无黏土相完井液技术及其在元坝天然气藏的应用

王 宇，霍宝玉，王先洲，蔡志伟

（1.河北联合大学 矿业工程学院，河北 唐山 063009； 2.四川仁智油田技术服务股份有限公司，四川 绵阳 621000；3.中国石油渤海钻探工程公司 第五钻井工程分公司，河北 河间 062450； 4.新疆油田公司 第一采油厂，新疆 克拉玛依 834000）

无黏土相完井液技术及其在元坝天然气藏的应用

王 宇1，霍宝玉2，王先洲3，蔡志伟4

（1.河北联合大学 矿业工程学院，河北 唐山 063009； 2.四川仁智油田技术服务股份有限公司，四川 绵阳 621000；3.中国石油渤海钻探工程公司 第五钻井工程分公司，河北 河间 062450； 4.新疆油田公司 第一采油厂，新疆 克拉玛依 834000）

元坝天然气藏具有埋藏深、高温高压、储层非均质性强、低孔超低渗、多压力系统等复杂的地层特性.针对该地区储层特点，考虑储层保护，以无机盐和甲酸盐作为基液，通过实验进行处理剂的配比优选和配伍性评价，研究无黏土相完井液技术.结果表明：该系列完井液密度调节范围为1.20～2.00 g/cm3，抗温为150℃，悬浮能力强，与储层配伍性好，对岩心损害率小于9%，有利于储层保护.该技术成功应用于元坝10-侧-1井，并获高产气流，天然气产量为50.970 1×104m3/d.

元坝天然气藏；无黏土相；完井液；基液；处理剂；配伍性

0 引言

元坝天然气藏地处川东北地区，属南方海相油气储藏，其储层深度一般为5 000～7 400 m，具有高温高压、多盐岩层、储层非均质性强、低孔特低渗、多压力系统等复杂的地层特性.目前我国使用广泛的常规淡水泥浆完井液对低渗透储层造成伤害，包括滤液和固相侵入、黏土水化膨胀和地层渗透率降低，并且完井作业后常遗留一些酸不溶解的滤饼沉淀物，难以清除并影响后续生产[1-5].对低孔渗储层国外常使用盐水作为完井液控制地层压力.常用无机盐溶液主要由NaCl、KCl、CaC12、CaBr2、ZnBr2中的一种或几种复配而成，以平衡地层压力.一方面，由于这种完井液体系不含固相，在井壁上不能形成内泥饼和外泥饼，没有控制滤失的造壁能力[6-7]；另一方面，该完井液体系盐度较高，普通的高分子聚合物处理剂抗温抗盐性较差，甚至在高密度盐水体系中有不溶解现象[8-11].

为了更好地开发元坝地区深部油气藏，最大限度地减少储层的伤害，笔者开展完井液基液和处理剂的优选及其配伍性评价，研究密度调节范围宽、体系性能稳定、悬浮能力强、与储层配伍性好的新型无黏土相完井液技术.

1 实验

1.1 完井液基液

含钙无机盐类中Ca2＋可以提供抑制性化学环境，具有防塌，抗污染，稳定性能良好，易形成薄而韧的泥饼，且在高密度高温条件下能够维持较低的黏度和切应力等特点.甲酸盐类是一类环保型处理剂，不需要添加固体加重材料就可以使完井液获得较高密度，在高温、高密度、高压条件下黏度和活度较低，具有良好的流变性、抑制性、环保性和可降解等特性[12-14].无黏土相完井液体系以无机盐和甲酸盐为基液，根据可溶性盐对完井液基液密度的影响，结合盐溶液的物理化学性质及成本因素进行实验，筛选密度调节范围为1.20～2.00 g/cm3的无黏土相完井液基液，5种基液组分见表1.

1.2 增黏剂优选

无黏土相完井液体系中不含黏土固相，且盐度较高，普通的高分子聚合物并不适用，需要提高完井液体系黏度.高黏性盐水不仅能够避免由漏失造成井筒液柱压力下降而导致的井喷，而且具有较高的黏性和较低的渗透速率，可以降低地层气体和完井液的置换速度[15-16].实验选择的4种增黏剂分别为生物黄原胶XC、高效黄原胶增黏剂RZ-1、高黏聚阴离子纤维素PAC-HV和改性羟乙基纤维素胶增黏剂HE150.增黏剂的优选是在相同基浆中加入不同种类的增黏剂，进行老化前后性能评价，实验结果见表2.

表1 无黏土相完井液基液组分

表2 增黏剂优选实验数据

由表2可见，在低密度环境下，4种增黏剂在无黏土相完井液基浆体系中表现不同的流变性能和降失水性能.XC在基浆1盐溶液里溶解性差，起不到快速增加基液黏度的作用；RZ-1可以满足低密度条件下提高完井液黏度的要求，且性能指标优于PAC-HV.在高密度环境下，基浆2含盐量大幅度提高，增黏剂RZ-1不再适用；改性羟乙基纤维素胶增黏剂HE150可以增强高矿化度下完井液的悬浮能力.

1.3 降滤失剂优选

根据不同降滤失剂的作用机理，选择3种降滤失剂，利用高温高压滤失仪进行无黏土相完井液体系降滤失剂优选实验.3种降滤失剂分别为抗温淀粉DFD150、低黏聚阴离子纤维素RZ-2和两性离子聚合物降滤失剂JT888，实验结果见表3.

表3 降滤失剂优选实验数据

由表3可见，3种降滤失剂与基浆3配伍性较好，其中DFD150降失水效果最好，但是起泡严重，密度下降幅度较大.RZ-2和JT888降失水能力相当，可以满足1.60 g/cm3以下无黏土相完井液降滤失要求.

2种降滤失剂与基浆4配伍性实验结果表明，体系加入JT888后，有未溶解的处理剂附着于罐壁上，随着基液含盐量的增加（密度1.80 g/cm3的基液含盐量达到270%），溶液中自由水含量减少，JT888析出.RZ-2与高密度体系配伍性好，热滚后黏度切应力适中，失水量小于9 m L，可使高密度完井液失水量控制在合理范围.

1.4 缓蚀剂优选

无黏土相完井液体系以无机盐和甲酸盐为基液，作为电解质溶液对油管套管和施工设备有很强的腐蚀作用，严重时甚至发生穿孔、断裂等事故.因此，为减小完井液对油管、套管的腐蚀程度，在完井液中需要加入缓蚀剂，在钢体表面形成一层保护膜，以防止电化学腐蚀[17-18].实验选择HS-1、SHD和EL-21等3种高温酸性复配缓蚀剂.按照GB/T 18175-2000进行实验，测定时间为72 h，实验结果见表4.由表4可见，缓蚀剂EL-21对各盐水体系缓蚀效果最佳，缓蚀率达到80%以上.

表4 缓蚀剂筛选实验数据

1.5 防水锁剂优选

当完井液滤液进入储层后，产生较大的毛细管力而引起水锁效应.在完井液体系中加入适量的防水锁表面活性剂，降低进入产层流体的表面张力，即使有滤液侵入储层也易于返排，疏通油气通道，最大限度地恢复、解放油气井投产后储层的渗透性.实验选用4种表面活性剂：阳离子表面活性剂MS-1、非离子表面活性剂FSH、两性离子表面活性剂SATR和非离子表面活性剂OP-10，实验结果见表5.

由表5可见，防水锁剂SATR降低表面张力的效果是最好的，其平均表面张力为25.5 m N/m，添加量质量分数控制在0.8%～1.0%之间较合适.

表5 表面张力测定结果

1.6 完井液配方

确定不同密度完井液基液组成，优选效果较佳的增黏剂、降失水剂、缓蚀剂和防水锁剂.通过各种处理剂与完井液基液的合理配比，优化设计密度范围为1.20～2.00 g/cm3无黏土相完井液配方，见表6.

表6 不同密度无黏土相完井液配方

2 完井液体系评价

2.1 抗温稳定性

为了适应不同性质储层的需要，将优化后的完井液配方在温度120℃老化16 h（未滚动），测定流变性及失水造壁性，实验结果见表7.

表7 不同完井液体系抗温稳定性实验数据

由表7可见，该组完井液体系具有较好的流变性和较低的失水量，其中甲酸盐完井液体系抗温性能最好.针对密度为1.25 g/cm3HCOONa完井液体系，抗温150℃，连续加热32 h（未滚动），实验结果见表8.

由表8可见，2组实验数据中表观黏度、塑性黏度和剪切力变化较小，中压失水量小于5.0 m L，高温高压失水量最大为26.5 m L，表明甲酸盐完井液体系抗温稳定性良好，且流动性能良好，有利于井下作业.

表8 HCOONa完井液体系抗温稳定性实验数据

2.2 抑制性评价

选取川西新场6井须五段岩屑，经过6目和10目的双层分样筛筛选岩屑颗粒，各称取50.00 g岩屑颗粒，分别装入盛有350 m L蒸馏水、不同密度完井液的高温老化罐中，120℃温度条件下老化16 h后，冷却至室温过40目的分样筛，干燥冷却后称其岩屑颗粒质量，计算滚动回收率（见图1）.

图1 泥页岩滚动回收率

由图1可以看出，蒸馏水滚动回收率只有48.04%；该组完井液体系的滚动回收率在95%以上，具有强抑制泥页岩水化的能力.采用挂片法进行腐蚀性实验评价，选择密封包装的标准挂片，将挂片置于无水乙醇擦洗、浸泡片刻，置于滤纸上冷风吹干，用滤纸包好置于干燥器中，24 h后称重待用；将清洁挂片置于高温高压腐蚀釜中，调节腐蚀温度为120℃，滚动腐蚀16 h；将腐蚀后的挂片取出，其处理方法同腐蚀前挂片处理方法相同.实验数据见表9.

2.3 腐蚀性能

表9 不同密度完井液腐蚀性能实验数据

由表9可以看出，不同密度完井液在温度120℃滚动16 h条件下标准挂片的腐蚀速率均低于0.1 mm/a，说明该完井液体系可以减轻对井下工具及套管的腐蚀，防腐能力满足完井液入井要求.

2.4 储层保护评价

为了检测完井液体系对储层岩心的损害程度，按照SY/Y 6540-2002开展无黏土相完井液损害油气层静态评价实验.采用岩心流动实验装置模拟井下情况，根据元坝天然气藏储层特点选取模拟物性的人造岩心A1～A5，实验结果见表10.

表10 完井液储层损害率实验数据

由表10可见，不同密度无黏土相完井液体系岩心渗透率损害率均小于9%，其中以甲酸盐完井液体系损害率最低，表明所研制的无黏土相完井液可以减轻地层伤害，有效保护产层.

3 现场应用

为满足元坝10-侧1井水平段储层保护需要，结合地层压力、井底温度，选择密度为1.26 g/cm3，抗温为150℃的甲酸钠完井液，配制12 m3，漏斗黏度为190 s，流动性良好，易泵入，注入排量为15 L/s至6 500～7 050 m井段，起出井内全部替液管柱.现场试验配方：HCOONa溶液＋2.0%RZ-2＋0.5%RZ-1＋1.0%EL-21＋0.8%SATR（质量分数）.

2011年4月30日至7月29日，对元坝10-侧1井长兴组（7 011～7 180 m）进行射孔和系统测试.测试后采用油嘴10 mm×孔板（34 mm＋34 mm）工作制度，用临界速度流量进行放喷试采，获得天然气产量50.970 1×104m3/d；试井解释总表皮因数为-5.9，说明储层不存在污染.

4 结论

（1）以无机盐溶液和甲酸盐溶液为基液，通过处理剂的合理配比添加，研制一套密度调节范围为1.20～2.00 g/cm3无黏土相完井液体系.该系列完井液体系性能稳定，悬浮能力强，与储层配伍性好，对岩心损害率小于9%.

（2）该技术成功应用于元坝10-侧1井，现场试验配方（质量分数）为：HCOONa溶液＋2.0%RZ-2＋0.5%RZ-1＋1.0%EL-21＋0.8%SATR.该井完井后获天然气产量为50.970 1×104m3/d，总表皮因数为-5.9，说明该完井液体系具有良好的抗高温稳定性能，能够有效地保护储层，不存在储层污染损害.

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Clay free completion fluid technology and its application in Yuanba gas reservoirs/2012，36（4）：59-63

WANG Yu1，HUO Bao-yu2，WANG Xian-zhou3，CAI Zhi-wei4
（1.College of Mining Engineering，Hebei United University，Tangshan，Hebei 063009，China；2.Renzhi Oilfield Technology Services Co.Ltd，Mianyang，Sichuan 621000，China；3.Drilling Engineering Company No.5，BHDC，Hejian，Hebei 062450，China；4.Oil Recovery Plant No.1，Xinjiang Oilfield，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Yuanba gas reservoir in northeast Sichuan has many complex geologic characters，such as deep buried depth，high temperature and high pressure，non-isotropic strongly，low permeability and low porosity，complex pressure systems，etc.In view of the geologic characters in the area，based on the reservoir protection，through a rational collocation of treating agents，a series of clay free completion fluid systems have been developed，for which inorganic salt solution and formic acid salt solution are used as base fluids.The systems have many advantages as follows：the controllable density is from 1.20 to 2.00 g/cm3；resistant temperature is 150℃；the cutting suspension and the comparability with reservoir are both better；the damage rate of rock core is less than 9%which is good for formation damage control.This technology has been successfully applied to Yuanba10-side-1 Well which has obtained high natural gas output by 50.970 1×104m3/d.

Yuanba gas reservoir；clay free phase；completion fluid；base fluid；treating agents；comparability

TE254；TE257

A

2095-4107（2012）04-0059-05

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2012.04.011

2012-05-02；编辑：任志平

国家自然科学基金项目（40972079，41172015）

王 宇（1984-），女，硕士，讲师，主要从事油气井工作液和提高采收率方面的研究.