一种低压井泡沫冲砂液开发

周 文 王铁钢 王 涛 王仲广 吕睿

（1.中国石油大港油田石油工程研究院 2.中海油能源发展公司采油技术服务分公司）

0 引言

油田后期生产地层能量衰竭，在高于胶结强度承受流体冲刷下极易出砂，导致储层渗透率降低，影响后期油气井生产。低压泡沫冲砂液具有摩阻低、密度可调、滤失低、返排及携岩能力强、“堵大不堵小”和“堵水不堵油”的特点，为油气井压井和冲砂提供了性能优良的冲砂体系，为油田稳产、高产提供了技术支撑。不同类型冲砂液性能对比见表1。

表1 不同类型冲砂液性能对比

1 室内评价药品及仪器

1.1 药品

氯化钙、氯化镁、氯化钠、硫酸钠、碳酸钠、碳酸氢钠（均为分析纯）；蒸馏水；模拟地层水（NaHCO3型，总矿化度35487 mg/L）。

增黏稳泡剂YH-SZ(北京华油陆海科技有限公司)，破胶剂（荆州市汉科生物科技有限公司），新疆夏子街钠基膨润土。

起泡剂YH-P01、稳泡助排剂YH-WP、离子稳定剂、黏土膨胀抑制剂YH-AF，自产。

1.2 仪器

电子天平JA21002、高速搅拌器GJD-B12K、数显全自动流变仪MODEL-900、五轴高温滚子加热炉173-00-1、旋转界面张力仪TX500C、型数显示液体密度计YMS0.1-5、高温高压动态失水试验仪JHDS-Ⅱ型、QYXS-F气液两相渗流规律研究装置、恒温油水浴锅RAT-1、秒表、量筒、烘箱等。

2 低固相泡沫冲砂液封堵原理

低固相泡沫冲砂液内部包裹着气体，气体外围包裹密闭层，密闭层外分散着水溶性高分子聚合物，类似长满了毛发的气囊，显微镜下分析认为体系组成为一核二层三膜（图1）。一核为：被包裹位于整个球形微泡中心的“气核”；二层为紧靠表面张力降低膜，表面活性剂亲水端水化及缔合作用下形成的“高黏水层”和在水溶性改善膜外侧聚合物高分子和表面活性剂组成的 “聚合物高分子和表面活性剂的浓度过渡层”；三膜为气核外侧“表面张力降低膜”、高黏水层外极性作用下吸附活性剂形成的 “高黏水层固定膜”和紧密吸附于高黏水层固定膜外侧的聚合物高分子和表面活性剂联合形成改善气泡良好水溶性的“水溶性改善膜”，体系整体结构确保稳定的性能。

图1 低固相泡沫冲砂液泡沫结构

3 低压井泡沫冲砂液单剂及体系评价

3.1 增黏稳泡剂YH-SZ体积分数的确定

增黏稳泡剂为水溶性生物多糖类聚合物，可自然降解和人为控制降解速度。它可增加冲砂液气泡水化膜强度，提高冲砂液悬浮携带能力、封堵承压，减小工作液漏失，室内评价了体积分数1‰～7‰YHSZ在25℃/2 h后，溶液黏度值，推荐量为YH-SZ体积分数3‰～7‰，如图2所示。

3.2 起泡剂YH-P01体系的泡沫性能

起泡剂增加了入井液的泡沫，可调整体系密度，减小入井液与井底的压差漏失；利用泡沫对储层进行封堵降低工作液漏失；增加流体黏度，提高井底沉砂悬浮携带能力，降低工具砂埋风险。室内25℃条件下，采用搅拌法(Warin-Blender法)评价了不同组成基液发泡体积和泡沫半衰期，指导体系建立和现场应用。评价数据如表2所示。

图2 不同加量增黏稳泡剂YH-SZ黏度变化

表2 发泡剂泡沫YH-P01稳定性评价

实验得出一定范围内增加发泡剂与减少增黏稳泡剂量，泡沫体积增大；增黏稳泡剂增加，泡沫体积减少体系稳定体性增强。根据作业时间和外来液体稀释，最终体系配方采用序号8号配方：0.6%增黏稳泡剂浓度+1%黏土膨胀抑制剂+1.5%发泡剂+0.5%稳泡助排剂+0.5%离子稳定剂，保证低压泵送和长时间循环冲砂的良好效果。

3.3 修井液黏土稳定性评价

黏土稳定抑制性能够防止因修井液漏失，造成水敏性黏土矿物膨胀，分散运移、堵塞孔喉，降低井筒附近地层渗透率。实验采用新疆夏子街钠土，按标准 《SY/T 5971-94注水用黏土稳定剂性能评价方法》在60℃/16 h测定模拟地层水和蒸馏水体系的岩石抑制性分别为96.67%和91.67%，数据表明修井液漏失后黏土的水化抑制性好，黏土水化膨胀可控。

3.4 稳定泡沫的悬砂性能

按照 《SY/T 5185-2008砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》，常压采用10～20目石英砂在60℃水浴中，对表2中8号配方冲砂液体系悬砂性能进悬浮能力评价，体系沉降速度为8.6×10-5m/s，具有良好的悬浮能力，可以有效携带并清除井下砂砾和堵塞物。

3.5 稳泡助排剂界面张力测定

稳泡助排剂利用表面活性剂间的协同效应增加活性分子间的吸附强度，提高气泡表面液膜吉布斯弹力稳定泡沫；降低入井液的表面张力和与岩石的接触角，减小毛细管阻力预防水锁和圈闭堵塞现象，更大限度恢复储层连通性。按标准 《SY/T 5370-1999表面及界面张力测定方法》，以煤油为介质在60℃下，对比模拟地层水和地层水配制冲砂液基液油水界面张力变化，如表3所示。

数据表明，体系界面张力较低，能够减小同等流动状态下油滴在水中直径，降低产出液在储层中毛细管阻力，防止贾敏和水锁的发生，有效解决进入储层流体的快速返排问题。

3.6 破胶剂质量分数的选择

低压泡沫冲砂液破胶剂采用过氧及氧氯化合物的复合体系，对天然聚合物、人工合成聚合物进行有效降解、液化和分散处理，达到近井地带泥饼的清除作用。根据应用区块储层温度和不同作业时间，评价了60℃低压井泡沫冲砂液加入破胶剂后溶液中聚合物大分子降解断链为小分子后溶液表观黏度变化，判断聚合物降解程度，如图3所示。

图3 体系加入破胶剂后，不同时间黏度变化

图3说明低压井泡沫冲砂液体系在60℃破胶剂浓度为1%～2%的溶液中4 h完全降解，黏度与水接近完。作业设计参数破胶剂使用浓度2%，破胶时间4h。

3.7 低压井泡沫冲砂液暂堵性能及返排渗透率恢复评价

参考石油行业标准 《SY/T 5345-2007岩石中两相相对渗透率测定方法》，测定原始气相渗透率→模拟地层水饱和→测定水饱和后气相渗透率恢复值（图4）→正向驱替水饱和岩心→5 MPa、60℃封堵污染岩心3 h→测定0.8 MPa、1.5 MPa、2.5 MPa和3.5 MPa恒压30 min反向气相渗透率与水饱和后渗透率值并对比 （图5）→正向驱替水饱和岩心→正向注入5PV破胶剂→破胶浸泡60℃/4h→测定反向驱替气相渗透率恢复值（图5）。

模拟地层水饱和岩心后测定岩心渗透率恢复值与原始渗透率对比（图4），渗透率恢复数据表明：岩心渗透率越小，水饱和后渗透率恢复值越低，作业中低渗透储层容易产生水锁问题；实验中可见，低固相泡沫冲砂液侵入岩心深度约1.5 cm，整个驱替过程无漏失；反相驱提突破压力小于1 MPa,3.5 MPa反相气驱渗透率恢复值（以水饱和后恢复值对比），恢复值均高于90%；破胶剂反相驱替浸泡污染岩心，能够对作业过程中形成的泥饼进行有效破胶清除，渗透恢复率略有提高。

图4 不同渗透率岩心水饱和后气相渗透率恢复值

图5 0.55 g/cm3冲砂液封堵后反相驱替渗透率恢复值

图6 压差5 MPa、60℃封堵污染岩心3 h岩心照片

4 应用

截止到目前，该低压泡沫冲砂液在渤海和南海东部油田不同作业类型井应用13井次。典型作业井如XJ24-3 A08ST2井：该井生产套管"、完井深3075 m、垂深2011.3 m、最大井斜92.58°、最大狗腿度7.83°/30 m；储层属细粒长石石英砂岩、温度86.25℃、渗透率864～3356 mD、孔隙度15%～20%。 2012年3月该井出砂关井不能生产，同年5月16至24日采用120 m3泡沫冲砂液配合1.5 in连续油管进行冲砂，冲砂过程监测无漏失，作业时返出泡沫冲砂液携带大量细粉砂,最终顺利冲砂至目的层。冲砂完成后注入破胶剂后产生漏失约8 m3/h,修井完成后当天恢复25.4 m3/d产量。

5 结论

（1）低压井泡沫冲砂液具有良好的黏土抑制性、悬砂性和较低的界面张力，能够防止黏土水化、确保冲砂井底泥砂的有效携带和后期快速返排，保证修井后产能恢复。

（2）低压井泡沫冲砂液在储层60℃、压差5 MPa条件下污染岩心3 h，封堵无漏失。体系对渗透率681 mD以下岩心，具有良好的封堵性能，3.5 MPa反向气驱后渗透率恢复值90%以上。

（3）破胶剂能够对冲砂液进行有效破胶，提高储层渗透率恢复值，破胶率接近100%。

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