王588块泥浆污染深穿透酸液研究与评价

胡增国

(中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司现河采油厂,山东东营 257068)

王588块泥浆污染深穿透酸液研究与评价

胡增国

(中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司现河采油厂,山东东营 257068)

王588块钻井泥浆污染主要是固相入侵和滤液与地层水的不配伍性。通过实验,优选出了具有高效深穿透能力以及固相溶解量大的表面活性剂DS-101酸液复配体系。实验表明,该体系耐温性强,对油泥具有极强的分散和溶解作用,对泥浆污染有明显的解堵效果,岩心渗透率恢复率可达127%。

泥浆污染;深穿透;酸液;解堵;增溶

王588块位于东营市东营区境内,构造上位于济阳坳陷东营凹陷牛庄洼陷东斜坡带,主力含油层系为沙四段。该区沙四段储层孔隙度为9.9%～26.2%,平均值19.3%,渗透率平均值为87.5×10-3μm2。储层具有非速敏、弱盐敏、弱水敏、弱酸敏、弱碱敏特征。

道达尔公司研究表明,泥浆固相侵入储层后,黏土矿物与原油接触形成油泥堵塞渗流孔道,油泥堵塞区域渗透率极低,常规解堵剂很难穿透油泥带。为解除伤害,道达尔公司2004年研究形成了新型的深穿透解堵剂体系,该解堵剂体系是在酸液中加入了一种可使油泥快速分散的表面活性剂[1-8]。

本文针对王588块泥浆污染的特点,研究开发了一种深穿透解堵体系。

1 王588块储层泥浆伤害评价

1.1 泥浆污染深度评价

用J HST-IV渗透率梯度仪测定了王102-49井钻井泥浆(稀释10倍注入)对不同渗透率岩心的污染深度,试验结果见表1。表1说明,王588块泥浆的污染深度小于14 cm。由于王588地层水中钙、镁离子含量为2 062 mg/L,钙、镁离子可与钻井液中的碱反应生成沉淀物,因此,储层污染为固相入侵和滤液污染。

表1 王102-49井钻井泥浆(稀释10倍注入)对不同渗透率岩心的污染深度Tab.1 Wang102-49 drilling mud(10 times diluted)contaminating depth to different cores

将污染后且渗透率为101.2×10-3μm2的岩心,在距入口端3 cm处切片,拍摄电镜照片,如图1所示,从照片可明显看出有入侵黏土微粒存在。

图1 污染后岩心电镜照片Fig.1 Photo of contaminated core

1.2 泥浆滤液对岩心渗透率的影响

王102-49井钻井泥浆滤液的pH值为10.1。将滤液与王588产出水按1∶1混合,发现有明显固相颗粒生成,也就是说滤液可造成储层伤害。

王588块对钻井泥浆的要求是API滤失量小于5 mL。当滤失量为5 mL时,滤液的侵入深度可达到25.9 cm。考虑到钻井过程中的动态滤失量要大于5 mL,因此滤液对储层的污染深度应大于30 cm。

本文用流动试验评价了滤液对岩心的伤害,试验中人造岩心的渗透率为73.4×10-3μm2,用王588产出水饱和岩心后注入1 PV泥浆滤液,然后用产出水驱替。试验结果见图2。图2说明泥浆滤液对岩心渗透率存在明显伤害,岩心渗透率最多下降64.0%。

2 深穿透酸液体系基础酸液的确定

60℃条件下研究了单一酸液体系对泥浆固相的溶解,氢氟酸的酸溶量最大,盐酸和醋酸的酸溶量相当。磷酸的酸溶量较低,硝酸对泥浆中的固相有固结作用,因此这2种酸不适合用于钻井泥浆的解堵。

图2 泥浆滤液对岩心渗透率的伤害Fig.2 Damage of mud filtrate to core permeability

分别用7%的HCl和7%HAC和不同质量分数的HF复配,形成盐酸体系和醋酸体系,测定了不同酸液体系对泥浆固相的酸溶量,试验结果见图3。从图3可以看出:(1)对盐酸体系HF的用量存在最佳值(盐酸与氢氟酸的最佳质量比为1.273)。低于最佳值时,随HF质量分数的增加酸溶量增加;高于最佳值之后,随HF质量分数的增加酸溶量减小。(2)对HAC体系氢氟酸用量没有最佳值,随HF质量分数的增加酸溶量增加。

图3 不同酸液体系对泥浆固相的酸溶量Fig.3 Dissolving capability of different acids to slurry solid

上述研究结果表明,泥浆固相最好的解除剂为土酸。配制土酸时盐酸和氢氟酸的最佳质量比为1.273。综合考虑,选择7%HCl+5.5%HF作为基础酸液。

3 深穿透酸液体系表面活性剂研究

3.1 主要试验方法

(1)增溶能力的测定

以7.0%HCl+5.5%HF为基础酸,加入5%表面活性剂体系和2%缓蚀剂配成深穿透酸备用。用移液管准确移取10 mL配制好的深穿透酸至25 mL比色管中,放置在90℃恒温水浴中,将装入酸式滴定管中的脱水煤油准确滴入比色管中。每滴加1滴,剧烈摇动后,在90℃恒温水浴中静止10 min,观察有无分层或浑浊现象,记录刚刚出现分层或浑浊现象时煤油的累积加入体积,按下式计算增溶能力。

式中:c为增溶能力,mL油/100 mL酸;v0为体系出现分层或混浊现象时煤油的累积加入体积, mL。

(2)穿透能力的测定

人造淤泥小球的制备:70 g碳酸钙粉中加入10 g高岭土,混合均匀后,加入20 g王588区块原油,搅拌均匀,然后制成质量为5 g的淤泥小球备用。

取50 mL的深穿透酸溶液于具塞比色管中,将5 g的人造淤泥小球放入比色管,60℃恒温静止,观察小球完全溶解的时间,以此表示深穿透酸的穿透能力。

3.2 结果与讨论

深穿透酸通常由基础酸、主表面活性剂和助表面活性剂组成,主表面活性剂的作用是形成胶束和降低界面张力;助表面活性剂参与并促进胶束的形成,降低主表面活性剂的临界胶束浓度,同时对体系具有稀释作用。

(1)主表面活性剂选择

选择聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撑磺酸钠(A)和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸钠(B)共同作为表面活性剂体系主表面活性剂的组分,改变二者的比例,测定其增溶能力的变化,结果见表2。

表2 增溶能力随两种表面活性剂比例的变化(90℃)Tab.2 Solubilization capacity change with the ratio of two surfactants(90℃)

由表2知,聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撑磺酸钠(A)和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸钠(B)复配使用,其增溶能力有所提高,当A∶B达7∶3时,对油有最大增溶量。

(2)助表面活性剂选择

在聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撑磺酸钠(A)和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸钠(B)按7∶3复配的基础上,加入不同的低分子醇,其组成为: 80%(A+B)+20%低分子醇,按本文3.1节方法测定其增溶能力和润湿性,根据增溶能力的大小和润湿性筛选助表面活性剂。选择异丙醇和正辛醇复配作为助表面活性剂,改变二者比例,在和单一助表面活性剂相同的试验条件下,测定深穿透酸增溶能力和润湿性的变化,结果见表3。

表3 助表面活性剂复配对增溶能力和润湿性的影响Tab.3 The influence of mixed assist-surfactant to solubilization capacity and wettability

由表3知,异丙醇和正辛醇两种低分子醇复配作为助表面活性剂,可使表面活性剂体系的增溶能力进一步提高,地层的亲水性得到进一步改善,当二者比例为8∶2时增溶能力最大。

(3)表面活性剂DS-101配方确定

根据主表面活性剂和助表面活性剂的筛选结果,综合考虑各化学剂的使用成本和使用性能,最终确定表面活性剂体系DS-101的组成为:80% (A+B)+20%(异丙醇+正辛醇),其中A代表聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撑磺酸钠,B代表聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸钠,二者质量分数之比为7∶3;异丙醇和正辛醇的质量分数之比为8∶2。

4 深穿透酸液性能评价

深穿透酸的主要性能包括对油的增溶能力、对地层的润湿性、对油层的穿透能力以及热稳定性等,表面活性剂体系的使用浓度、深穿透酸中其它酸化添加剂的加入、温度等均可对深穿透酸的性能产生影响。以下分别对表面活性剂体系DS -101及其形成的深穿透酸的性能进行评价。

4.1 深穿透酸的增溶性及其润湿性能

以7%HCl+5.5%HF为基础酸液,按本文3.1节方法,测定加入不同浓度表面活性剂体系DS-101时,深穿透酸的增溶性及其润湿性变化,结果如表4。

表4 表面活性剂浓度对深穿透酸液性能参数的影响Tab.4 The influence of surfactant concentration to deep-penetrating acid parameters

由表4可知,随酸液体系中表面活性剂体系浓度的增加,其增溶油的能力逐渐增加,对地层的亲水性增强。综合考虑性能及成本,选择DS-101加入量为5.0%。

4.2 深穿透酸的耐温性

将配制好的深穿透酸体系装入带聚四氟乙烯衬里的高温罐中,密封后放入高温烘箱,在规定温度下恒温12 h后取出冷却,在90℃条件下测定其增溶能力和润湿性的变化,结果见表5。

表5 深穿透酸的耐温性能Tab.5 Temperature-stable capability of deep-penetrating acid

由表5可以看出,在90～160℃范围内,深穿透酸经12 h高温之后仍保持较高的增溶能力,说明表面活性剂体系DS-101形成的深穿透酸酸液体系具有较好的耐温性能。因聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撑磺酸钠和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸钠均属两性表面活性剂,兼具非离子和阴离子型表面活性剂的特点,含有的两个亲水基团,使其具有良好的亲水性,阴离子官能团硫酸脂基和磷酸脂基的存在又大幅提高了活性剂的热稳定性。

4.3 深穿透酸的穿透性能

按3.1节方法制备人造淤泥小球,以7%HCl +5.5%HF为基础酸,分别加入不同浓度的表面活性剂体系DS-101配成深穿透酸体系,测定高温前后深穿透酸的穿透能力变化,结果见表6。

表6 深穿透酸的穿透能力Tab.6 Penetrating capacity of deep-penetrating acid

由表6可以看出,由7%HCl+5.5%HF基础酸和DS-101形成的深穿透酸具有良好的穿透油层能力,随表面活性剂体系DS-101浓度的增加,穿透时间显著缩短,析油率明显增加;高温条件对深穿透酸的穿透能力影响较小,由此进一步说明DS-101形成的深穿透酸具有良好的热稳定性。

4.4 深穿透酸解堵能力岩心试验评价及原理

用流动试验评价了深穿透酸解堵能力,试验中岩心的渗透率为1.75×10-3μm2,用王588产出水饱和岩心后,用标准盐水驱替7.5 PV,然后注入8.5 PV3%泥浆体系,用标准盐水驱替12 PV,注入深穿透酸液12 PV,用标准盐水驱替11 PV。试验结果见图4。图4说明泥浆对岩心渗透率存在明显的伤害,岩心渗透率最多下降79.4%;深穿透酸具有明显的解堵效果,岩心渗透率回复率可达127%。

深穿透酸可以增溶原油,其过程可用图5表示。深穿透酸与原油刚开始接触时,酸油互溶、两相之间没有界面,即界面张力为零。深穿透酸易于进入含油层,并有高的波及系数。由于岩石和泥质表面的原油被增溶进酸液(图5a、图5b),酸可顺利地溶解泥质和溶蚀岩石。当深穿透酸中增溶的原油达到饱和时(图5c),深穿透酸转化为酸包油乳状液(图5d)。酸包油乳状液和原油存在界面,但可通过低界面张力、增黏和贾敏效应等机理提高酸液体系在油层的穿透能力和波及体积,进一步实现油层深部酸化的目的。

图4 深穿透酸解堵能力岩心试验评价Fig.4 Core test evaluation of deep-penetrating acid plugging removal ability

图5 胶束增溶油过程示意Fig.5 Sketch map of solubilization

深穿透酸中的表面活性剂可通过在岩石表面吸附减小H+与岩石的接触几率,达到降低酸岩反应速率的目的。低的酸岩反应速率避免了酸液在近井地带过度消耗,使酸液在地层深部仍维持较高的酸浓度,提高其在油层的作用深度。

5 结束语

(1)王588块储层污染主要是泥浆固相入侵和泥浆滤液与地层水的不配伍性。

(2)对泥浆固相污染溶解量最大的酸液体系,为7%HCl和5.5%HF复配。

(3)高效穿透表面活性剂体系DS-101的组成为:80%(A+B)+20%(异丙醇+正辛醇)。其中A代表聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撑磺酸钠,B代表聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸钠,二者质量分数之比为7∶3;异丙醇和正辛醇的质量分数之比为8∶2。

(4)研究形成了适合王588块泥浆污染解堵的深穿透酸液体系,该体系组成为:7%HCl+ 5.5%HF+5%DS-101+1%缓蚀剂。

(5)岩心试验表明深穿透酸对泥浆污染有明显的解堵效果,岩心渗透率回复率可达127%。深穿透酸主要通过高效穿透油泥带和延缓酸岩反应速率,达到油层深部酸化的目的。

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Study and evaluation on deep-penetrating acid used for removal of mud pollution in Block W588

Hu Zengguo
(Xianhe Oil Production Plant,SINOPEC Shengli Oilf ield Company,Dongying257068)

In Block Wang 588,drilling mud pollution is mainly caused by solid-phase invasion and noncompatibility of filtrate with formation water.Through optimization,a new surfactant DS-101 acid mixed system has been developed,which is a kind of highly efficient deep-penetrating acid,with high solid phase dissolving capability.Experiment results indicate that this system is stable under high temperature conditions.It has not only strong sludge dispersion and dissolution ability,but also an obvious plugging removal effect of mud contamination.Core testing shows that the core permeability recovery rate can reach up to 127%with this acid.

mud contamination;deep-penetrating;acid;plugging removal;solubilization

book=6,ebook=8

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.058

1008-2336(2010)02-0058-06

2010-03-01;改回日期:2010-03-18

胡增国,1966年生,男,高级工程师,硕士,采油工艺、油田化学专业。E-mail:hzgzp2009@sina.com。