海上油氣田智能破膠完井液體系

魏裕森，熊友明，周書(shū)勝

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，成都 610500；2.中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，深圳 518067；3.荊州嘉華科技有限公司，湖北荊州 434000）

南海東部海上油氣田淺層稠油砂巖油藏溫度為80 ℃左右，地層原油黏度大于200 mPa·s，且溶解氣油比低。為了提高稠油油藏單井產(chǎn)能、采收率，常見(jiàn)途徑有2 種：一種是采用熱采技術(shù)，降低稠油流動(dòng)阻力，該技術(shù)在海上油氣田應(yīng)用成本高，很難取得較好的經(jīng)濟(jì)效益[1]；第二種是采用魚(yú)骨刺分支井技術(shù)，分支井具有接觸更大油藏面積、開(kāi)發(fā)多層油藏的能力，降低鉆井成本[2-3]，具有很好的應(yīng)用前景。針對(duì)南海東部海上油氣田淺層稠油砂巖油藏的開(kāi)發(fā)，采用魚(yú)骨刺分支井技術(shù)（4 個(gè)分支），但該技術(shù)要求所有各井眼施工結(jié)束后完井液統(tǒng)一返排出井眼[4]，以滿(mǎn)足儲(chǔ)層保護(hù)的要求。

1 分支井完井液技術(shù)難點(diǎn)

1.1 鹽水完井液

鹽水完井液無(wú)固相，可避免固相顆粒對(duì)儲(chǔ)層孔喉的堵塞，能有效地抑制黏土水化膨脹，儲(chǔ)層保護(hù)效果優(yōu)異[5]。將鹽水完井液應(yīng)用于分支井中易井漏，無(wú)法保證充填前井眼安全，使下一分支井井眼無(wú)法鉆進(jìn)。

1.2 非破膠無(wú)固相完井液

非破膠無(wú)固相完井液，如UltraFLO 完井液，濾失量小、對(duì)儲(chǔ)層傷害小，能有效地“暫堵”分支井井眼并不會(huì)發(fā)生井漏，有利于下一分支井井眼的順利鉆進(jìn)，但分支井段充填過(guò)程無(wú)法進(jìn)行破膠返排，使分支井段無(wú)法有效實(shí)施礫石充填，降低采油效率甚至報(bào)廢分支井井眼。

1.3 完井液破膠技術(shù)

無(wú)固相UltraFLO 完井液配方為模擬海水+純堿/燒堿+流型調(diào)節(jié)劑VIS+淀粉降濾失劑STARFLO+KCl（抑制劑或加重）。該完井液無(wú)法自動(dòng)破膠，目前現(xiàn)場(chǎng)施工主要以石蠟、聚合物作為囊衣[6-8]，硫酸銨（破膠劑）為囊芯，其原理為膜應(yīng)力、水分子溶脹作用下[9]，硫酸銨被釋放出來(lái)達(dá)到破膠效果，該方法具有一定危險(xiǎn)性、施工工藝復(fù)雜、成本高且破膠時(shí)間難以控制的特點(diǎn)[10]。

基于此，為提高分支井充填率，同時(shí)保證充填前井眼安全，筆者提出一套智能破膠完井液體系研究思路。采用“護(hù)膠方法”代替?zhèn)鹘y(tǒng)破膠手段，采用琥珀酸酐改性黃原膠，琥珀酸酯消耗掉六元環(huán)上的醇羥基，取代度提高，活性醇羥基數(shù)目減少，降低其抑制自由基氧化能力，自由基在溶解氧作用下使改性黃原膠分解斷裂[11-12]。通過(guò)琥珀酸酐加量、反應(yīng)時(shí)間來(lái)決定醇羥基取代度，調(diào)控改性黃原膠的穩(wěn)定性。篩選改性黃原膠、NaOH、Na2CO3、抗氧化劑MZ-12 加量來(lái)控制破膠時(shí)間，達(dá)到“智能破膠”的效果。

2 XC-1、XC-2 的制備及表征

2.1 XC-1、XC-2的合成

1.0g 黃原膠溶解于100 mL 去離子水中，將20 mL 含有0.5 g 琥珀酸酐的丙酮溶液加入到上述黃原膠溶液中，50 ℃恒溫下攪拌一段時(shí)間，最終產(chǎn)物沉淀在丙酮中，采用丙酮清洗，干燥制得改性黃原膠XC-1；將20 mL 丙酮中加入1.0 g 琥珀酸酐，延長(zhǎng)反應(yīng)時(shí)間，其他條件一致，制備改性黃原膠XC-2。

2.2 XC-1、XC-2的結(jié)構(gòu)表征

對(duì)兩種改性黃原膠（XC-1、XC-2）進(jìn)行紅外光譜測(cè)定，紅外光譜見(jiàn)圖1，波數(shù)3421 cm-1為六元環(huán)上—OH 的寬又大伸縮振動(dòng)峰，波數(shù)2910 cm-1為—CH2伸縮振動(dòng)峰，波數(shù)1200 cm-1為R—O—R（醚）振動(dòng)吸收峰，波數(shù)1720 cm-1為酯基中—C颒O的振動(dòng)吸收峰，這說(shuō)明黃原膠通過(guò)琥珀酸酐改性成功，制備出目標(biāo)產(chǎn)物。

圖1 XC-1、XC-2 紅外光譜圖

2.3 XC-1、XC-2中琥珀酸酯基團(tuán)取代度測(cè)定

在加熱、攪拌狀態(tài)下，使XC-1、XC-2 分別溶于乙醇溶液中，加入NaOH 溶液與其進(jìn)行皂化反應(yīng)。以酚酞作為指示劑，HCl 溶液滴定液。具體計(jì)算方法參考GB/T5534—2008，XC-1、XC-2 中琥珀酸酯基團(tuán)取代度分別為0.19、0.28。

3 完井液體系性能評(píng)價(jià)

3.1 破膠效果評(píng)價(jià)

無(wú)固相UltraFLO 完井液體系配方為模擬海水+0.15%NaOH+0.15%Na2CO3+1.5%STARFLO 改性淀粉+1.0%流型調(diào)節(jié)劑+KCl+加重劑，密度為1.1 g/cm3。

按配方配制完井液后靜置于溫度為80 ℃（油藏溫度）的恒溫干燥箱中，靜置一段時(shí)間后，80 ℃下，用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)完井液黏度。采用黏度表征完井液破膠程度。

3.1.1 流型調(diào)節(jié)劑對(duì)完井液破膠時(shí)間的影響

將黃原膠、XC-1、XC-2 分別按上述完井液體系配制，在溫度為80 ℃的恒溫干燥箱靜置不同時(shí)間（1、2、3、5、7 d）后測(cè)其黏度，數(shù)據(jù)見(jiàn)圖2。從圖2 可知，黃原膠配制的完井液性能穩(wěn)定，靜置7 d 后，其黏度下降緩慢，其原因?yàn)辄S原膠分子含有強(qiáng)極性基團(tuán)（羧基、醇羥基），使該分子中鏈與鏈通過(guò)氫鍵吸引形成穩(wěn)定的結(jié)構(gòu)，因此使黃原膠配制的完井液性能穩(wěn)定，破膠難度大，返排出井眼困難；XC-2 配制的完井液隨著靜置時(shí)間增加，其黏度下降明顯，破膠時(shí)間為3～4 d。其原因?yàn)閄C-2通過(guò)琥珀酸酐改性黃原膠制得，琥珀酸酯消耗掉黃原膠分子中六元環(huán)上的醇羥基，取代度提高，活性醇羥基數(shù)目減少，降低XC-2 抑制自由基氧化能力，自由基在溶解氧作用下使XC-2 分解斷裂，縮短破膠時(shí)間。XC-1 中琥珀酸酯基團(tuán)取代度低，分子中含有醇羥基個(gè)數(shù)比XC-2 中多，XC-1 配制的完井液破膠時(shí)間為5～6 d，琥珀酸酯基團(tuán)取代度低延長(zhǎng)了破膠時(shí)間。

圖2 流型調(diào)節(jié)劑對(duì)完井液破膠時(shí)間的影響（80 ℃）

3.1.2 NaOH、Na2CO3加量對(duì)完井液破膠時(shí)間的影響

NaOH、Na2CO3加入有助于完井液網(wǎng)架結(jié)構(gòu)形成以及其穩(wěn)定性[13-14]，并提高完井液抗侵污性能。通過(guò)增加NaOH、Na2CO3濃度達(dá)到護(hù)膠的目的，評(píng)價(jià)不同加量的NaOH、Na2CO3對(duì)完井液破膠時(shí)間影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3。從圖3 可知，NaOH、Na2CO3濃度各為0.15%，XC-1 配制破膠時(shí)間為5～6 d，NaOH、Na2CO3濃度各為0.20%，其破膠時(shí)間為9 d 左右，這表明NaOH、Na2CO3加量增加有利于完井液體系穩(wěn)定，NaOH、Na2CO3濃度進(jìn)一步增加時(shí)，使完井液pH 過(guò)高，不利于網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的穩(wěn)定性，但鹽濃度增大導(dǎo)致溶解氧濃度降低，因此綜合作用下，完井液破膠時(shí)間基本不變。不同濃度的NaOH、Na2CO3對(duì)XC-2、XC-1 分別配制完井液破膠時(shí)間變化影響規(guī)律一致。

圖3 NaOH、Na2CO3 加量對(duì)完井液破膠時(shí)間的影響

3.1.3 抗氧化劑MZ-12對(duì)完井液破膠時(shí)間的影響

聚合物在較高溫度下發(fā)生自由基氧化反應(yīng)，導(dǎo)致聚合物鏈狀結(jié)構(gòu)分解，加入抗氧化劑的作用為消耗掉完井液中的溶解氧、捕獲自由基阻止過(guò)氧化物降解聚合物，通過(guò)加入抗氧化劑MZ-12 達(dá)到護(hù)膠的目的。無(wú)固相UltraFLO 完井液體系配方：模擬海水+0.20%NaOH+0.20%Na2CO3+1.5%FLOCAT 改性淀粉+MZ-12+1.0%流型調(diào)節(jié)劑+KCl 加重劑加至密度1.1g/cm3。評(píng)價(jià)MZ-12 不同加量條件下完井液的破膠時(shí)間，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖4。

圖4 MZ-12 加量對(duì)完井液破膠時(shí)間的影響

從圖4 可知，XC-1 配制完井液破膠時(shí)間為9 d左右，加入0.2%MZ-12 后，其破膠時(shí)間延長(zhǎng)至12 d，MZ-12 加量為0.5%時(shí)，其破膠時(shí)間延長(zhǎng)至13～14 d，當(dāng)MZ-12 加量超過(guò)0.5%后，其破膠時(shí)間未能有效延長(zhǎng)。XC-2 配制完井液破膠時(shí)間為4～5 d，加入0.2%MZ-12 后，其破膠時(shí)間延長(zhǎng)至6 d，MZ-12 加量為0.5%時(shí)，其破膠時(shí)間延長(zhǎng)至8 d，當(dāng)MZ-12 加量超過(guò)0.5%后，其破膠時(shí)間未能有效延長(zhǎng)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，MZ-12 加量為0.5%時(shí)，能有效地消耗掉完井液中的溶解氧、延緩聚合物分解，MZ-12 加量超過(guò)0.5%時(shí)，溶解氧被消耗完，因此，再增大MZ-12 加量對(duì)延長(zhǎng)破膠時(shí)間影響較小。

根據(jù)分支井的鉆井需求，可通過(guò)調(diào)整NaOH、Na2CO3、抗氧化劑MZ-12 加量以及流型調(diào)節(jié)劑種類(lèi)來(lái)控制破膠時(shí)間（3～14 d），達(dá)到“智能破膠”的效果。

3.2 儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

3.2.1 泥餅性能評(píng)價(jià)

智能破膠無(wú)固相UltraFLO 完井液體系配方為模擬海水+（0.15%～0.20%）NaOH+（0.15%～0.20%）Na2CO3+1.5%FLOCAT 改性淀粉+（0～0.5%）MZ-12+1.0%流型調(diào)節(jié)劑（XC-1 或XC-2）+KCl 加重劑加至密度1.1g/cm3。

采用上述配方配制的完井液體系進(jìn)行API 失水測(cè)試，將其泥餅放置溫度為80 ℃鹽水溶液靜置2 d 后，觀察泥餅狀態(tài)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖5。從圖5 可知，完井液泥餅致密、質(zhì)量良好，失水??；完井液泥餅放置鹽水溶液中，泥餅網(wǎng)架結(jié)構(gòu)分子均已分解在鹽水溶液中，這表明完井液前期在井壁上形成的泥餅易溶解分散在完井液破膠后的鹽溶液中。破膠后，聚合物分子分解完成，可避免此類(lèi)分子對(duì)儲(chǔ)層傷害。

圖5 泥餅狀態(tài)

3.2.2 儲(chǔ)層保護(hù)效果

采用南海東部海上油氣田某井儲(chǔ)層巖心來(lái)評(píng)價(jià)智能破膠無(wú)固相UltraFLO 完井液體系破膠前后儲(chǔ)層保護(hù)效果，儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值見(jiàn)表 1。從表1可知，該體系具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果，完井液破膠前，完井液侵入地層淺；完井液破膠后，聚合物分解斷裂，避免了聚合物堵塞孔喉的風(fēng)險(xiǎn)。

表1 完井液體系破膠前后儲(chǔ)層保護(hù)性能

4 結(jié)論

1.膠囊破膠劑技術(shù)具有施工工藝復(fù)雜、破膠時(shí)間難以控制的弊端，采用“護(hù)膠方法”代替?zhèn)鹘y(tǒng)破膠手段，采用琥珀酸酐改性穩(wěn)定性強(qiáng)的黃原膠，制備出穩(wěn)定性較差的流型調(diào)節(jié)劑配制完井液，通過(guò)優(yōu)化NaOH、Na2CO3、抗氧化劑加量延長(zhǎng)其破膠時(shí)間，達(dá)到智能破膠的目的。

2.XC-2 配制的完井液破膠時(shí)間控制在3～8 d，XC-1 配制的完井液破膠時(shí)間可控制在5～14 d。流型調(diào)節(jié)劑XC-1、XC-2 分別配制完井液破膠前后儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值均大于89%，對(duì)儲(chǔ)層均具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

3.智能破膠無(wú)固相UltraFLO 完井液投產(chǎn)前實(shí)現(xiàn)智能破膠，提高礫石充填率和滲透率恢復(fù)值，并解決深水油氣田水平井完井與投產(chǎn)時(shí)間間隔較長(zhǎng)帶來(lái)成本問(wèn)題，具有良好的應(yīng)用前景。