保护储层修井液实验研究及应用

薛晨，薛乐，杨文君，张强强

(1.延长油田股份有限公司 安全环保质监部，陕西 延安 716000;2.延长油田股份有限公司 下寺湾采油厂，陕西 延安 716105;3.延长油田股份有限公司 永宁采油厂，陕西 延安 717500;4.中国石化股份胜利油田分公司 海洋采油厂，山东 东营 237257)

延长油田目前普遍采用油杆泵采油系统，随着定向井、水平井的不断投入使用，井下故障不断增多，每年修井作业上万余次，每年各种修井液用量近30 万m3，其主要为清水或者地层水，而保护油层修井液几乎没有。修井作业过程中油层污染严重，造成作业后产量下降、含水上升，甚至不上液，或者产量恢复期长、恢复率低，平均排水天数达3 d，产量恢复率40% ～76%，严重影响了单井产量的稳产。

造成修井作业后产量恢复问题因素有多种，但最直接原因是大多数井使用了对油层有损害的工作液［1-3］。为了降低修井对油层伤害，修井后快速恢复生产，特研制了一种无固相修井液。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

黄原胶，食品级;丙烯酸、MBAA、甲醇、NaOH、磺酸基聚合物均为分析纯。

WBFY-201 微波化学反应器;STA409PC 综合热分析仪TG-DSC;A-VATAR360 型傅里叶红外光谱分析仪;RT-66S 型粉碎机;SVT20 旋转滴液界面张力仪。

1.2 增黏剂合成［4］

将一定量的XG 溶于去离子水中，置于四口烧瓶中，搅拌一段时间使得黄原胶充分溶解。用NaOH 中和丙烯酸的pH，搅拌均匀，再加入适量磺酸基聚合物和MBAA、引发剂，搅拌溶解，加入XG溶液中，将反应液转入微波反应器中低温反应，并通氮气除氧，反应一定时间结束，得接枝共聚粗产物。用甲醇水溶液洗涤产物数次，过滤，干燥，粉碎过200 目筛，得XG-GM。

1.3 修井液性能评价

采用SY/T 5834—2007《低固相压井液性能评价指标及测试方法》中的测试方法，对储层保护液的主要性能进行测定评价。

2 结果与讨论

2.1 XG-GM 表征与评价

2.1.1 合成物XG-GM 分子结构表征 结构表征见图1。

图1 XG-GM 的IR 谱图Fig.1 Infrared spectrogram of XG-GM

由图1 可知，XG-GM 的各种官能团的吸收峰，D-葡萄糖单元、D-甘露糖单元六元环中的─C─O在1 282.62 cm－1处，丙酮酸基团和乙酰基基团中甲基的弯曲振动吸收峰在1 468.39 cm－1处，醇羟基的─O ─H 与─N ─H 伸缩振动吸收峰叠加在3 437.8 cm－1处，亚甲基─C─H 键的特征吸收峰在2 904.8 cm－1;1672.7，1 652.9 cm－1附近有酰胺基的 C O 特征吸收峰，由此证明了丙烯酰胺已接枝到黄原胶上;1 056.89，1 177.34 cm－1是磺酸基─的特征吸收峰。由以上分析可看出，所合成的聚合物为磺酸基的改性黄原胶。

2.1.2 合成物XG-GM 的热分析 改性黄原胶做差热分析，升温速率为10 ℃/min，用氮气作保护气，气流速度40 mL/min，升温速率10 ℃/min，升温区间为40 ～600 ℃，参比物α-Al2O3，试样质量为3.0～5.0 mg，结果见图2。

图2 XG-GM 的热分析谱图Fig.2 Thermo analysis spectrogram of XG-GM

由图2 可知，改性黄原胶第一阶段热失重主要从210.3 ℃开始，TG 曲线出现下滑趋势，在该温度附近DSC 曲线表现为向下的吸热峰，此时改性黄原胶分子网格结构作用力大小依次降低，开始熔化吸热;其次，在395.4 ～546.1 ℃区间内，DSC 曲线出现向上的放热峰，说明发生热分解，这与第二阶段TG曲线下降是相一致的，TG 曲线开始下降，发生热失重，当温度到480.2 ℃时与改性黄原胶分子中磺酸基的热分解相对应，温度至540.6 ℃时整个分子主链分解完成，整个过程失重为75%。由此可知，改性黄原胶有较高的热稳定性。

2.1.3 合成物XG-GM 的抗盐性能评价 将不同质量分数的XG-GM 加入清水和饱和盐水(质量分数为20%的NaCl +质量分数为10%的CaCl2)中，在120 ℃下热滚18 h 老化，测其老化前后流变性和滤失量，结果见表1。

由表1 可知，在清水中，XG-GM 随着浓度的增加，表观粘度增大，滤失量减少，其原因是黄原胶的分子链引入磺酸基等基团，分子链加长以及缔合作用加强，聚合物高分子在溶液中形成了空间交联网络结构，溶液粘度大幅提升，使聚合物溶液具有更好的抗老化性能和增黏作用。高温热滚老化后，在饱和盐水中粘度下降12.2% ～17.7%，说明XG-GM在盐水中抗温性好，表现出较高动切力，说明分子空间网架结构强度高，当加入足够多的Na+，能够消除分子链上的负电荷产生的斥力。这些阳离子与侧链相结合，使得XG-GM 分子链变得具有弹性，分子间斥力减少。所以改性黄原胶在饱和盐水溶液中加大浓度会使得粘度相对提高。增粘剂的加量应以0.3% ～0.5%为宜。

表1 在清水和盐水溶液中的性能测试结果Table 1 The properties test result of XG-GM in fresh water and brine solution

2.2 降滤失剂优选

为了降低体系滤失量，减少修井液滤液对油层的伤害，复配淀粉类降滤失剂RS-J，其可在岩心壁形成强水膜，与增粘剂XG-GM 复配形成良好的降滤失体系，实验结果见表2。

表2 增粘剂和降滤失剂复配的流变性关系表Table 2 Viscosifier dosage and filtrate reducers compound on rheological properties

由表2 可知，配方4(0.4%XG+2%RS)具有较低的滤失量，API 控制10 mL 左右。

2.3 抑制剂优选

延长油田某区块长8 储层水敏伤害在54.73%～85.90%，伤害程度在中等偏强至强水敏。目前延长油田常用的粘土稳定剂是AY 低分子季铵粘土稳定剂，该粘土稳定剂可有效防止水敏性矿物的粘土矿物发生膨胀、脱落、分散，堵塞地层孔隙和吼道，减少对油气层造成的伤害，且与无固相储层保护液配伍性良好，可以作为无固相储层保护液的粘土稳定剂使用。根据现场使用经验，浓度范围一般在0.2% ～0.6%。

2.4 助排剂优选

助排剂可以有效地降低修井液的表/界面张力，减小修井液流经地层孔隙时的毛细管阻力或水锁［5-6］，储层岩石表面一般带负电荷，易吸附阳离子表面活性剂，因此一般不考虑阳离子型。阴离子表面活性剂易与研究区地层水(水型为CaCl2)中金属阳离子发生沉淀。延长油田油井井底温度普遍低，一般在40 ～80 ℃，优选几种非离子型表面活性剂与地层水配伍良好(无沉淀、无浑浊现象)的水溶性非离子表面活性剂，用旋转滴界面张力仪测量修井液中加入水溶性非离子表面活性剂时，过滤原油与修井液的界面张力，结果见表3。

表3 表面活性剂-界面张力关系Table 3 The interfacial tension of different surfactant

由表3 可知，MOA-E 能够较好的降低液体的油/水界面张力。

2.5 缓蚀剂优选

延长油田长6 油层井深一般在1 300 ～1 800 m，油管壁腐蚀最为严重井段为500 ～1 800 m，主要是井下凝析水和地层水在管壁形成水膜，水膜中Cl－和等离子以及溶解氧、细菌腐蚀。实验挂片采用油田所用的J55 标准腐蚀试片，用砂纸逐级打磨清洁，用丙酮除油，去离子水清洗。将实验流体入高压釜体内，缓蚀剂浓度为0.2%。将安装试样的夹具固定在高压釜的旋转轴上，安装釜盖密封，然后通入N2，使高压釜的总压达到10 MPa，模拟井底流速，设定为1 m/s，实验时间为3 d，实验温度为80 ℃。实验完毕取出试样，用无水乙醇清洗吹干，用配制的清洗液清洗表面的腐蚀产物，用无水乙醇洗净吹干，精确称量，并计算，结果见表4。

表4 不同缓蚀剂缓蚀效果评价结果Table 4 Evaluation corrosive result of different anticorrosive

由表4 可知，在不同缓蚀剂作用下，J55 钢腐蚀速率比相同实验条件的地层水腐蚀速率大大降低了，且配伍性咪唑啉最好，未发生浑浊和沉淀，且双季铵盐S-HSJ 的缓蚀效果明显更佳。

根据以上研究结果，确定修井液体系配方是:清水+0.4%XG+2%RS+0.3%AY +0.3%MOA-E +0.2%S-HSJ+JZ-2(密度可调)。

2.6 修井液性能评价

2.6.1 抑制性能 称取50 g 钻井岩屑，80 ℃下烘干并过10 目的筛子后加入到该修井液中，在120 ℃下热滚16 h，过40 目筛回收，烘干并计算回收率，回收率为95.3%。表明修井液抑制性高，能够有效抑制页岩的水化膨胀。

2.6.2 密度可调性能 水溶性有机酸盐加重剂JZ-2，是一种有机酸根阴离子与金属阳离子、其他类型的阳离子形成的一种盐类物质，其有机酸根阴离子与单价阳离子亲水性强，具有超高的溶解度，其单组分在水中最高密度可达1.80 g/cm3［7］。在修井液体系中加入JZ 加重剂调密度后，并未发现沉淀和絮凝，在密度1. 05 ～1. 3 g/cm3范围内，粘度变化＜3%，滤失量略有增加，且控制在11.7 mL 以内。表明其配伍性好，适合作该体系加重剂，实验结果见表5。

表5 加重剂加量对修井液流变性影响Table 5 Effect of weighting agent on protection workover fluid by its dosage

2.6.3 修井液岩心动态伤害实验 岩心流动实验按照行业标准SY/T 6540—2002 进行，实验用JGMD-I 新型智能高温高压岩心动态损害评价实验仪，在模拟地层温度下，静压差为3.5 MPa，实验结果见表6。

表6 修井液对岩心动态伤害评价结果Table 6 Permeability recovery evaluation test of protection workover fluid

由表6 可知，修井液对岩心污染后，不同岩心伤害渗透率恢复84.6% ～92.4%，对于低渗透岩心L500-1 动态伤害率是11. 4%，渗透率恢复时间为72 min，伤害最小的岩心D604-5 动态伤害率是92.4%，渗透率恢复时间最短，为47 min。说明修井液配方体系能够较好的保护储层，而对于高渗透岩心渗透率更易恢复。

2.7 现场应用效果

所研制的无固相修井液在姬源地区长6 储层进行了现场应用5 井次，结果见表7。

表7 修井液现场使用结果Table 7 The field application of protection workover fluid

由表7 可知，实施三口暂停井均见油上产，其中D120-1 井，生产层位是长6-1 油层，岩性主要为砾质粗粒长石砂岩，该井产液0.2 m3/d，含水率25%，低产被迫停井，用配制的修井液体系井下洗井，并修井检泵作业2 d 后得到产量1.1 m3/d，含水率20%。Y810 井检泵修井该井长6-2 油层，岩性为细粒岩屑长石砂岩、砂砾岩及细砂岩，修井时气喷严重，用该体系修井液进行修井压井作业，施工过程工具、管柱提下作业顺利，检泵前产量为2 m3/d，含水率15%，检泵后当日见油2 后恢复到2. 5 m3/d，含水率16%。据资料显示，邻井Y810-2 井，用清水检泵作业，产量为1.2 t/d，含水率31%，作业2 d 后产量0.9 m3/d，含水率为42%，这说明该体系滤失量低，缩短修井含水期，产量恢复快。由产量评价结果表明，原修井液的储层岩心渗透率恢复值为62%。整个施工作业入井液顺利压井，过程工具、管柱提下作业顺利，作业在无固相环境下进行并且能有效地保护储层。

3 结论

通过微波热改性黄原胶，得到XG-GM，具有较好的热稳定性、流变性、抗盐性、抗温性等特点。研制的修井液体系是:清水+ 0. 4% XG + 2% RS +0.3%AY+0.3%MOA-E+0.2%S-HSJ+JZ-2。体 系无固相、流变性好、强抑制、低滤失、界面张力低，岩心渗透率恢复值高，保护油气层效果好。

该修井液能较快缩短修井作业后的产量恢复期，提高恢复率，有利于稳定单井产量，可以满足大多数修井作业的需要，施工过程工具、管柱提下顺利，可推广应用。

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