高滲儲層雙降解修井液體系研究

邢希金 羅剛 謝仁軍

1.中海油研究總院 2.荊州市漢科新技術(shù)研究所

高滲儲層雙降解修井液體系研究

邢希金1羅剛2謝仁軍1

1.中海油研究總院 2.荊州市漢科新技術(shù)研究所

渤海油田多高滲儲層，修井過程中易發(fā)生修井液大量漏失，修井液進(jìn)入地層后若與儲層配伍性差，修井液中的聚合物難于降解，常常引起儲層傷害，導(dǎo)致修井后產(chǎn)量降低。因此，要求修井液應(yīng)具備強(qiáng)的封堵能力和易降解特性。考慮修井作業(yè)時(shí)間對降解速度的要求，從熱降解和生物酶降解角度出發(fā)，研制出了雙降解修井液體系。評價(jià)結(jié)果表明，該體系封堵能力強(qiáng)，熱降解性和生物降解性好，具有較好的儲層保護(hù)效果。

高滲 熱降解 生物酶 修井液 封堵

針對渤海油田高孔高滲、強(qiáng)水敏等特點(diǎn)，在修井過程中，高滲儲層不僅要注意防止漏失發(fā)生，而且要求進(jìn)入井筒周邊的聚合物易降解返排。這就要求所用的修井液體系首先應(yīng)具有一定的封堵能力，以減少在修井作業(yè)過程中因修井液濾液的侵入而傷害儲層；其次，體系要具有很強(qiáng)的抑制性，以避免濾液入侵引起儲層的水化膨脹而傷害儲層；第三，修井液需具有一定的熱降解和生物降解的能力，減少聚合物類弱凝膠對儲層的傷害；第四，體系需與地層流體具備很好的配伍性，與地層流體或巖石不發(fā)生反應(yīng)生成沉淀。酸化、氧化等方式是降解井筒附近聚合物的常用手段［1］，但酸化液或氧化劑很難接觸到儲層孔隙深處聚合物，而利用儲層自身熱量進(jìn)行熱降解或在聚合物中加入生物酶［2］，可以控制聚合物降解速度，基本滿足不同修井作業(yè)時(shí)間的要求。本研究從熱降解和生物降解兩個(gè)角度出發(fā)，借鑒文獻(xiàn)［3－4］研究思路，優(yōu)選了易降解聚合物并構(gòu)建了雙降解修井液體系。室內(nèi)評價(jià)結(jié)果表明體系儲層保護(hù)效果良好。

1 熱降解聚合物篩選

修井液中可降解的物質(zhì)通常為生物聚合物類或聚合物類增黏劑，該劑的主要作用是提供一定黏度，維持修井液體系的懸浮能力，減少修井液漏失。研究選擇常用的6種增黏劑，均配制成1%（w）水溶液，分別置于不同溫度下靜置72h，考察各種增黏劑的熱降解情況。圖1為常見幾種高分子增黏劑表觀黏度隨溫度變化規(guī)律。由圖1可知，隨溫度升高，體系的表觀黏度下降率均變大，說明所選聚合物均具備一定的熱降解能力。當(dāng)溫度升高至140℃后，體系的表觀黏度降至與清水相當(dāng)，說明所選的聚合物能夠徹底降解。

圖2為在80℃條件下，聚合物類增黏劑表觀黏度與降解時(shí)間的關(guān)系。由圖2可看出，所選的6種高分子聚合物在80℃下，隨著熱降解時(shí)間的延長，均有一定程度的降解；降解時(shí)間越長，降解程度越高。綜合比較，胍膠和HZN－8這兩種材料30天后降解相對徹底，但胍膠經(jīng)過3天后，降解率過高，說明形成的膠體穩(wěn)定時(shí)間偏短，不利于現(xiàn)場作業(yè)使用；而胍膠、纖維素及淀粉復(fù)配合成的HZN－8在15天內(nèi)仍然能保持相對較高的黏度，說明高分子聚合物穩(wěn)定時(shí)間較長，且30天后熱降解相對徹底。由此熱降解變化趨勢可見，HZN－8更適合作為修井液的增黏劑。

2 生物酶篩選

根據(jù)聚合物HZN－8組成，室內(nèi)選取可降解聚合物中纖維素類及淀粉類成分的8種生物酶種，用直接加入法進(jìn)行對比評價(jià)，以篩選出適合降解聚合物HZN－8的生物酶種，實(shí)驗(yàn)溫度模擬渤海儲層溫度80℃。其中，SWM系列生物酶為單一酶種，而HSW為多種生物酶的復(fù)合體?；九浞剑汉Ｋ?%（w）增黏劑HZN－8＋1%（w）生物酶。

從表1可知，8種生物酶中效果最好的為生物酶HSW，直接加入法在16h后的降解率可達(dá)83.8%。同時(shí)，生物酶HSW屬固體產(chǎn)品，而其余7種生物酶均屬液體產(chǎn)品。相比較而言，固體產(chǎn)品的保質(zhì)期比液體產(chǎn)品要長，便于運(yùn)輸。所以，選擇生物酶HSW作為該修井液生物降解的處理劑以作進(jìn)一步研究。

表1 8種生物酶降解效果對比Table 1 Degradation rate of 8 kinds bio－enzyme

圖3考察了生物酶HSW在不同加量下的降解率，從而確定出HSW的最佳加量。由圖3可知，隨著HSW加量增加，降解率逐漸變大，當(dāng)加量增大到1.5 g／100mL時(shí)，降解率達(dá)87%；而繼續(xù)增大HSW加量，降解率基本不變。因此，推薦HSW加量為1.5g／100mL。

3 雙降解修井液配方與性能評價(jià)

經(jīng)過大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)篩選和評價(jià)，考慮修井液的濾失控制、黏土穩(wěn)定性及封堵效果，最終優(yōu)化出了適合目標(biāo)油田的雙降解修井液體系配方：海水＋0.2%（w）Na2CO3＋2.0%（w）增黏劑HZN－8＋1.5%（w）降濾失劑FLOCAT＋1.5%（w）防膨劑HTW＋1.5%（w）減阻劑HUL＋3%封堵劑，用KCl加重，生物降解實(shí)驗(yàn)添加生物酶HSW，加量1.5g／100mL。

不同密度下的該配方基本性能見表2。

表2 不同密度修井液的性能Table 2 Workover fluid performance with different density

由表2可以看出，體系的流變性能良好，尤其是體系的切力相對較高，均在20Pa以上，對修井過程中混入的固相具有很好的懸浮能力，能有效防止修井過程中固相物質(zhì)的下沉。同時(shí)體系的高溫高壓濾失量液比較低，均小于15mL，說明進(jìn)入地層的濾液相對較少，可以有效減少濾液侵入對儲層的傷害。

3.1 封堵能力評價(jià)

封堵能力是考察修井液進(jìn)入儲層多少的重要指標(biāo)。表3表明，對于0.017 8～0.025cm粒徑的高滲砂床，單純的海水在瞬間基本全部漏失，而該修井液高溫砂床30min的濾失量很小，且在逐漸加大壓力的情況下，濾失量均非常小。當(dāng)壓力達(dá)到7MPa時(shí)，濾失量并沒有猛烈增加，說明該修井液具有很好的封堵能力，且承壓能力高達(dá)7MPa。

表3 修井液封堵及承壓能力Table 3 Seal and pressure bearing capacity of workover fluid

圖4給出了兩種高滲砂床條件下修井液隨時(shí)間的侵入深度。由表3和圖4可知，隨著實(shí)驗(yàn)時(shí)間的延長和壓差的增加，修井液在填砂管中的侵入深度相應(yīng)增加，0.025～0.042cm粒徑的砂床24h侵入深度小于4.5cm，0.017 8～0.025cm粒徑的砂床24h侵入深度小于3.0cm?？偟膩碚f，體系具有很好的封堵能力。

3.2 熱降解能力評價(jià)

修井壓井過程中難免會有修井液中的聚合物進(jìn)入儲層。熱降解能力用于考察進(jìn)入儲層聚合物在儲層溫度下的自然降黏和返排能力。圖5給出了80℃、100℃、120℃3種溫度下修井液表觀黏度隨時(shí)間變化的下降情況。由圖5可看出，相同的降解時(shí)間下，隨著溫度的升高，體系的降解率增大。綜合而言，體系在80～120℃條件下，經(jīng)過一段時(shí)間的降解，降解率可以達(dá)到80%以上。說明研究的修井液體系在儲層溫度下具有很好的熱降解能力。修井作業(yè)殘留在地層中的高分子經(jīng)過熱降解成小分子，很容易返排出地層，從而恢復(fù)油井產(chǎn)能。

3.3 生物降解能力評價(jià)

引入生物酶降解井筒周邊聚合物是快速降低作業(yè)過程中聚合物傷害的有效手段，同時(shí)也是修井液漏失后快速恢復(fù)產(chǎn)能的備用手段［5－6］。圖6給出了雙降解修井液體系隨降解時(shí)間的延長其降解率的變化趨勢。從圖6可知，隨著降解時(shí)間的加長，降解率逐漸增大，說明降解程度增大；經(jīng)過20h后，降解率基本不變，說明在20h內(nèi)生物酶已完全發(fā)揮作用，達(dá)到最佳效果。

3.4 儲層保護(hù)能力

按SY／T 6540－2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價(jià)方法》，室內(nèi)研究評價(jià)了該修井液體系的儲層保護(hù)能力。在80℃條件下放置7天，進(jìn)行熱降解處理。生物降解是將生物酶驅(qū)替后關(guān)閉放置16h。

從表4可看出，該修井液經(jīng)過熱降解和生物降解后，不論是室內(nèi)小樣還是中試樣品，對巖心污染后其滲透率恢復(fù)值均大于90%，說明該體系具有很好的儲層保護(hù)效果。

表4 熱降解和生物酶降解后的儲層保護(hù)效果Table 4 Formation damage rate after thermal and bio－enzyme degradation

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）本實(shí)驗(yàn)針對高滲儲層修井過程中的聚合物侵入性傷害，從熱降解和生物酶降解角度篩選了聚合物和相應(yīng)的生物處理酶。篩選出的易降解聚合物HZN－8，經(jīng)過30天熱降解后降解相對徹底；針對HZN－8組成優(yōu)選出的生物酶HSW，直接加入法測量16h后的降解率可達(dá)83.8%。

（2）室內(nèi)研制出了雙降解修井液體系配方，該修井液體系具有很好的封堵能力，且承壓能力達(dá)到7 MPa，在80～120℃下降解率可以達(dá)到80%以上，20h內(nèi)生物酶可完全發(fā)揮作用，達(dá)到最佳效果，巖心污染后其滲透率恢復(fù)值均大于90%，儲層保護(hù)性好。

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Study on dual－degrade workover fluid system of high permeability reservoir

Xing Xijin1，Luo Gang2，Xie Renjun1
（1.CNOOC Research Institute，Beijing100027，China）
（2.Jinzhou HANC New Technology Institute，Jinzhou434000，China）

Most of Bohai oilfield reservoirs are high permeability，and leakage often occurs in the process of workover.If the compatibility of workover fluid flowing into layer with reservoir is poor，and polymer in workover fluid is hard to degrade，which will cause reservoir damage and reduce the output after workover.Therefore workover fluid is required with high seal capability and easy degradability.Considering the requirement of degradation rate from workover time，and starting with thermal－degrade and bio－enzyme degrade，dual－degrade workover fluid system was developed in this paper.The indoor evaluate results indicate that this workover fluid system has strong seal capability，good thermal－degradation and bio－enzyme degradation，and the reservoir protection effect is also better.

high permeability，thermal degradation，bio－enzyme，workover fluid，seal

邢希金，工程師，2008年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，碩士研究生學(xué)位，現(xiàn)任中海油研究總院鉆采研究院油田化學(xué)工程師，主要從事海洋石油開發(fā)鉆完井液及非常規(guī)工作液研究工作。E－mail：xingxj2＠cnooc.com.cn

TE358＋.5

A

10.3969／j.issn.1007－3426.2015.05.015

“海上稠油熱采井注汽過程儲層保護(hù)實(shí)驗(yàn)（試驗(yàn)）研究”（2011ZX05024－005）。

2015－01－16；編輯：馮學(xué)軍