渤中34-9油田定向井完井液优选研究

2021-02-25陈建宏

石油化工应用 2021年1期

陈建宏

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

完井液与油、气储层接触会带来不同程度的损害。其损害程度随储层特性和完井液性质不同而异。一般认为储层被损害的主要原因是外来流体侵入油层，产生各种不利的物理、化学作用，造成固体物的堵塞或液体性质的改变，降低了油气相渗透率。

多年来的经验和研究表明，在勘探开发过程中，钻开油气层后的整个生产过程中都容易产生油层损害。在钻井、完井、井下作业及油田开采全过程中，工作液与地层不匹配，进而造成油气层渗透率下降，它不仅可使油气层的产能降低，甚至完全丧失产能；还会影响发现新的油气层，给油田造成巨大的经济损失。因此在勘探开发过程中，对储层进行保护是十分必要的[1，2]。

1 渤中34-9 油田储层特性及敏感性

渤中34-9 油田主要目的储层为东三段和沙河街组，东三段属于中孔中高渗特高渗砂岩油藏，沙河街组储层属于中孔中渗砂岩油藏；储层砂岩主要由石英、钾长石、斜长石和黏土矿物组成，地层水矿化度不高，东三段地层水矿化度为7 041 mg/L，沙河街组地层水为7 225 mg/L，均为碳酸氢钠水型。

渤中34-9 油田储层岩心敏感性显示，储层存在中等偏弱至弱的水速敏损害，临界流速25.78 m/d，存在弱的油速敏损害临界流速33.95 m/d；存在中等偏弱至弱的水敏和盐敏损害，临界矿化度为7 041.0 mg/L；存在中等偏弱的盐酸和土酸酸敏损害；存在弱碱敏损害临界pH 值约为11.5；存在弱的应力敏感损害[3，4]。

2 完井液设计思路

同种完井液对不同的储层可能产生不同的损害。因此在确定完井液体系时，必须充分考虑油田的储层特性。目前国内外常用的评价储层损害的实验方法基本上可分为储层敏感性系统评价和完井液对储层的损害评价两大类。储层敏感性评价是基础，钻井液和完井液对储层损害评价需要在敏感性评价的基础上进行。

根据渤中34-9 油田储层的储层特征及损害因素分析，该油田的完井液应具有以下几方面的特点[5]。

（1）抑制性强，防止储层发生水敏损害及微粒运移损害。

（2）与前期作业液配伍性好。

（3）本身的储层保护效果好。

（4）能最大限度地解除前期工作液对储层造成的损害。

（5）腐蚀性小，对井下工具无或低腐蚀。

3 隐形酸完井液技术

3.1 技术思路

渤中34-9 油田目的层为东营组和沙河街组定向井均采用射孔完井方式。根据海上定向井开发经验，结合储层特征及损害因素分析结果，推荐渤中34-9 油田定向井使用隐形酸完井液。主要从以下几方面进行评价研究。

（1）采用隐形酸PF-HTA 部分溶解有机物、无机垢、泥饼，疏通近井壁的油层孔道；

（2）采用黏土稳定剂PF-HCS 防止储层发生水敏损害，并减少酸溶蚀带来的酸敏伤害；

（3）由于完井液对井下工具具有一定的腐蚀性，采用缓蚀剂PF-CA101-3 控制腐蚀，以减小在完井过程中对井下工具的腐蚀。

隐形酸完井液是从碱性完井液基础上发展而来的。理论和室内研究表明，如果完井液的pH 值小于7，一方面改变了高价金属离子的存在环境，防止各种有机垢和无机盐沉淀的产生；另一方面，还可以溶蚀和解除前期作业液中形成的有机垢和无机沉淀，而且对近井地带的大分子、滤饼、固相颗粒和可酸溶性的储层矿物均可产生溶蚀作用，从而能保护和改善储层、提高渗流能力、增加油井产能。但是隐形酸完井液在实际应用中对钻具等有较强的腐蚀性[6]。为此，合理利用隐形酸完井液，寻找与其配套的缓蚀剂及其加量至关重要。

3.2 螯合剂加量优选

隐形酸完井液是在完井液（或射孔液）中加入隐形酸螯合剂HTA，该隐形酸外观为浅黄色粒状固体，本身不是酸。该剂具有极强的水溶性，在水溶液中能释放出H+，使溶液呈酸性，其酸性的强弱与HTA 浓度有关，HTA 浓度越高，酸性越强，这种隐形酸能够部分溶解有机物、无机垢、泥饼，疏通近井壁的油层孔道，从而达到提高油层渗透率的目的[7]。

为了最大限度地保护储层，提高产能，对储层岩心具有溶蚀作用的HTA 必须进行合理加量实验，而且隐形酸的加量应满足以下要求。

（1）能提供足够的酸以保证能溶蚀掉储层岩石颗粒间胶结物，但又不能使岩石骨架垮塌。

（2）发生溶蚀反应后的残酸浓度不能过高，最好接近中性，有利于后期的返排。

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5358-2010，室内进行隐形酸对储层岩心粉溶蚀实验来确定隐形酸的加量，计算公式为:

式中:R-缓蚀率，%；m0-溶蚀前岩样质量，g；m1-溶蚀后试片质量，g。

表1 隐形酸对岩心粉的溶蚀作用

从表1 可以看出，当加量增加到0.3%～0.5%之后，再继续增大其加量，则岩样的溶蚀率增加缓慢，因此初步确定合理加量在0.3%～0.5%的范围内。

3.3 黏土稳定剂加量优选

渤中34-9 油田储层黏土矿物以伊利石、伊蒙混层和高岭土为主并含少量绿泥石。采用黏土稳定剂PFHCS 防止储层发生水敏损害，并减少酸溶蚀带来的酸敏伤害；渤海油田常用黏土稳定剂一般由小阳离子型季铵盐类组成，季铵盐能有效吸附在黏土表面，增强疏松砂岩油层的强度，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害，消除和预防油田在钻井、完井、修井、酸化、压裂及注水钻采工艺中，因油层与外来水接触引起黏土矿物的水化膨胀和分散运移，并在黏土表面形成单分子吸附膜，长期稳定黏土矿物，有效的保护油气层[8]。

依据中国石油天然气行业标准SY/T5971-94《注水用黏土稳定剂性能评价方法》，实验步骤如下:

从表2 可以看出，当黏土稳定剂加量为2.0%时，对各储层岩心的防膨率以不同的增加幅度均达到85%以上，能满足现场防膨要求，而且随着加量的增加，防膨率增大趋势变缓，因此，推荐黏土稳定剂加量为2.0%。

3.4 缓蚀剂加量优选

为了防止工作液入井后腐蚀管柱，在完井液体系中均需引入相应缓蚀剂。室内参照石油天然气行业标准SY/T 5273-2000 中静态挂片失重法进行腐蚀实验。腐蚀速率实验采用N80 碳钢，温度为120 ℃，反应时间为恒温36 h，计算公式为:

式中:υa-缓蚀速度，mm/a；W1-腐蚀前试片质量，g；W2-腐蚀后试片质量，g；S-试片表面积，cm2；Δt-试片腐蚀时间，h；ρ-试片材料密度（低碳钢密度为7.85 g/cm3）；C-换算常数，8.76×104。

从表3 可看出，完井液对钢材具有一定的腐蚀性，但通过添加2.0%PF-CA101-3 缓蚀剂后可大幅度降低腐蚀速率，使腐蚀速率小于0.076 mm/a，满足完井作业要求[9]。

表3 完井液腐蚀评价结果（挂片面积12.6 cm2）

4 储层保护评价

该区块部分深井出现漏失现象后，通过采取随钻堵漏、静止堵漏等多手段配合，成功实现断层封堵或者漏速明显减小。但固井期间，受井底压力波动、流体冲刷能力增强等原因，再次漏失风险极大。采取科学合理防漏、堵漏方法，是实现漏失井固井成功关键所在。

4.1 隐形酸配伍性评价

完井液滤液在压差作用下，都会不可避免地进入油层。如果这些滤液间相互不配伍，在压差作用下，都会不可避免地进入油层。如果这些滤液间相互不配伍，而产生化学沉淀，就会对油层造成损害[10]（见表4）。

表4 完井液配伍性评价结果

将各种滤液按不同比例混合，用浊度仪测其混合后的浊度值，并观察是否出现沉淀。如果混合液浊度值增加或出现沉淀，则说明滤液间不配伍。

4.2 单项入井流体储层保护性能评价

利用储层岩心，通过静态岩心损害实验，评价隐形酸完井液对储层损害程度[11]，实验结果（见表5）。

表5 隐形酸储层保护效果

单项入井流体静态岩心损害实验可看出，隐形酸完井液配方具有良好的储层保护效果，其渗透率恢复值大，均在90%以上。

5 现场应用与效果

5.1 现场应用实例

渤中34-9-A6 井为一口东营组定向井，采用二开井身结构。φ339.725 mm 套管下深761 m，φ311.15 mm井眼钻进至完钻井深3 236 m，下入φ244.50 mm 生产套管至3 222 m。完井方式采用φ244.50 mm 套管负压射孔不防砂。完井液主要作业环节:在过电缆封隔器、分层封隔器坐封位置及射孔段刮管；大排量正循环海水洗井，直至返出基本干净；反替10 m3套管清洗液，然后小泵冲替入海水，将套管清洗液在套管内上下顶替三遍，待套管清洗液全部返出井筒并回收后，继续大排量正循环海水洗井，直到出口和入口浊度NTU 值接近70；改用2 μm 过滤海水大排量正循环洗井，直到返出液连续半小时内浊度NTU 值≤30；正替工作液+射孔液+工作液，射孔液要求覆盖射孔段顶界以上200 m，底界以下30 m。