

Table 2 The core permeability before and after contamination and after cleanout

從表1可以看出，在溫度(接近地層溫度)、圍壓和出口壓力差、浸泡時間相同的條件下，巖心依次經(jīng)鉆井液、甲酸鈉完井液傷害和用降水鎖洗井液NDF-1沖洗之后，從巖心中滲濾出的濾液依次增多，且洗井液NDF-1的濾液量遠遠大于前兩者，說明三者侵入地層的深度依次增加，且洗井液NDF-1穿透了水鎖傷害區(qū)域。從表2可以看出，巖心依次經(jīng)鉆井液、甲酸鈉完井液傷害后的門檻壓力和滲透率損失率依次升高，滲透率和滲透率恢復(fù)率依次降低，在用洗井液NDF-1沖洗之后，門檻壓力和滲透率損失率降低，滲透率和滲透率恢復(fù)率升高，說明從鉆井到完井，地層的傷害程度依次增大，而用降水鎖洗井液NDF-1洗井之后，可以明顯降低門檻壓力和滲透率損失率、提高滲透率及其恢復(fù)率，證明降水鎖洗井液NDF-1的降低水鎖效果良好。

室內(nèi)試驗表明，降水鎖洗井液NDF-1 中的防水鎖表面活性劑和緩蝕劑可以較好地降低洗井液的表面張力和腐蝕速度，能夠使低滲砂巖油氣藏由強親水變?yōu)槿跤H水或中性，降低儲層毛細管壓力和水鎖對儲層造成的傷害。

4 現(xiàn)場試驗

CBx-c井是位于鄂爾多斯盆地的一口雙分支水平井，井身結(jié)構(gòu)與位于同一砂體邊緣的雙分支水平井CBx-a井和CBx-b井相同。CBx-c井位于砂體有利位置，且水平段長度大于CBx-a井和CBx-b井，投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量應(yīng)該大于CBx-a井和CBx-b井[22]。但CBx-c井試氣無阻流量遠小于CBx-a井和CBx-b井，日產(chǎn)氣量還不到CBx-a井和CBx-b井的一半。分析其原因認(rèn)為：鉆井、完井期間，由于鉆井液和完井液長時間浸泡，大量外來流體及分散其中的固體微粒被擠入儲層，引起儲層嚴(yán)重水鎖和固體顆粒堵塞孔隙喉道；未進行氣舉誘噴，而將其與高壓氣井串聯(lián)，在高壓作用下井筒內(nèi)液面下降而誘噴，該工藝把堵塞在井壁附近的固體顆粒和外來液體推向離井筒更遠的區(qū)域，引起水鎖區(qū)域擴大，加重了儲層傷害。為解除水鎖，該井采用降水鎖洗井液NDF-1進行洗井。

用32.0 t G313-JSJ(A)，19.5 t G313-JSJ(B)，3.0 t耐高溫緩蝕劑HSJ和600 kg防水鎖表面活性劑DF-134和鹽酸，配制300 m3pH值為1.0、密度為1.0 kg/L的降水鎖洗井液NDF-1;再用1.0 t氯化鉀配制35 m3KCl溶液作為頂替液。

CBx-c井洗井過程中累計注入221.6 m3降水鎖洗井液NDF-1，42 m3KCl溶液。經(jīng)計算得知，擠入地層中的降水鎖洗井液NDF-1共70 m3，降水鎖洗井液NDF-1擠入儲層的平均深度約為0.36 m。

CBx-c井用降水鎖洗井液NDF-1洗井后，采用連續(xù)油管進行了3次氣舉誘噴，前兩次均未誘噴成功。第三次在結(jié)束272 h后，連續(xù)油管下至井深200.00 m開泵氣舉，當(dāng)連續(xù)油管下至井深500.00 m后，停泵30 min后井口壓力4.0 MPa，說明誘噴成功。之后累計放噴30 h，返排液量188 m3，返排率71.2%，返排液的pH值為5.0。

分析認(rèn)為，CBx-c井地層傷害區(qū)域比較大，降水鎖洗井液NDF-1從井壁向地層深處擴散解堵和解除水鎖所需要的時間長，而前兩次氣舉誘噴時，洗井液注入的時間比較短，降水鎖洗井液NDF-1前端距離井壁比較近，還沒有穿透水鎖帶或固體微粒堵塞帶，氣井仍然水鎖嚴(yán)重或砂巖孔隙喉道仍然被外來固體微粒堵塞，故氣舉誘噴未成功；第三次氣舉誘噴距離洗井液注入的時間比較長，降水鎖洗井液NDF-1穿透了水鎖帶和堵塞帶，降低了水鎖效應(yīng)，氣體很容易攜帶地層水穿過原來的水鎖區(qū)域進入井筒，誘噴成功。返排液的pH值為5.0，比降水鎖洗井液NDF-1的pH值高，低于或等于地層水的pH值，也說明地層水大量進入了井筒，從側(cè)面證明降低了水鎖效應(yīng)。

CBx-c井從投產(chǎn)到采用降水鎖洗井液NDF-1洗井前，關(guān)井壓力一直約為11.3 MPa，開井壓力約為6.0 MPa，產(chǎn)氣量約為7.0×104m3/d或不出氣。洗井之后，關(guān)井壓力沒有變化，但是節(jié)流閥開度與洗井前相同時，井口壓力升到了7.0 MPa，產(chǎn)氣量升到了13.0×104m3/d，相當(dāng)于早期產(chǎn)量的185.7%。

5 結(jié)論及建議

1) 降水鎖洗井液NDF-1具有低表面張力、低腐蝕速率等特點，能夠有效降低界面張力和增大水相潤濕角，室內(nèi)性能測試和現(xiàn)場試驗都證明其對低滲透油氣藏降水鎖效果明顯，值得推廣。

2) 需對降水鎖洗井液NDF-1的各組分含量進一步優(yōu)化，以提高其降水鎖的能力，并降低洗井成本。

3) 建議將降水鎖洗井液NDF-1與鉆井液、完井液和壓裂液結(jié)合，研制出一種能夠有效降低鉆井、完井和壓裂過程中水鎖效應(yīng)的工作液，以降低以上施工過程中水鎖效應(yīng)對儲層的損害。

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[編輯 劉文臣]

Performance Evaluation and Field Application of a Novel Water Lock Reducing Flushing Fluid NDF-1

Zhao Hongbo1, Jia Jinxiao2, Meng Lingtao3, Li Xingbao1, Sun Jiacai1

(1.TheSecondGasProductionFactory,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi, 710021,China; 2.TheChangqingIndustrialGroup,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi, 710021,China; 3.TheExplorationDepartment,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi, 710021,China)

In the Ordos Basin, water lock is common in low-permeability oil and gas bearing sandstone reservoirs, and it has serious effect on oil and gas reservoir producing degree and decreases the recovery rate. After analysis was performed on the factors influencing water lock effect, a novel water lock reducing flushing fluid NDF-1 was prepared with a water lock removal agent, inhibitor, anti-water lock surfactant and high-temperature corrosion inhibitor, so as to reduce water locking degree. After its performance evaluation was completed, the flushing fluid NDF-1 was field tested in Well CBx-c in the Ordos Basin. According to the performance evaluation, the oil/water interfacial tension dropped below 20 mN/m and the average rock wetting angle increased from 21.6° to 78.6°. The corrosion rate dropped by 89.9% and 84.7%(compared with fresh water) respectively after the downhole string samples were soaked in NDF-1 for 6 hours and 24 hours. After the core contaminated by drilling fluids and completion fluids was cleaned out by NDF-1, its permeability recovered to 182.14%. Field tests demonstrated that the gas production of Well CBx-c increased to 185.7% after it was cleaned out by NDF-1. In summary, the waterlock reducing flushing fluid NDF-1 could effectively efficiently the water lock effect in low-permeability reservoirs and increase the production rate of oil and gas wells.

low permeability reservoir; waterlock; capillary pressure; well cleanout; Well CBx-c

2015-01-30；改回日期：2015-08-24。

趙宏波(1976—)，男，甘肅鎮(zhèn)原人，1999年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院地質(zhì)專業(yè)，工程師，主要從事地質(zhì)勘探、鉆井、完井和油氣藏開發(fā)方面的研究。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201506016

TE252

A

1001-0890(2015)06-0087-06

聯(lián)系方式：2290236948@qq.com。