多重油层保护修井液研制与应用

2018-09-03何丕祥胡成亮袁润成韩项勇

非常规油气 2018年4期

何丕祥，胡成亮，熊英，袁润成，韩项勇,李伟

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580；2.大港油田采油工艺研究院，天津 300280；3.中国石油渤海钻探第一钻井公司冀东项目部，天津 300280)

在油田开发过程中，油井修井作业必不可少，修井过程中一般都使用修井液，但修井液侵入油层，造成污染堵塞，使油层的渗透性受到损害的现象尤为突出。油层一旦受到损害，恢复起来相当困难，特别是油层的原始渗透率越低，侵入的滤液越少，从中排出滤液的程度最差，造成的损害也最为严重[1]。国内各油田都十分重视修井液的研制与优选，以油层保护、增效、增产为目标，形成了适用不同地质条件的无固相清洁盐水、聚合物(阳离子聚合物、聚合物盐水、暂堵型聚合物)、油基、酸基(潜在酸)和乳化液5类修井液体系，实现了从单一技术向综合技术方向发展。然而，这些修井液各有优势和不足，油基、酸基和乳化液修井液由于受价格的限制未得到规模应用，实际应用较多的是无固相清洁盐水修井液，这类修井液虽无人为加入固相的伤害，且价格较为便宜，但其黏度低携屑能力差、清洗能力弱、滤失量高、进入油层易与原油乳化、进入低渗层易造成水锁伤害、无机盐稳定黏土时间短，不能防止后续作业的水敏伤害且不适合漏失较严重的油层；聚合物类修井液克服了无固相清洁盐水修井液的一些缺点，但聚合物的选择至关重要，且成本是制约其推广使用的关键[2-5]。针对目前修井液的一些不足，需要研发具有成本低、不污染环境、性能稳定等优点的具有多重油层保护的修井液。

1 体系的研制

1.1 技术原理

“多重油层保护液”含有多种化学添加剂，其中精选的生物聚合物增黏剂通过快速形成弱凝胶结构，在井壁表面上快速建立起低渗透率封闭薄带，起到了增黏、降滤失、调节流型、提高携屑能力，作业后在地层温度和破胶组分存在下自动破胶，恢复地层渗透率，且不污染环境；表面活性组分及助剂配合黏性液体具有更强的清洗炮眼能力，也具有降低界面张力、减小水锁伤害、提高返排效果的作用；防膨组分可以有效抑制黏土膨胀；破胶组分可以控制生物聚合物的破胶时间，最大限度地避免聚合物对油层造成的伤害。

1.2 组分的优选[6]

1.2.1 基液

根据作业井的地层压力或者以往作业情况，地层压力亏空地层选用密度为1.0 g/cm3的清水，以往作业无修井液漏失的情况选用不同密度的盐水(1.01～1.30 g/cm3)作为基液。因此，选择不同密度的基液，如自来水或者普通盐水。

1.2.2 增黏剂

增黏剂用于调节修井液的黏度，增加携砂能力，降低作业时修井液漏失进入地层，通过文献调研，优选HYJ(黄原胶)为增黏剂，在清水中加入0.3%HYJ，其黏度在350 mPa·s，在密度为1.15的一价盐水中，加入0.3%的HYJ，其黏度在280 mPa·s，具有优良的增黏效果。

1.2.3 降滤失剂

降滤失组分用于降低修井液体系的滤失，减少滤液进入地层孔隙，预防发生水锁损害或者水敏。对降滤失剂GXD(改性淀粉)、JPT(α-D-乳酸吡喃糖苷)、PAC142(聚阴离子纤维素)在室内进行了降滤失效果对比试验，其中GXD、JPT为生物聚合物，PAC142为合成聚合物聚阴离子纤维素。

表1 降滤失效果对比试验数据Table 1 Filtration effect comparison of the experimental data table

对比试验表明：3种降滤失剂在淡水和一价盐水中均有一定的降滤失效果，但是加入生物聚合物GXD的降滤失效果最好，其API滤失量在淡水中为12 mL，在一价盐水中为16 mL。因此，选择GXD降滤失剂，配合HYJ增黏剂，具有良好的降滤失性能。

1.2.4 防水锁组分

表面活性剂的主要作用是为了降低界面张力，减小由滤液滤失造成的水锁伤害，同时改变其润湿性，有利于作业后返排。室内通过对T80(聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯，吐温80)、OS-15(脂肪醇聚氧乙烯醚，平平加)、NNR(N.N-双羟乙基烷基酰胺)、AEO-9(脂肪醇聚氧乙烯醚)、Oπ-10(壬基-酚基-聚乙氧基醚)等多种表面活性剂的界面张力测定，其中NNR界面张力为0.18 mN/m，因此选择NNR为防水锁组分。

1.2.5 稳定剂的选择

为防止细菌引起聚合物发生腐败变质现象，选择WD-1(TBHQ叔丁基对苯二酚)为体系的稳定剂。

1.2.6 “多重油层保护液”配方研究

根据选择的各种添加剂和多重油层保护修井液性能要求，进行组合优选试验，确定多重油层保护液体系配方，试验结果见表2。

表2 体系配方研究Table 2 Study on system formula

通过试验，形成了基本配方：基液+0.3%～0.4%HYJ+1%～2%GXD+0.03%～0.05%NNR+0.01%～0.03%WD-1。

2 油层保护液室内评价[7-12]

2.1 密度、黏度、滤失量评价

选择不同基液配置的多重油层保护液进行密度、黏度和滤失量的性能评价。

密度和滤失量的测定采用标准GB/T 16783.1—2006《石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》中的方法，黏度采用马氏漏斗黏度计测定。

结果表明，该油层保护液能够达到预期指标要求，密度在1.00～1.25 g/cm3可调，黏度在83～258 mPa·s之间，滤失量可控制在15 mL以下，满足施工作业和保护油层的需要。

2.2 抑制性、返排性能、破胶性能评价

对多重油层保护液的抑制性、返排性能和破胶性能进行评价，抑制性评价采用离心法，返排性能采用测定其界面张力的方法，破胶性能主要研究黏度变化。

试验结果表明：不同配方体系的防膨能力都比较强，防膨率都大于90%，因此不会因体系本身造成黏土矿物膨胀，而且界面张力低、破胶率高(80%以上)，利于返排，不会引起聚合物堵塞。

表3 密度、黏度、滤失量评价Table 3 Evaluation of density, viscosity and filter vector

表4 抑制性、返排性能、破胶性能评价Table 4 Evaluation of inhibition, flowback performance and gel breaking performance

2.3 稳定性与地层配伍性

对不同密度下的配方进行稳定性评价，即测定120 ℃下热滚24 h后体系黏度的保留率；同时，分别取水型为NaHCO3和CaCl2的地层水，与各个配方等体积混合，观察体系与地层水的配伍情况。试验情况见表5。

表5 体系稳定性及与地层水配伍性能评价结果Table 5 Stability of the system and evaluation results of compatibility with formation water

试验结果表明：该入井液黏度在120 ℃下热滚24 h依然具有较高黏度，保留率可达85%以上，稳定性好。配伍性试验可以看出清水和一价盐水体系与各种水型的地层水配伍性好。

2.4 渗透率恢复率评价[13-16]

渗透率恢复率表征油层保护效果，渗透率恢复率越高，表明油层损害小，油层保护效果好。按SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》钻井液完井液损害油层室内评价方法中工作液的评价方法测定渗透率恢复率。选择两块岩心，进行渗透率恢复率测定评价。试验结果见表6。

表6 岩心流动试验数据Table 6 Core flow test data

试验结果表明，该入井液渗透率恢复率均大于90%，表明对地层伤害小，能够有效地保护油气层。

3 现场试验效果

该修井液保护液在大港油田现场先后应用了80多井次，主要分布在港东、港中、唐家河、板桥油田等地区，层位有明化、馆陶、东营和沙河街，井深在1200～3337 m。分别应用于检泵、冲砂、补层、下电泵提液等作业中，作业后平均恢复期3.1 d，平均恢复率98.5%，均取得了良好的油层保护效果。下面选了2口典型井进行分析。

3.1 东6-15K井

该井属NgⅡ-2油组，埋深1896.2～1898.9 m，发现有砂埋油层和砂卡泵问题，产量逐渐下降。采用75 m3油层保护液检泵冲砂，作业后第二天就见油，液量恢复，第四天产油量恢复到12.2 t，产量恢复率111.6%，而同区块、同层位的东5-8井用污水检泵冲砂作业后，第九天才见油，且产量恢复率仅12%左右，说明油层保护液具有保护油层的效果，能够有效缩短产量恢复期，提高产量恢复率。