海上油气田智能破胶完井液体系

2021-08-17魏裕森熊友明周书胜

钻井液与完井液 2021年2期

魏裕森，熊友明，周书胜

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，深圳 518067；3.荆州嘉华科技有限公司，湖北荆州 434000）

南海东部海上油气田浅层稠油砂岩油藏温度为80 ℃左右，地层原油黏度大于200 mPa·s，且溶解气油比低。为了提高稠油油藏单井产能、采收率，常见途径有2 种：一种是采用热采技术，降低稠油流动阻力，该技术在海上油气田应用成本高，很难取得较好的经济效益[1]；第二种是采用鱼骨刺分支井技术，分支井具有接触更大油藏面积、开发多层油藏的能力，降低钻井成本[2-3]，具有很好的应用前景。针对南海东部海上油气田浅层稠油砂岩油藏的开发，采用鱼骨刺分支井技术（4 个分支），但该技术要求所有各井眼施工结束后完井液统一返排出井眼[4]，以满足储层保护的要求。

1 分支井完井液技术难点

1.1 盐水完井液

盐水完井液无固相，可避免固相颗粒对储层孔喉的堵塞，能有效地抑制黏土水化膨胀，储层保护效果优异[5]。将盐水完井液应用于分支井中易井漏，无法保证充填前井眼安全，使下一分支井井眼无法钻进。

1.2 非破胶无固相完井液

非破胶无固相完井液，如UltraFLO 完井液，滤失量小、对储层伤害小，能有效地“暂堵”分支井井眼并不会发生井漏，有利于下一分支井井眼的顺利钻进，但分支井段充填过程无法进行破胶返排，使分支井段无法有效实施砾石充填，降低采油效率甚至报废分支井井眼。

1.3 完井液破胶技术

无固相UltraFLO 完井液配方为模拟海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+KCl（抑制剂或加重）。该完井液无法自动破胶，目前现场施工主要以石蜡、聚合物作为囊衣[6-8]，硫酸铵（破胶剂）为囊芯，其原理为膜应力、水分子溶胀作用下[9]，硫酸铵被释放出来达到破胶效果，该方法具有一定危险性、施工工艺复杂、成本高且破胶时间难以控制的特点[10]。

基于此，为提高分支井充填率，同时保证充填前井眼安全，笔者提出一套智能破胶完井液体系研究思路。采用“护胶方法”代替传统破胶手段，采用琥珀酸酐改性黄原胶，琥珀酸酯消耗掉六元环上的醇羟基，取代度提高，活性醇羟基数目减少，降低其抑制自由基氧化能力，自由基在溶解氧作用下使改性黄原胶分解断裂[11-12]。通过琥珀酸酐加量、反应时间来决定醇羟基取代度，调控改性黄原胶的稳定性。筛选改性黄原胶、NaOH、Na2CO3、抗氧化剂MZ-12 加量来控制破胶时间，达到“智能破胶”的效果。

2 XC-1、XC-2 的制备及表征

2.1 XC-1、XC-2的合成

1.0g 黄原胶溶解于100 mL 去离子水中，将20 mL 含有0.5 g 琥珀酸酐的丙酮溶液加入到上述黄原胶溶液中，50 ℃恒温下搅拌一段时间，最终产物沉淀在丙酮中，采用丙酮清洗，干燥制得改性黄原胶XC-1；将20 mL 丙酮中加入1.0 g 琥珀酸酐，延长反应时间，其他条件一致，制备改性黄原胶XC-2。

2.2 XC-1、XC-2的结构表征

对两种改性黄原胶（XC-1、XC-2）进行红外光谱测定，红外光谱见图1，波数3421 cm-1为六元环上—OH 的宽又大伸缩振动峰，波数2910 cm-1为—CH2伸缩振动峰，波数1200 cm-1为R—O—R（醚）振动吸收峰，波数1720 cm-1为酯基中—C颒O的振动吸收峰，这说明黄原胶通过琥珀酸酐改性成功，制备出目标产物。

图1 XC-1、XC-2 红外光谱图

2.3 XC-1、XC-2中琥珀酸酯基团取代度测定

在加热、搅拌状态下，使XC-1、XC-2 分别溶于乙醇溶液中，加入NaOH 溶液与其进行皂化反应。以酚酞作为指示剂，HCl 溶液滴定液。具体计算方法参考GB/T5534—2008，XC-1、XC-2 中琥珀酸酯基团取代度分别为0.19、0.28。

3 完井液体系性能评价

3.1 破胶效果评价

无固相UltraFLO 完井液体系配方为模拟海水+0.15%NaOH+0.15%Na2CO3+1.5%STARFLO 改性淀粉+1.0%流型调节剂+KCl+加重剂，密度为1.1 g/cm3。

按配方配制完井液后静置于温度为80 ℃（油藏温度）的恒温干燥箱中，静置一段时间后，80 ℃下，用旋转黏度计测完井液黏度。采用黏度表征完井液破胶程度。

3.1.1 流型调节剂对完井液破胶时间的影响

将黄原胶、XC-1、XC-2 分别按上述完井液体系配制，在温度为80 ℃的恒温干燥箱静置不同时间（1、2、3、5、7 d）后测其黏度，数据见图2。从图2 可知，黄原胶配制的完井液性能稳定，静置7 d 后，其黏度下降缓慢，其原因为黄原胶分子含有强极性基团（羧基、醇羟基），使该分子中链与链通过氢键吸引形成稳定的结构，因此使黄原胶配制的完井液性能稳定，破胶难度大，返排出井眼困难；XC-2 配制的完井液随着静置时间增加，其黏度下降明显，破胶时间为3～4 d。其原因为XC-2通过琥珀酸酐改性黄原胶制得，琥珀酸酯消耗掉黄原胶分子中六元环上的醇羟基，取代度提高，活性醇羟基数目减少，降低XC-2 抑制自由基氧化能力，自由基在溶解氧作用下使XC-2 分解断裂，缩短破胶时间。XC-1 中琥珀酸酯基团取代度低，分子中含有醇羟基个数比XC-2 中多，XC-1 配制的完井液破胶时间为5～6 d，琥珀酸酯基团取代度低延长了破胶时间。

图2 流型调节剂对完井液破胶时间的影响（80 ℃）

3.1.2 NaOH、Na2CO3加量对完井液破胶时间的影响

NaOH、Na2CO3加入有助于完井液网架结构形成以及其稳定性[13-14]，并提高完井液抗侵污性能。通过增加NaOH、Na2CO3浓度达到护胶的目的，评价不同加量的NaOH、Na2CO3对完井液破胶时间影响，实验结果见图3。从图3 可知，NaOH、Na2CO3浓度各为0.15%，XC-1 配制破胶时间为5～6 d，NaOH、Na2CO3浓度各为0.20%，其破胶时间为9 d 左右，这表明NaOH、Na2CO3加量增加有利于完井液体系稳定，NaOH、Na2CO3浓度进一步增加时，使完井液pH 过高，不利于网架结构的稳定性，但盐浓度增大导致溶解氧浓度降低，因此综合作用下，完井液破胶时间基本不变。不同浓度的NaOH、Na2CO3对XC-2、XC-1 分别配制完井液破胶时间变化影响规律一致。

图3 NaOH、Na2CO3 加量对完井液破胶时间的影响

3.1.3 抗氧化剂MZ-12对完井液破胶时间的影响

聚合物在较高温度下发生自由基氧化反应，导致聚合物链状结构分解，加入抗氧化剂的作用为消耗掉完井液中的溶解氧、捕获自由基阻止过氧化物降解聚合物，通过加入抗氧化剂MZ-12 达到护胶的目的。无固相UltraFLO 完井液体系配方：模拟海水+0.20%NaOH+0.20%Na2CO3+1.5%FLOCAT 改性淀粉+MZ-12+1.0%流型调节剂+KCl 加重剂加至密度1.1g/cm3。评价MZ-12 不同加量条件下完井液的破胶时间，实验结果见图4。

图4 MZ-12 加量对完井液破胶时间的影响

从图4 可知，XC-1 配制完井液破胶时间为9 d左右，加入0.2%MZ-12 后，其破胶时间延长至12 d，MZ-12 加量为0.5%时，其破胶时间延长至13～14 d，当MZ-12 加量超过0.5%后，其破胶时间未能有效延长。XC-2 配制完井液破胶时间为4～5 d，加入0.2%MZ-12 后，其破胶时间延长至6 d，MZ-12 加量为0.5%时，其破胶时间延长至8 d，当MZ-12 加量超过0.5%后，其破胶时间未能有效延长。实验结果表明，MZ-12 加量为0.5%时，能有效地消耗掉完井液中的溶解氧、延缓聚合物分解，MZ-12 加量超过0.5%时，溶解氧被消耗完，因此，再增大MZ-12 加量对延长破胶时间影响较小。

根据分支井的钻井需求，可通过调整NaOH、Na2CO3、抗氧化剂MZ-12 加量以及流型调节剂种类来控制破胶时间（3～14 d），达到“智能破胶”的效果。

3.2 储层保护性能评价

3.2.1 泥饼性能评价

智能破胶无固相UltraFLO 完井液体系配方为模拟海水+（0.15%～0.20%）NaOH+（0.15%～0.20%）Na2CO3+1.5%FLOCAT 改性淀粉+（0～0.5%）MZ-12+1.0%流型调节剂（XC-1 或XC-2）+KCl 加重剂加至密度1.1g/cm3。

采用上述配方配制的完井液体系进行API 失水测试，将其泥饼放置温度为80 ℃盐水溶液静置2 d 后，观察泥饼状态，实验结果见图5。从图5 可知，完井液泥饼致密、质量良好，失水小；完井液泥饼放置盐水溶液中，泥饼网架结构分子均已分解在盐水溶液中，这表明完井液前期在井壁上形成的泥饼易溶解分散在完井液破胶后的盐溶液中。破胶后，聚合物分子分解完成，可避免此类分子对储层伤害。