水基延时破胶液在马来西亚Bertam油田中的应用

2023-12-09谌鹏飞

石化技术 2023年12期

谌鹏飞

中海油田服务股份有限公司油田化学事业部河北燕郊 065201

在马来西亚Betam油田某井中，按照作业者要求，设计8-1/2”储层钻井液为无固相钻开液体系，且在完井程序中，需要在井底泵入破胶液，延迟井底工作液和泥饼反应时间。主要目的是由于在水基钻开液体系中，加入了高分子提粘剂PFVIS150，该处理剂分子量长达200-300万，体积大，粘度高。PF-VIS150经钻头水眼高速喷射剪切后，以低分子量滤液液相的形式进入油气孔隙通道，且由于在地层孔隙中界面张力的影响，滤液容易吸附和滞留在油气缝隙中，造成油气流通通道受阻，导致油田产能降低。因此，在钻井液设计中，需要在裸眼段中替入破胶液对泥饼进行破坏，以恢复近井壁渗透率，达到提高产能的目的[1]。但如果实施专门的破胶程序，即：在下完筛管后，用完井液顶替出井中钻井液，再将裸眼段替入破胶液，等待破胶，时间较长[2]，这必将增加钻机时间，加大甲方作业日费。同时，完井周期时间长，储层也会受到更多潜在的污染，导致产能降低。因此，作业者h要求破胶液在最初的8h内，失水小于8mL，且在8d内完全移除泥饼，且岩心渗透率恢复值达到85%。因此，针对作业者要求，专门设计并混配了一种延时破胶液，在最初8h内，在淀粉酶的催化下，消耗包裹在产酸剂外部的表面活性剂，并逐渐释放出H+，延缓泥饼破坏程度。并将破胶液滤液失水控制在5ml之内，8d后岩心渗透率恢复值达到114%。使用该体系破胶后，产量超出作业者配产预期。

1 地质与工程概况

1.1 地质概况

Betam-A15ST2井位于西马PM307区块，水深74.7m。设计斜深5325.36m，垂深1653.3m，储层段为浅棕色、破碎性疏松粉沙岩。井底温度92℃，井底压力为1700 psia/6.2ppge.

1.2 工程概况

本井在13-3/8”套管内下入斜向器开窗，并在12-1/4”井段使用合成基泥浆造斜钻进至4831m，并在K10.1层位中着陆。储层8-1/2”井段采用水基钻开液钻井，并下入5-1/2”筛管进行完井作业。

2 技术难点

破胶液是具有在一定温度下对大分子聚合物钻井液体系进行有效降解、容易返排、能减轻钻井液长期滞留地层造成伤害等特点的一种添加剂。本井的井底温度为90℃左右，过高的温度会导致破胶液中的酸性（H+）释放速度加快，高分子聚合物的降解速度加快，导致破胶液失水增大，提前破胶。

3 室内配方优选与评价

3.1 8-1/2”水基EZFLO 钻开液配方

钻井水+1ppb烧碱 + 28.7ppb氯化钾 + 6ppb PFEZFLO + 1ppb PF-VIS150+11ppb PF-UHIB + 11ppb PF-LUBE + 15ppb CaCO3。其中烧碱提供泥浆的碱度，提高pH值，使泥浆呈碱性环境。氯化钾提供钾离子，抑制水敏性地层水化分散，防止井壁坍塌。PF-EZFLO，储层用改性淀粉，减低泥浆的滤失量。PF-VIS150，高分子材料，储层用增粘提切剂。PF-UHIB，聚氨类产品，抑制泥页岩水化分散。PF-LUBE，水基润滑剂，水平段钻进中减低钻柱扭矩。CaCO3，加重材料，提高泥浆比重，并可和延时破胶液释放的酸进行反应，打开油气缝隙通道。

3.2 延时破胶液的室内配方优选和评价

（1）延时破胶液配方优选

经室内优选评价，确定优化后的破胶液配方：

95% 体积KCL盐水（9.2ppg） + 2g PF-HEC +5%体积PF-Precursor + 1g PF-Enzyme。其中盐水提供比重，满足井控要求。PF-HEC，羟乙基纤维素，可在泥饼形成一层保护膜膜，延缓酸对泥饼的破坏。PF-Precursor 产酸剂，由表面活性剂包裹，提供H+破坏泥饼。PF-Enzyme淀粉酶催化剂，能破坏由淀粉降滤失剂和碳酸钙加重剂形成的泥饼，同时可以和PF-Precursor产酸剂外部的表面活性剂反应。

（2）地层岩芯渗透率恢复值实验

室内通过配制8-1/2”钻开液，测API滤失得到泥饼。同时，通过甲方提供的地层岩芯，泥饼浸泡8d后，测泥饼的渗透率恢复值，测试程序如下：

（a）准备作业者提供的岩芯，测量基础参数，按照表1配方，模拟配制真空条件下饱和地层水，后持续浸泡岩芯16h。

表1 饱和地层水配方

（b）使用岩芯流量计测量岩心流体的渗透率，在实验温度下使用合成基油Saraline 185 V单向气驱替油，见图1，记录初始渗透率，读数稳定时Ko。

图1 岩芯污染前压力曲线

（c）使用受污染的钻井液在3.5MPa和190°F条件下，反向冲洗岩芯2h;

（d）配制延时破胶液，置换1倍孔隙体积的破胶液，停泵，在压力下保持浸泡岩芯8d;

（e）用合成基油Saraline 185 V沿初始渗透位移方向单向气驱油置换，见图2，记录污染后渗透率的稳定读数，Kod。

图2 泥饼破胶后压力曲线

（f）计算渗透率恢复值Rd=Kod/KoX 100%，如表2所示。

表2 渗透率恢复值测试结果

结论：通过图1可见，在岩芯未被污染前，最大驱替压力在4800s时间段约为0.09MPa。在3.5 MPa压力和190°F温度条件下，岩芯浸泡8 d后，通过制备的延时破胶液破坏泥饼。从图二可得出，在5000s时段，最大驱替压力约为0.06MPa。说明岩芯污染后，在相似的时间段内，岩芯的驱替压力低于该岩芯污染前的驱替压力，岩芯污染后返排压力小，渗透率恢复效果良好。同时，可以计算得出，渗透率恢复值Rd为114.75%，远超作业者要求的85%。另外，由于渗透率恢复值Rd超过100%，该延时破胶液可能对该岩芯渗透率恢复值具有一定的改造作用。

破胶液延时破胶实验

由于PF-Precursor产酸剂包裹着一层表面活性剂，需要消耗掉该表面活性剂后，酸性（H+）才被释放出来，因此需要在室内评价8个小时内的该延时破胶液的pH值，以及在8h内的漏失量。同时，由于在8-1/2”地层可能存在漏失，按照作业者钻井设计，存在加入哈里伯顿储层暂堵材料KMAX的可能性，因此，整个延时破胶室内评价实验如表3所示。

表3 漏失量和pH实验

结论：通过表3的评价实验，在最初的8个小时内，随着淀粉酶和产酸剂表面的表面活性剂反应，H+逐渐被释放出来，酸性逐渐增强，漏失量逐渐增加。在8个小时内总漏失量为4.4mL，完全满足作业者8h内，总漏失量8ml要求。同时，在有暂堵材料KMAX存在情况下，破胶液在5d后漏失量达到突破峰值，满足甲方在8d内，泥饼完全清除的要求。