树脂型压井液研究及应用①

2014-09-11房炎伟杨嘉伟马玉梁缈庆林

石油与天然气化工 2014年4期

房炎伟杨嘉伟马玉梁缈庆林

(中国石油西部钻探工程有限公司)

进入开发中后期的油气田，储层能量可能严重不足，在油气井的检泵、转抽、修井等各种增产措施作业施工中，就可能引起严重漏失的情况，特别在衰竭地层的修井过程中，滤液的深侵入、恶性漏失现象普遍[1]；而在某些存在多压力层系的地区将会出现窄安全密度窗口或无安全密度窗口的情况，施工中表现为高压层压不住，低压层漏失严重[2]。漏失的压井液或使用清水压井时会引起储层水敏、水锁等伤害[1]，导致储层渗流能力下降，油气井产液、产油气能力下降及含水上升。某些井即使产量恢复也需要一个较长周期，造成油气井减产。针对目前低压、多压力层系压井修井难题，研制了树脂型压井液。树脂型压井液体系呈颗粒状冻胶状态，冻胶粒径大，有一定强度，在压差作用下，冻胶颗粒变形贴服于井壁，不会进入储层，可以起到隔离的效果[3-4]。由于冻胶颗粒与井壁的亲和力小，作业结束后树脂型压井液可以很好地返排，解除冻胶颗粒对储层孔隙的堵塞，恢复产能。

1 室内研究

(1) 常规性能。经过试验，确定出树脂型压井液体系配方为：水+1.0%(w)KE-CA+0.5% (w)胶体保护剂+0.2%(w)其他处理剂树脂型压井液由清水和聚合物类高分子处理剂组成，体系中不含任何固相。高吸水性树脂吸水后呈冻胶状，冻胶颗粒粒径达到毫米级[3-4]，冻胶颗粒之间有少量水存在，颗粒之间的摩擦阻力小，流动性好。从压井液的常规性能(表1)可以看出：压井液密度低，具有较高的黏度和屈服值，悬浮能力强，滤失量低。在80 ℃、4.2 MPa下的高温高压滤失仅有29 mL，适合于修井作业。

表1 树脂型压井液常规性能表

(2) 抗温性能评价。在辊子加热炉中，将压井液热滚16 h，温度100 ℃，热滚后压井液的性能实验结果见表2。

表2 抗温性评价结果

热滚后，压井液流变性变化不大，只是失水量略有上升，说明该压井液可以抗100 ℃的高温。

(3) 岩心伤害评价。岩心伤害评价通过返排解堵、污染深度和暂堵层强度来评价对储层的伤害情况。采用岩心渗透率实验仪测定岩心渗透率。试验条件：3.5 MPa，80 ℃，3 h，实验结果见表3。

表3 岩心渗透率实验结果

用压井液污染岩心后，在污染端切去一定长度后再测其渗透率K3，与污染前渗透率K1进行对比，渗透率恢复值达95%以上时，其切去长度视为污染深度。试验条件：3.5 MPa，80 ℃，3 h，实验结果见表4。

表4 岩心渗透率实验结果

树脂型压井液的冻胶颗粒粒径在毫米级别，远远大于岩石的孔隙直径，当压井液注入井筒后，冻胶颗粒在压力作用下挤向井壁，并发生形变，在储层表面能够形成暂堵层[4]，可对储层形成有效封堵。

从实验结果可以看出：用压井液污染岩心后，岩心渗透率恢复值均大于80%。在污染端切去不到2 cm，岩心渗透率恢复值为96.7%～98.7%，均大于95%。说明压井液的污染深度浅，对岩心的伤害小。

(4) 承压能力评价。把用压井液污染后的岩心取出，刮下岩心表面的滤饼，重新装入岩心加持器中，加围压，用岩心渗透率实验仪测其承压能力，即用平流泵将航空煤油逐渐加压，直至接受杯中有液滴流出时的平流泵压力即为岩心承压能力，实验结果见表5。

表5 承压能力实验结果

从表5可以看出，压井液暂堵层一旦形成，可承受12 MPa的压差而不破裂，暂堵效果良好。

(5) 抗原油污染评价。压井液在井筒中与原油接触可能改变性能而影响到修井效果。室内将压井液与原油按1∶1的体积比加入到试管中，振荡5 min后在常温下放置7天，观察压井液与原油分层明显，没有乳化现象，说明压井液有良好的抗原油污染能力。

2 现场应用

树脂型压井液在吐哈油田应用10口井，压井过程中未出现漏失，压井液返排正常，施工成功率100%，压井作业效果见表6。

表6 压井作业效果统计表

现场施工情况以HN9-21井转抽作业为例，HN9-21井位于红南区块，自喷投产，转抽压井前停喷，地层压力系数：0.9 MPa/100 m。

施工之前在配液站配制压井液，循环均匀后测定压井液性能——漏斗黏度：120 s，密度：1.01g/c m3。压井施工采用反循环方式，待井口返出压井液与进口性能基本一致后停泵，停泵时压井液密度0.98 g/cm3。压井成功后开始下完井管柱，一天后完井，返排。压井液返排方式为抽排，返排5 h后见油，原油质量分数为2%，16 h后返排压井液16.67 m3，进入生产流程，日产液量较压井前提高48%。使用清水压井返排时间一般在7天左右。