保护储层的络合水修井液技术研究

颜明，田艺，贾辉，于东，梁玉凯 （中海石油 （中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

李蔚萍，舒福昌，向兴金，胡墨杰 （荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 434000）

崖城13－1气田实际地层压力因数由于压力衰竭降低到了0.22，井内液柱与地层间的静止压差已经达30MPa左右，储层段井底静止温度约180℃。因此，常规的修井液已不能满足该气田修井作业的要求，而修井液的选择和应用工艺不当将直接影响作业效果［1，2］。针对该气田修井作业期间的储层保护问题，通过梳理前期的研究成果，结合气田目前的生产状况，优化了修井液配方，初步确定了络合水修井液体系的基本配方，并对其性能评价结果进行系列介绍。

1 络合剂作用机理

在原子结合成分子时，相邻的原子之间强烈的相互作用称为化学键，属于分子内部的作用力，根据其作用方式的不同将其分为离子键和共价键等。其实分子与分子之间还存在着作用力，根据其强弱又将其分为范德华力和氢键。

络合剂是一种含大量与水分子键合的多官能团小分子量有机化合物，该化合物通过分子内和分子间与水分子形成氢键，使水分子内和水分子间形成网络结构而成为络合水。另外，水分子和络合剂官能团在氢键的作用下也可产生分子间络合，如图1所示。

图1 络合剂分子络合机理示意图

在络合剂的络合作用下，暂堵修井液中自由水变成络合水，不能随意运动，阻止暂堵修井液中的水与地层中的水相互迁移，从而保证其优良的抑制性、防塌性及储层保护特性［3］。络合技术具有以下优点：①可改变水分子的状态，使自由水转变为络合水，同时降低泥页岩水化，保持井壁稳定；②改善修井液体系的滤失性，减少滤失；③降低气－液表面张力，络合剂可降低气－液界面张力到30mN/m，增强体系的助排、防水锁等储层保护能力；④良好的配伍性［4］。

2 络合剂基本性能

设计不同的络合水基液混配比，将络合剂与清水按不同体积比混合，分别从密度、黏度、抑制性、界面张力等方面对不同体积分数的基液进行测定。

2.1 络合水基液密度可调性好

随着络合水基液中络合剂体积分数的增加，络合水基液的密度不断增加。从图2中可以看出络合水基液密度范围为1.0～1.26g/cm3，可调性好。

2.2 络合水基液可提高液相黏度

利用乌氏黏度计测定络合水基液黏度，其中乌式黏度计常数0.006265mm2/s，测试温度为25℃。如表1所示，随着络合水基液中络合剂体积分数的增加，络合水基液的黏度亦增加。该基液不仅能增加液相黏度，减缓滤液进入地层的运动速度；同时也能改善泥饼质量，降低泥饼渗透性，减小液相进入地层的滤失量。

图2 络合剂体积分数对修井液密度的影响

表1 不同体积分数络合水基液黏度特性

2.3 络合水基液可抑制黏土矿物水化膨胀

室内通过测定不同体积分数的络合水基液对膨润土膨胀率的影响，考察络合水抑制黏土矿物水化膨胀的能力，试验结果如图3所示。随着络合水基液中络合剂体积分数的增加，络合水基液对膨润土膨胀率影响很小，表明络合水对膨润土具有很好的抑制能力。

2.4 络合水基液可降低界面张力

图3 不同体积分数络合水基液对膨润土膨胀率的影响

表2 不同体积分数基液界面张力测定结果

利用J－200A自动界面张力仪对络合剂的体积分数与界面张力的关系进行了评价。由表2可知，随着加入的络合剂体积分数增大，界面张力降低。当加入的络合剂体积分数为50%时，气－液界面张力可降至30mN/m，油－液界面张力降至0.0849mN/m，说明络合水基液具有较好的降低界面张力的能力。同时，该基液具有以下特点：①降低泥岩的毛细管自吸水；②有利于液相返排；③有利于降低油流阻力；④提高储层保护能力。

2.5 络合水基液具有较好的抗温稳定性

将该基液在高温180℃下静止恒温老化60d，该过程中表观黏度为2.5mPa·s，塑性黏度为22mPa·s，动切力为0.5Pa，均没有变化且无明显分层现象，说明该基液具有较好的抗温稳定性。

3 络合水修井液综合性能评价

在大量研究的基础上，初步确定了崖城13－1油田高温低压气井络合水修井液体系基本配方：50ml

络合剂 HLH＋50ml清水＋0.2gNa2CO3＋0.3gNaOH＋2.5～3.5g悬浮稳定剂 HXW－2＋6～9g成膜封堵剂HFB，并对其流变性、耐温稳定性和承压封堵性等性能进行了系统评价。

3.1 络合水修井液流变性

表3 络合水修井液流变性评价结果

从评价结果 （表3）可知，修井液加热前的表观黏度为30.1mPa·s，塑性黏度为 22.2mPa·s，动切力为7.9Pa。在高温180℃下静止恒温老化60d，随着老化时间的延长黏度变化不明显，表明其热稳定性良好。

图4 络合水修井液耐温稳定性变化曲线

3.2 络合水修井液耐温稳定性

室内监测高温180℃下静止不同时间后修井液上下密度值。从评价数据（图4）可知，在180℃恒温老化60d过程中，密度变化也极小，表明体系性能没有发生本质变化，具有较好的耐温稳定性。

3.3 络合水修井液承压封堵性

在180℃、30MPa下，90min的承压封堵试验过程中，3块岩心的漏失量均为0ml，敲碎岩心后可测得修井液侵入岩心深度分别为0.44、0.45、0.26cm，如表4、图5所示，说明该修井液体系具有较好的承压封堵能力。

表4 络合水修井液承压封堵性评价结果

图5 经络合水修井液污染后M69岩心和敲碎后的试验现象

4 认识与结论

针对高温低压易漏油气藏修井作业的需要，研究出了一种络合水修井液体系，该体系是一种新型暂堵修井液，阻止修井液中的水与地层中的水相互迁移，络合水基液具有密度调节范围大、提高液相黏度、可有效抑制黏土矿物水化膨胀、降低界面张力、较好的抗温稳定性等优点。构建的修井液体系具有较好的耐温稳定性和承压封堵性，能够满足崖城13－1气田高温、低压储层修井作业要求。

［1］Faruk Civan.Reservoir Formation Damage－Fundamentals，Modeling，Assessment，and Mitigation ［M］.Houston：Gulf Publishing Company，2003.

［2］谢克姜，胡文军.PRD储层钻井液技术研究与应用 ［J］.石油钻采工艺，2007，29（6）：99～101.

［3］丁阿曼 .络合作用对钻井液性能影响研究 ［J］.科技创新导报，2011，18（12）：3.

［4］贾存龙 .络合作用对钻井泥浆液性能影响的分析 ［J］.科技资讯，2012，12（18）：111.

［编辑］ 帅群