一種基于長效儲層保護的新型有機胺完井液

孫文化 ，盧愛婷

1.中海油烏干達有限公司，科洛洛 坎帕拉7862；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術服務公司，四川 成都610066

引言

烏干達某油氣田位于東非裂谷西支的北端Albert 湖盆東南側[1-3]，盆地長150 km，寬30 km。該油氣田儲層巖性主要為細粒和中—細粒巖屑長石砂巖，碎屑顆粒為石英、長石、巖屑及少量的云母和重礦物，顆粒分選中—好，呈次棱—次圓狀[4-7]。巖石成分成熟度較低，石英和長石含量較高，平均約為45.0%，其次為黏土礦物，平均約為27.0%，以伊/蒙混層為主[8-10]。儲層巖石孔隙發(fā)育，連通性較好，以粒間孔為主，少量顆粒溶蝕孔[11-12]。該油氣田實際作業(yè)表明，在正常作業(yè)期間，完井液在井底與儲層接觸長達18 個月，針對此特殊工藝要求，需要進行長效完井液配方優(yōu)選。而影響完井液體系的因素有很多，如密度[13]、黏度[14]、pH 值[15]和儲層保護性能[16]等，但在進行完井液的性能綜合評價時，并不是所有因素都直接影響完井液體系的選擇，一般只針對一些重要的、關鍵的因素開展分析[17-22]。針對該油氣田的儲層物性，黏土礦物含量較高，水敏性強，在與完井液長期的接觸之下容易發(fā)生水化反應，導致儲層發(fā)生損害，因此，抑制儲層巖石水化是該油氣田重點考慮的因素[23-24]。在完井液體系中，胺基體系是水敏性地層的優(yōu)選體系，與其他添加劑兼容性強，不易水解[25-28]。其作用原理是通過與黏土層間的陽離子交換，形成多點吸附和絡合，從而減少黏土層間水分子的數(shù)量，降低黏土的水化能力和膨脹性，鈍化低密度固相，增強地層通道[29-30]。

因此，本文重點針對抑制性能和儲層保護性能開展相關研究，提出一種新型有機胺完井液體系，結合該油田對完井液長期長效作業(yè)的需求，通過實驗來測試該體系的相關性能指標，得到設計的新型完井液在井底的作用效果。結果可為油田現(xiàn)場完井液選擇提供借鑒和參考。

1 室內實驗

完井液的抑制性能一般是通過測試膨潤土在使用該體系的膨脹情況來反向確定該體系的抑制性好壞[31]，膨脹越小，防膨率越大，抑制效果越好。而完井液的儲層保護性能主要是通過測試其儲層巖石的孔滲特性，比較使用完井液前后的滲透率變化來判斷[32]，滲透率變化越小，使用后巖樣越接近原始滲透率說明完井液體系的儲層保護性能越好。

1.1 實驗目的

完井液的類型對于儲層保護是一個很重要的因素，本實驗探究了一種新型有機胺完井液的性能。為了能較好地比較不同有機胺加量的完井液在不同時間內的性能對儲層的損害，優(yōu)選出一種有機胺加量以達到對儲層保護最好的效果，設定不同有機胺加量條件，以不同加量下的完井液體系為對照樣本，開展完井液體系的抑制性和儲層保護性測試實驗。

1.2 實驗材料

本實驗主要用于驗證配制完井液的抑制性能和儲層保護性能，所用材料為完井液體系所用的主體材料，包括：湖水，PF–NETROL（有機胺），PFCA101，KCl，另重晶石等加重材料根據(jù)實際情況添加，本文實驗為較好地服務烏干達某油田，設定完井液密度為1.1 g/cm3。其中，湖水是根據(jù)烏干達某油田現(xiàn)場實際采用的進行配制，如表1 所示。

表1 湖水配方Tab.1 Lake water formula mg/L

1.3 抑制實驗操作方法及流程

完井液體系的防膨率越大，其抑制水化能力越強，發(fā)生水化膨脹而造成儲層滲透率下降的概率越小[16]。將易水化膨脹性膨潤土粉碎，選取通過100 目篩的膨潤土粉，置于（100±1）?C電熱恒溫干燥箱中，恒溫6 h，置干燥箱中冷卻至室溫備用；然后用10 mL 的離心管稱取0.5 g 膨潤土，并加入10 mL 完井液，充分搖勻后室溫下靜置2 h；接著將其裝入離心機中，在1 500 r/min 下離心15 min 后，記錄下膨潤土膨脹后的體積V1；用同樣的方法分別取10 mL 的蒸餾水和煤油（經(jīng)無水氯化鈣處理），測定膨潤土在蒸餾水中和在煤油中的體積，分別為V2和V0，并記錄。改變防膨劑中有機胺的加量，設立多組對照實驗，按照上述步驟求出各濃度下的防膨率。防膨劑的防膨率按照《注水用黏土穩(wěn)定劑性能評價方法》[33]中防膨公式計算

式中：

B--防膨率，%；

V2—膨潤土在蒸餾水中的膨脹體積，cm3；

V1—膨潤土在完井液中的膨脹體積，cm3；

V0—膨潤土在煤油中的膨脹體積，cm3。

1.4 儲層保護實驗操作方法及流程

通過在室內環(huán)境下，分析不同巖樣在完井液作用下的滲透率變化，進一步來評估其儲層保護性能。結合目標儲層存在速敏的特性，考慮到鋁包皮巖芯軟脆易碎的特點，實驗中統(tǒng)一驅替速率為0.2 mL/min，圍壓0.8 MPa，并增加天然露頭巖芯進行對比實驗。實驗使用取自現(xiàn)場（儲層X 和Y）的天然巖芯（10 塊）及2 塊天然露頭巖芯，將巖芯分為A、B 兩組（其中，A 組B 組各6 塊，部分巖芯見圖1），開展儲層保護實驗。

分別對兩組巖芯進行以下實驗：1）巖樣氣測滲透率；2）巖樣正向測滲透率（煤油）；3）巖樣反向污染（完井液）；4）完井液浸泡巖芯（1，7，15，30 和90 d）；5）巖樣正向測滲透率（煤油）。

具體的實驗步驟為：

1）使用穩(wěn)態(tài)法氣體滲透率儀測定巖芯的滲透率。

2）配制完井液備用。

3）巖芯準備，測定基本數(shù)據(jù)，烘干抽真空，使用模擬地層水（WZ12–2 A10 水質）飽和16 h。

4）使用巖芯流動儀測定天然巖芯在90?C下，煤油正向驅替測定初始滲透率。

5）90?C下，使用完井液反向污染2 PV。

6）使用煤油正向測定污染后穩(wěn)定滲透率。

7）計算滲透率恢復程度，計算公式為

式中：RS—滲透率恢復程度，%；

KOS—巖樣污染后穩(wěn)定滲透率，mD；

KO—巖樣初始滲透率，mD。

2 實驗結果及分析

2.1 抑制性實驗結果

完井液體系的防膨率越大，抑制水化能力越強。因此，根據(jù)防膨率測試實驗結果，以膨脹率大小為判斷抑制性好壞的標準。改變防膨劑中有機胺的加量，測試各濃度下的防膨率如圖2 所示。

圖2 膨脹性實驗Fig.2 Expansion experiment

將不同加量條件下的膨脹性實驗測試結果進行整理，得到靜置后不同體系的防膨率結果，見表2。對應靜置1 d 后的防膨率測試結果柱狀圖見圖3。

圖3 靜置1 d 后有機胺不同加量下防膨率測試結果Fig.3 Test results of anti-swelling rate of different dosages of organic amines after placing for 1 d

表2 完井液防膨率Tab.2 Completion fluid anti-swell rate

對比測試結果發(fā)現(xiàn)，在現(xiàn)場使用的完井液情況下時（不加防膨劑），靜置1 d 后的防膨率為85.42%，小于90.00%。而在加入了不同劑量的條件下，膨潤土在靜置1 d 后的防膨率都大于90.00%，平均防膨率為94.21%，比現(xiàn)場使用的完井液防膨率提高了8.79%，防膨效果較好。

考慮到目標油田完井液與儲層接觸時間過長，為了測試完井液的長效性，繼續(xù)進行抑制性實驗。最終通過長時間的抑制性實驗，發(fā)現(xiàn)不同有機胺加量情況下的完井液體系的防膨率整體上隨著實驗時間的增加而減小，不同加量條件防膨率下降速率不同。其中，加量為2%時的完井液體系雖然防膨率有一定下降，但一直對膨潤土保持著較好的抑制性。靜置90 d 后，該體系對膨潤土仍然具有較好的抑制性，實驗結果見圖4 和圖5。

圖4 90 d 抑制性實驗結果Fig.4 90 d inhibition test results

圖5 加入2%防膨劑完井液的防膨率與靜置時間的關系曲線Fig.5 Curve of anti-expansion rate versus standing time for completion fluid with 2%anti-expansion agent

經(jīng)測試，此時該完井液體系的防膨率仍大于90.00%，因此，優(yōu)選有機胺加量為2%。

2.2 儲層保護性實驗結果

根據(jù)前文實驗步驟，開展了儲層保護性測試實驗，并將滲透率結果與巖樣的初始滲透率進行對比，判斷完井液體系儲層保護性的好壞。實驗用巖樣的初始資料見表3 和表4。

表3 A 組巖樣基本資料Tab.3 Basic data of rock samples Group A

表4 B 組巖樣基本資料Tab.4 Basic data of rock samples Group B

結合現(xiàn)場完井情況，進行了現(xiàn)場實際使用的完井液對儲層滲透率的影響實驗，見表5。實驗結果表明，隨著靜置時間的延長，儲層滲透率恢復程度下降較為顯著，平均滲透率恢復程度為79.0%，現(xiàn)場使用沒有優(yōu)化的完井液對儲層滲透率恢復程度較低，對儲層損害較大。尤其是在靜置時間達到90 d之后，滲透率恢復程度降至74.8%，儲層恢復程度甚至都不能夠滿足油田采油效率的基本要求。

表5 現(xiàn)場原始完井液儲層保護實驗測試數(shù)據(jù)Tab.5 Field original completion fluid reservoir protection experimental test data

針對儲層X，通過A 組巖芯的滲透率恢復實驗，考察了優(yōu)選有機胺的完井液在長期接觸儲層時對滲透率的影響，實驗結果見表6。實驗結果表明，隨著靜置時間的延長，儲層滲透率恢復程度略有下降，整體上滲透率恢復平均值為89.1%，比沒有使用優(yōu)化的完井液大10.0%左右。但整體上完井液靜置1～15 d 的滲透率恢復程度較好，滲透率恢復程度均大于88.0%，優(yōu)化后的完井液作用效果顯著。靜置30 d 后，滲透率恢復程度為89.5%，而90 d 后滲透率恢復程度為88.1%，在完井液接觸儲層90 d 后，巖芯的滲透率恢復程度仍然大于85.0%，完井液的長效性較好，滿足該油田對完井液對巖芯滲透率恢復程度的要求。

表6 A 組巖樣儲層保護實驗測試結果Tab.6 Reservoir protection test results of the rock samples Group A

針對儲層Y，通過B 組巖芯的滲透率恢復實驗，測試了優(yōu)選有機胺的完井液在長期接觸儲層時對滲透率的影響，實驗結果見表7。

表7 B 組巖樣儲層保護實驗測試結果Tab.7 Reservoir protection test results of rock samples Group B

實驗結果表明，針對儲層Y 特性，完井液的長效性較好。除靜置1 d 的滲透率恢復程度較低（25.5%）外，其余天數(shù)滲透率恢復程度均大于85.0%，平均滲透率恢復程度為88.6%，比沒有使用優(yōu)化的完井液大10%左右，優(yōu)化后的完井液作用效果同樣較為顯著。靜置1 d 的滲透率恢復程度較低的原因是：烏干達現(xiàn)場天然巖芯存在一定程度的速敏特性，前期測試的驅替速率為0.5 mL/min，這可能造成了巖芯中黏土礦物的運移，使得滲透率大幅度下降。后調整驅替速率及圍壓，開展了7～90 d的儲層保護實驗。實驗表明，靜置7 d 后，滲透率恢復程度為84.4%，靜置30 及90 d 的滲透率恢復程度分別為88.8%和87.1%，滿足該油田對完井液對巖芯滲透率恢復程度的要求。

針對烏干達某油田完井液作業(yè)周期長（18 個月）的特點，結合本次長效完井液儲層保護實驗結果，采用指數(shù)回歸與線性回歸的方法，模擬了A 組和B 組巖芯在完井液靜置180～720 d 的滲透率恢復情況，如圖6 所示。由圖6 可見，0～30 d 完井液對儲層的傷害最小，30～90 d 滲透率恢復程度出現(xiàn)一定程度的下降，說明開始出現(xiàn)污染。因此，基于實驗數(shù)據(jù)回歸結果，可以認為對于目標儲層，完井液靜置30 d 內并不會造成儲層的傷害，30 d 后會出現(xiàn)一定程度的污染。

圖6 巖芯滲透率恢復程度Fig.6 Recovery degree of core permeability

根據(jù)現(xiàn)場在以往開展的作業(yè)經(jīng)驗發(fā)現(xiàn)，完井液在井下工作0～30 d，表皮系數(shù)變化較?。ǖ陀?）；完井液在井下工作30～180 d，表皮系數(shù)緩慢上升（超過1），完井液在井下工作180 d 以上時，表皮系數(shù)快速上升（當滲透率恢復程度越大時，完井液對儲層的傷害越小，產(chǎn)生的污染表皮系數(shù)也越小），現(xiàn)場實際使用結果與實驗擬合得到的結果具有一致性。

3 結論

1）抑制性實驗表明，現(xiàn)場使用的完井液和加入不同含量抑制劑有機胺（PF–NETROL）作用到膨潤土后，放置1 d 后的平均防膨率分別為85.42% 和94.21%，加入有機胺之后防膨率提高了8.79%，防膨效果較好。優(yōu)選出當有機胺的加量為2%時該體系的完井液具有較好的抑制性。

2）儲層保護性實驗表明，整體上優(yōu)化后的有機胺完井液的滲透率恢復程度達到了89.0%左右，比現(xiàn)場使用的完井液提高了10.0%，優(yōu)化后完井液作用效果顯著提高。在該優(yōu)選的新型有機胺完井液浸泡的前30 d，儲層滲透率恢復程度均達到了89.0%以上，對儲層的危害較小，能夠滿足烏干達某油田完井液長效作用的要求。

3）儲層在該新型有機胺完井液浸泡超過30 d后滲透率會持續(xù)下降，儲層的損害程度也持續(xù)增加，建議在實際作業(yè)中采用每30 d 更換、補充完井液的方式來保證完井液的性能，為能夠進行長期作業(yè)提供保障。