多重油層保護(hù)修井液研制與應(yīng)用

何丕祥，胡成亮，熊 英，袁潤(rùn)成，韓項(xiàng)勇,李 偉

(1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.大港油田采油工藝研究院，天津 300280；3.中國石油渤海鉆探第一鉆井公司冀東項(xiàng)目部，天津 300280)

在油田開發(fā)過程中，油井修井作業(yè)必不可少，修井過程中一般都使用修井液，但修井液侵入油層，造成污染堵塞，使油層的滲透性受到損害的現(xiàn)象尤為突出。油層一旦受到損害，恢復(fù)起來相當(dāng)困難，特別是油層的原始滲透率越低，侵入的濾液越少，從中排出濾液的程度最差，造成的損害也最為嚴(yán)重[1]。國內(nèi)各油田都十分重視修井液的研制與優(yōu)選，以油層保護(hù)、增效、增產(chǎn)為目標(biāo)，形成了適用不同地質(zhì)條件的無固相清潔鹽水、聚合物(陽離子聚合物、聚合物鹽水、暫堵型聚合物)、油基、酸基(潛在酸)和乳化液5類修井液體系，實(shí)現(xiàn)了從單一技術(shù)向綜合技術(shù)方向發(fā)展。然而，這些修井液各有優(yōu)勢(shì)和不足，油基、酸基和乳化液修井液由于受價(jià)格的限制未得到規(guī)模應(yīng)用，實(shí)際應(yīng)用較多的是無固相清潔鹽水修井液，這類修井液雖無人為加入固相的傷害，且價(jià)格較為便宜，但其黏度低攜屑能力差、清洗能力弱、濾失量高、進(jìn)入油層易與原油乳化、進(jìn)入低滲層易造成水鎖傷害、無機(jī)鹽穩(wěn)定黏土?xí)r間短，不能防止后續(xù)作業(yè)的水敏傷害且不適合漏失較嚴(yán)重的油層；聚合物類修井液克服了無固相清潔鹽水修井液的一些缺點(diǎn)，但聚合物的選擇至關(guān)重要，且成本是制約其推廣使用的關(guān)鍵[2-5]。針對(duì)目前修井液的一些不足，需要研發(fā)具有成本低、不污染環(huán)境、性能穩(wěn)定等優(yōu)點(diǎn)的具有多重油層保護(hù)的修井液。

1 體系的研制

1.1 技術(shù)原理

“多重油層保護(hù)液”含有多種化學(xué)添加劑，其中精選的生物聚合物增黏劑通過快速形成弱凝膠結(jié)構(gòu)，在井壁表面上快速建立起低滲透率封閉薄帶，起到了增黏、降濾失、調(diào)節(jié)流型、提高攜屑能力，作業(yè)后在地層溫度和破膠組分存在下自動(dòng)破膠，恢復(fù)地層滲透率，且不污染環(huán)境；表面活性組分及助劑配合黏性液體具有更強(qiáng)的清洗炮眼能力，也具有降低界面張力、減小水鎖傷害、提高返排效果的作用；防膨組分可以有效抑制黏土膨脹；破膠組分可以控制生物聚合物的破膠時(shí)間，最大限度地避免聚合物對(duì)油層造成的傷害。

1.2 組分的優(yōu)選[6]

1.2.1 基液

根據(jù)作業(yè)井的地層壓力或者以往作業(yè)情況，地層壓力虧空地層選用密度為1.0 g/cm3的清水，以往作業(yè)無修井液漏失的情況選用不同密度的鹽水(1.01～1.30 g/cm3)作為基液。因此，選擇不同密度的基液，如自來水或者普通鹽水。

1.2.2 增黏劑

增黏劑用于調(diào)節(jié)修井液的黏度，增加攜砂能力，降低作業(yè)時(shí)修井液漏失進(jìn)入地層，通過文獻(xiàn)調(diào)研，優(yōu)選HYJ(黃原膠)為增黏劑，在清水中加入0.3%HYJ，其黏度在350 mPa·s，在密度為1.15的一價(jià)鹽水中，加入0.3%的HYJ，其黏度在280 mPa·s，具有優(yōu)良的增黏效果。

1.2.3 降濾失劑

降濾失組分用于降低修井液體系的濾失，減少濾液進(jìn)入地層孔隙，預(yù)防發(fā)生水鎖損害或者水敏。對(duì)降濾失劑GXD(改性淀粉)、JPT(α-D-乳酸吡喃糖苷)、PAC142(聚陰離子纖維素)在室內(nèi)進(jìn)行了降濾失效果對(duì)比試驗(yàn)，其中GXD、JPT為生物聚合物，PAC142為合成聚合物聚陰離子纖維素。

表1 降濾失效果對(duì)比試驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 1 Filtration effect comparison of the experimental data table

對(duì)比試驗(yàn)表明：3種降濾失劑在淡水和一價(jià)鹽水中均有一定的降濾失效果，但是加入生物聚合物GXD的降濾失效果最好，其API濾失量在淡水中為12 mL，在一價(jià)鹽水中為16 mL。因此，選擇GXD降濾失劑，配合HYJ增黏劑，具有良好的降濾失性能。

1.2.4 防水鎖組分

表面活性劑的主要作用是為了降低界面張力，減小由濾液濾失造成的水鎖傷害，同時(shí)改變其潤(rùn)濕性，有利于作業(yè)后返排。室內(nèi)通過對(duì)T80(聚氧乙烯脫水山梨醇單油酸酯，吐溫80)、OS-15(脂肪醇聚氧乙烯醚，平平加)、NNR(N.N-雙羥乙基烷基酰胺)、AEO-9(脂肪醇聚氧乙烯醚)、Oπ-10(壬基-酚基-聚乙氧基醚)等多種表面活性劑的界面張力測(cè)定，其中NNR界面張力為0.18 mN/m，因此選擇NNR為防水鎖組分。

1.2.5 穩(wěn)定劑的選擇

為防止細(xì)菌引起聚合物發(fā)生腐敗變質(zhì)現(xiàn)象，選擇WD-1(TBHQ叔丁基對(duì)苯二酚)為體系的穩(wěn)定劑。

1.2.6 “多重油層保護(hù)液”配方研究

根據(jù)選擇的各種添加劑和多重油層保護(hù)修井液性能要求，進(jìn)行組合優(yōu)選試驗(yàn)，確定多重油層保護(hù)液體系配方，試驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 體系配方研究Table 2 Study on system formula

通過試驗(yàn)，形成了基本配方：基液+0.3%～0.4%HYJ+1%～2%GXD+0.03%～0.05%NNR+0.01%～0.03%WD-1。

2 油層保護(hù)液室內(nèi)評(píng)價(jià)[7-12]

2.1 密度、黏度、濾失量評(píng)價(jià)

選擇不同基液配置的多重油層保護(hù)液進(jìn)行密度、黏度和濾失量的性能評(píng)價(jià)。

密度和濾失量的測(cè)定采用標(biāo)準(zhǔn)GB/T 16783.1—2006《石油天然氣工業(yè) 鉆井液現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試 第1部分：水基鉆井液》中的方法，黏度采用馬氏漏斗黏度計(jì)測(cè)定。

結(jié)果表明，該油層保護(hù)液能夠達(dá)到預(yù)期指標(biāo)要求，密度在1.00～1.25 g/cm3可調(diào)，黏度在83～258 mPa·s之間，濾失量可控制在15 mL以下，滿足施工作業(yè)和保護(hù)油層的需要。

2.2 抑制性、返排性能、破膠性能評(píng)價(jià)

對(duì)多重油層保護(hù)液的抑制性、返排性能和破膠性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，抑制性評(píng)價(jià)采用離心法，返排性能采用測(cè)定其界面張力的方法，破膠性能主要研究黏度變化。

試驗(yàn)結(jié)果表明：不同配方體系的防膨能力都比較強(qiáng)，防膨率都大于90%，因此不會(huì)因體系本身造成黏土礦物膨脹，而且界面張力低、破膠率高(80%以上)，利于返排，不會(huì)引起聚合物堵塞。

表3 密度、黏度、濾失量評(píng)價(jià)Table 3 Evaluation of density, viscosity and filter vector

表4 抑制性、返排性能、破膠性能評(píng)價(jià)Table 4 Evaluation of inhibition, flowback performance and gel breaking performance

2.3 穩(wěn)定性與地層配伍性

對(duì)不同密度下的配方進(jìn)行穩(wěn)定性評(píng)價(jià)，即測(cè)定120 ℃下熱滾24 h后體系黏度的保留率；同時(shí)，分別取水型為NaHCO3和CaCl2的地層水，與各個(gè)配方等體積混合，觀察體系與地層水的配伍情況。試驗(yàn)情況見表5。

表5 體系穩(wěn)定性及與地層水配伍性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 5 Stability of the system and evaluation results of compatibility with formation water

試驗(yàn)結(jié)果表明：該入井液黏度在120 ℃下熱滾24 h依然具有較高黏度，保留率可達(dá)85%以上，穩(wěn)定性好。配伍性試驗(yàn)可以看出清水和一價(jià)鹽水體系與各種水型的地層水配伍性好。

2.4 滲透率恢復(fù)率評(píng)價(jià)[13-16]

滲透率恢復(fù)率表征油層保護(hù)效果，滲透率恢復(fù)率越高，表明油層損害小，油層保護(hù)效果好。按SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法中工作液的評(píng)價(jià)方法測(cè)定滲透率恢復(fù)率。選擇兩塊巖心，進(jìn)行滲透率恢復(fù)率測(cè)定評(píng)價(jià)。試驗(yàn)結(jié)果見表6。

表6 巖心流動(dòng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 6 Core flow test data

試驗(yàn)結(jié)果表明，該入井液滲透率恢復(fù)率均大于90%，表明對(duì)地層傷害小，能夠有效地保護(hù)油氣層。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

該修井液保護(hù)液在大港油田現(xiàn)場(chǎng)先后應(yīng)用了80多井次，主要分布在港東、港中、唐家河、板橋油田等地區(qū)，層位有明化、館陶、東營(yíng)和沙河街，井深在1200～3337 m。分別應(yīng)用于檢泵、沖砂、補(bǔ)層、下電泵提液等作業(yè)中，作業(yè)后平均恢復(fù)期3.1 d，平均恢復(fù)率98.5%，均取得了良好的油層保護(hù)效果。下面選了2口典型井進(jìn)行分析。

3.1 東6-15K井

該井屬NgⅡ-2油組，埋深1896.2～1898.9 m，發(fā)現(xiàn)有砂埋油層和砂卡泵問題，產(chǎn)量逐漸下降。采用75 m3油層保護(hù)液檢泵沖砂，作業(yè)后第二天就見油，液量恢復(fù)，第四天產(chǎn)油量恢復(fù)到12.2 t，產(chǎn)量恢復(fù)率111.6%，而同區(qū)塊、同層位的東5-8井用污水檢泵沖砂作業(yè)后，第九天才見油，且產(chǎn)量恢復(fù)率僅12%左右，說明油層保護(hù)液具有保護(hù)油層的效果，能夠有效縮短產(chǎn)量恢復(fù)期，提高產(chǎn)量恢復(fù)率。

表7 東6-15K與鄰井對(duì)比情況Table 7 Comparison table between East 6-15K and adjacent wells

3.2 板20-15井

該井生產(chǎn)井段3190.9～3196.0 m，孔隙度為16.5%，滲透率為83.2 mD，屬于中孔低滲油藏，補(bǔ)孔作業(yè)采用1.02 g/cm3油層保護(hù)液55 m3反循環(huán)壓井。作業(yè)后初期日產(chǎn)量為30.93 m3/d，日產(chǎn)油29.6 t/d。

表8 板20-15井補(bǔ)孔作業(yè)情況對(duì)比Table 8 Comparison table of hole repair operation in well plate 20-15

4 結(jié)論

(1)研發(fā)了多重油層保護(hù)修井液，通過對(duì)多種聚合物和添加劑進(jìn)行優(yōu)化研究，研發(fā)了具有多重保護(hù)油層的修井液。

(2)室內(nèi)性能評(píng)價(jià)對(duì)比表明，該體系具有無固相、低濾失(小于15 mL)、強(qiáng)抑制(防膨率大于92%)、易返排(界面張力小于3)、巖芯滲透率恢復(fù)率高(恢復(fù)率大于91%)等特點(diǎn)。

(3)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用證明，該修井液能夠有效縮短作業(yè)井施工后產(chǎn)量恢復(fù)期(平均恢復(fù)期為3.1 d，恢復(fù)率為98.5%)，提高了修井效率。