长庆低压气井低伤害修井液研发

许伟星，陈 平，汪小宇

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

随着开发期的延长，长庆区域气田地层压力系数严重下降，很多气井难以保持正常生产。为了让气井提高产量、恢复生产，需进行相应的修井维护作业。在修井作业过程中由于井筒内的修井液液柱压力往往远高于地层压力，修井液极易漏失进入地层造成储层伤害；尤其对于含裂缝地层储层伤害更为严重，因而性能优良的修井液是完成修井作业的一个关键因素[1-3]。目前，在所有修井液种类中交联凝胶型体系在低渗低压油气层的修井作业中得到良好的应用，因其具有较好的造壁性，减少了滤液与地层的接触从而大大减少地层漏失，储层伤害较小，具有广阔应用前景[4-7]。本文旨在研发一种交联凝胶类修井液，在修井作业前将该修井液注入井筒，其在产层及裂缝缝口形成具有一定强度的交联液封堵产层和裂缝；在修井完成后，修井液自动破胶并返排到地面，可有效减少外来液体对储层的伤害。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

聚丙烯酰胺类材料LH-1，自制；交联剂LJ-1，自制；密度调节剂WL-1，西安尚研；吸水膨胀树脂SZ-2，自制；助排剂GP-2，长庆井下。

RS6000 旋转流变仪，德国哈克；HDF-1 高温高压滤失仪，青岛森欣；K100 表/界面张力仪，德国Kruss；AFS-870 多功能岩心驱替仪，美国Temco。

1.2 实验方法

1.2.1 助排剂表面张力测试 使用K100 表面张力仪，采用板法测定助排剂溶液的表面张力。

1.2.2 耐温及流变性能测试 采用RS6000 旋转流变仪，按照SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》执行。

1.2.3 滤失性能测试 采用HDF-1 高温高压滤失仪，按照SY/T 6215-1996《压裂用降滤失剂性能试验方法》执行。

1.2.4 封堵承压性能测试 采用多功能岩心驱替装置，将修井液从造缝岩心一端纵向驱替，增加驱替压力并观察液体是否流出。

1.2.5 岩心伤害性能测试 采用岩心驱替装置，分别测定在破胶液伤害岩心前后岩心的渗透率，计算岩心伤害率。

2 实验结果与讨论

2.1 稠化剂及加量优选

以耐盐、耐高温、可降解聚丙烯酰胺类材料LH-1作为修井液稠化剂。该材料具有高温降解破胶特性，可在储层的高温及含氧条件下自动氧化降解，无需破胶剂，降解原理为：在高温作用下聚丙烯酰胺所带有的过氧化物分解产生初级活性自由基，引发连锁自动氧化反应导致聚丙烯酰胺连锁式的裂解。测试不同稠化剂加量时体系的基液黏度、交联液性能（交联剂为LJ-1，浓度0.5%）以及交联液在120 ℃老化24 h 后的黏度。结果（见表1），可知在稠化剂加量为0.6%时，交联液具有较好的流动性能、挑挂性能及抗高温性能，因而以0.6%作为稠化剂的最优加量。

表1 稠化剂性能Tab.1 Properties of thickener

2.2 密度调节剂优选

在修井作业中，修井液的密度应该根据地层压力而调整，以建立合适的正压差，保证修井作业安全的同时避免修井液漏失。经过与稠化剂的配伍性评价，选择无机盐WL-1 作为密度调节剂。由测试结果（见表2）可知，WL-1 加量控制在16%以内时，即可使得体系密度的调整范围为1.0～1.1 g/cm3，满足长庆气井修井作业需求。

表2 密度调节Tab.2 Density regulation

2.3 屏蔽剂材料优选

针对含压裂裂缝地层的修井液漏失情况，在修井液中加入一定量屏蔽剂，在漏失处通过堆积架桥形成屏蔽暂堵带，从而提高修井液的封堵性能[8，9]。选择可降解的吸水膨胀树脂SZ-2 作为屏蔽剂，其具有高温降解特性，降解原理为：在高温及地层水高矿化度的作用下树脂发生水解反应，水解产物最终溶于水中。从封堵效果及经济角度考虑，其加量范围选择为0.3%～0.5%。吸水后的膨胀颗粒状态（见图1），左图的吸水倍数为1:100，右图的吸水倍数为1:200。

图1 吸水后的膨胀颗粒Fig.1 Expansive particles after water absorption

2.4 助排剂优选

助排剂的加入有助于破胶液及时返排、降低储层伤害。对助排剂进行评价优选，由结果（见表3）可知最优助排剂为GP-2，优选浓度为0.25%。

表3 助排剂优选Tab.3 Cleanup additive optimization

通过以上实验研究，最终确定修井液体系的配方为0.6%LH-1+0.5%LJ-1+0～16%WL-1+0.3%～0.5%SZ-2+0.25%GP-2，接下来对该体系进行性能评价。

2.5 流变性能评价

根据实验测得该修井液体系在100 ℃下以170 s-1剪切速率剪切90 min 后黏度仍有180 mPa·s，具有较好的耐温耐剪切性能，满足施工要求。

2.6 滤失性能评价

测试了修井液在80～100 ℃下的静态滤失性能，结果（见表4）。可知该修井液体系的静态滤失系数较低，具有良好降滤失性能。

表4 修井液静态滤失性能Tab.4 Static filtration property of workover fluid

2.7 封堵承压性能评价

从驱替实验结果可知，当驱替压力≤9 MPa，岩心未出液；当驱替压力达10 MPa 时，修井液从岩心流出。可知在修井作业过程中，只有当修井液承受的液柱压力与地层压力的差值超过9 MPa 时，修井液体系才会失效、流入裂缝损害储层（见表5）。说明该修井液可在修井作业过程中提供较高的平衡压力，在保证施工安全的同时不会漏失进入地层。

表5 承压实验Tab.5 Pressure-bearing test

2.8 破胶性能

该修井液体系具有高温自动降解破胶的特点，测试了其破胶性能（见表6），可知该体系在70～90 ℃下可在5～6 d 内彻底破胶，破胶液黏度＜10 mPa·s，从而有效返排。

表6 破胶性能Tab.6 Gel breaking property

2.9 岩心伤害性能

以修井液破胶液对现场取回的长庆某致密气藏区块岩心进行伤害性能评价，由岩心损害结果（见表7）可知，破胶液对岩心渗透率伤害率均小于20%，具有较高的储层保护性能，满足现场需求。

表7 岩心损害Tab.7 Core damage

3 结论

研发了一套针对低压气井修井用的自降解低伤害修井液体系。该修井液体系密度范围为1.0～1.1 g/cm3；在100 ℃、170 s-1剪切速率下剪切90 min 后黏度仍保持在180 mPa·s；在80～100 ℃修井液具有良好降滤失性能；在100 ℃下修井液封堵承压能力达9 MPa；修井液破胶性能良好且破胶液对岩心的伤害率小于20%。该体系具有“能压住、不漏失、易破胶、低伤害”的特点，可满足长庆区域低压气井对修井液的需求，具有广阔的应用前景。