南海东部M油田低损害耐温长效型完井液分析研究

姚磊,苏乐

(1.中海油服油田化学事业部深圳作业公司,广东 深圳 518054;2.中海油田服务股份有限公司,广东 湛江 524007)

南海东部M油田因特殊作业需求,完井后8～20个月才能进行投产作业。如果采用常规的盐水完井液或者聚合物完井液进行完井作业,完井液在高温条件下长时间静置,会发生高温降解,其降解后会大量漏失到地层中。在完井后不投产的条件下,大量外来流体长时间滞留在储层中会造成各种储层伤害[1]。要解决上述问题一方面需要采用对储层低损害的完井液体系,降低完井液体系对储层的损害程度;另一方面需要提高完井液的耐温长效性能,保持完井液在长时间静置后的流变、抑制、防腐蚀等性能的稳定。

1 低损害完井液研究现状

1.1 完井液储层伤害类型

1.1.1 完井液类型

水基完井液体系对储层的损害主要是由毛细管力效应和水相圈闭导致的各种敏感性损害,比如滤液与敏感性矿物和地层流体不配伍造成的损害[2]。

油基完井液的滤失量相对较少,黏土水化膨胀程度较低,对油气层的损害比水基钻井液要低[3]。油基完井液体系对储层的损害主要是固相颗粒、润湿反转和多相流效应导致的固相颗粒的沉降、亲水性重晶石和黏土聚结以及体系流变性变化等[4]。

1.1.2 浸泡时间

水基完井液的滤失量较大,侵入地层滤液量、固相含量会随浸泡时间延长而增加,滤液和固相侵入储层地层深度也会随地层受到浸泡时间加长而增大。而且,滤液与储层敏感性矿物的反应强度也随滤液浸泡时间延长而加大,加剧储层损害程度。但是,滤液长时间浸泡条件下,部分堵塞储层的有机物类固相可能会在高温下发生降解,恢复储层渗透率[5]。

油基完井液体系对储层的损害主要为固相侵入、润湿性反转和多相流效应,这3种损害类型受浸泡时间的影响并不明显。

1.1.3 结垢

矿化度较高的地层水中会溶解有大量的钙、镁、二价和三价铁等离子,在钻采时,温度、压力下降以及天然气溢出会打破原有的化学平衡,产生碳酸钙等无机结垢;而且,在油田开发时,含蜡量较高的原油在遇到较高pH值的流体侵入后,会导致沥青从原油中析出,侵入流体的温度远低于油层温度,石蜡会从原油中沉淀析出,产生有机结垢[6]。

1.1.4 乳化堵塞

完井液滤液和储层原油接触会产生乳化堵塞,一方面是在剪切作用力下原油中的天然表面活性剂会形成乳化油滴,另一方面完井液滤液中的乳化剂、润湿剂等表面活性剂会使地层原油产生乳化现象,发生贾敏效应,堵塞油层。形成的乳状液黏度和稳定性会决定发生乳化堵塞的储层损害程度[7]。

1.1.5 降解残渣

钻开液经破胶后产生大量的残渣,易堵塞储层孔喉,增加流体的流动阻力,影响投产效果,对储层造成伤害。残渣量越大,其伤害程度也越大,低残渣钻开液更利于低渗油气藏的开发[8]。

1.1.6 滤饼伤害

随着钻开液钻开储层,会在岩心表面形成一定厚度滤饼,滤饼一般比较致密,会阻碍流体进入井筒,降低储层孔喉导流能力,对储层造成伤害。而完井液在返排过程中,由于地层区域非均质性,滤液返排速度不同,渗透性差的区域,返排很慢以及不返排,滤液会滞留在地层造成伤害[9]。

1.1.7 润湿反转

滤液进入储集层后,有机类表面活性剂常吸附在一些颗粒的表面,会改变储集层岩石的润湿性。比如储集层原始是亲水的,润湿性改变后为亲油性,因此当水驱油时,毛细管力就会由动力变成阻力,影响油田的采收率[10]。

1.1.8 流—固耦合影响

井眼附近储层孔隙中的流体被排出时,由于低渗透储层天然能量小、传导能力差、短时间难以补足油井能量的消耗,于是压力下降,而油层孔隙压力下降相当于上覆压力增大,导致储层骨架发生弹—塑性变形而造成孔隙度减小、渗透率降低,压力对低渗透油层影响特别强烈[11]。

1.2 低损害完井液种类

1.2.1 无固相清洁盐水完井液

无固相清洁盐水完井液主要由无机盐类(NaCl、CaCl2、NaBr、CaBr2、ZnBr2等)、水、缓蚀剂、pH值调节剂、表面活性剂组成。可用无损害(损害低)的聚合物提黏度、降失水,改善其造壁性;用表面活性剂和防腐蚀剂改善性能。优点在于对水敏矿物有强抑制性,缺点是清洁盐水黏度低、携屑能力差、清洗炮眼效果不好[12]。

1.2.2 有机盐完井液

有机盐完井液主要是由碱金属(Na、K等)的甲酸盐、聚合物增黏剂和降滤失剂等组成。通过加入的有机盐来调节密度,基液的最高密度可达2.3 g/cm3,可根据油气层的压力和完井液的设计要求予以调节。主要有毒性小、安全环保,高密度下易实现低固相、低黏度,高矿化度盐水能预防黏土水化膨胀、分散运移,盐水不含卤化物,不需缓蚀剂,腐蚀速率极低,储层伤害小等优点[13]。

1.2.3 暂堵型聚合物完井液

暂堵型聚合物完井液主要由暂堵剂、水溶性聚合物、高价铝、镁等金属离子羟基化多核络合物增黏剂等组成。暂堵剂可在后期通过酸溶等方法消除。

根据固体颗粒的溶解性,可以将完井液体系分为酸溶性体系、水溶性体系和油溶性体系。酸溶性体系主要是有机聚合物碳酸钙完井液,水溶性体系由饱和盐水、聚合物、盐粒和相应的添加剂组成,油溶性体系由油溶性树脂、盐水、聚合物添加剂组成[14]。

1.2.4 PRD弱凝胶完井液

PRD钻开液利用聚合物之间的协同效应,不加交联剂,成胶温度和成胶时间要求低,所形成的弱凝胶在低剪切速率下具有高的黏度,井眼净化性能较强,可以在近井壁形成聚合物泥饼储层保护效果明显[15]。

1.2.5 UltraFLO可直接返排完井液

UltraFLO体系是在PRD钻开液基础上发展的一种不需要破胶可直接返排完井液。该体系的各种处理剂能够被完全液化,不需要进行单独的破胶处理,减少了作业程序和作业周期,降低了钻完井液漏失的井控风险,最大限度保护了储层。

1.2.6 高密度无黏土低固相油基完井液

M-I公司为了解决固相污染储层问题,开发了两种分别以溴化钙盐水和甲酸铯盐水为分散相的高密度无黏土低固相油基完井液体系。溴化钙盐水完井液体系的封堵性、抗温性和储层保护性能较强,应用于挪威Aasgard油田;甲酸铯盐水完井液是固相含量由22%降低到1%的低固相油基完井液,密度可达1.66 g/cm3,在Statfjord油田进行试验性应用,完井后油井产能提高[16]。

1.2.7 Mn3O4储层专打钻完井液

哈利伯顿公司开发了一种不含有机土,由Mn3O4、CaCO3加重和纤维类增黏剂增黏的无黏土油基钻井液。体系的抗温可达204 ℃,加重密度可达2.2 g/cm3,高温高压滤失量低,克服了油基钻井液高温、高压和高密度条件固相加重材料沉降的难题[17]。

1.3 低损害完井液发展趋势

经过对完井液储层损害类型以及现有的储层保护完井液技术总结和分析,可以认识到完井液不可避免会对地层造成伤害,降低油气开采效率。但是可以通过开发储层保护性强的完井液技术降低储层伤害程度。无固相清洁盐水完井液、有机盐完井液、暂堵型聚合物完井液等完井液技术均能起到良好的储层保护效果,但是,实际井下情况复杂、油气层并不单一、套管程序限制无法采用专用完井液,只有采用能对付井下各种复杂情况的钻井液加以改型,以达到既保证钻进的正常进行,又能保护油气层。

改型钻井液作完井液,多是以如何尽量减少钻井液对油层损害为基础,使它对油气层的损害减到最小,优点在于成本低、工艺简单、对井身结构和钻井工艺没有特殊要求。以上部地层用的钻井液为基础,结合储层损害因素、储层保护要点与措施,按保护油气层的要求对其改性,形成储层保护性强,现场应用效果好的完井液体系。主要方法有:

1)降低钻井液中黏土和其他固相含量、调节固相粒子级配,减少小于1 μm的亚微粒子数量,避免了高分散的黏土颗粒侵入储层,有利于储层保护;

2)调整无机离子种类使与地层水中离子种类相似,使完井液液相与油气层水配伍;

3)提高完井液矿化度达到临界矿化度以上,调整完井液活度;

4)选用酸溶性或油溶性暂堵剂,加入级配碳酸钙、Mn3O4等可酸化加重剂,树脂、石蜡、沥青类产品等油溶类处理剂,后期可通过酸溶、油溶、遇油破乳、可挥发等方法降低储层伤害程度;

5)通过使用改性淀粉、壳聚糖、纤维素衍生物等多糖、植物油等可降解生物毒性低处理剂,完井液对环境无损害和污染,或污染可清除。

2 完井液高温长效性能影响分析

2.1 高温长时间静置储层潜在损伤因素

完井液需要在高温条件下浸泡储层长达8～20个月,可能造成完井液性能恶化、引发井下复杂以及存在各种潜在储层伤害。

2.1.1 聚合物处理剂性能影响

完井液体系常用的,如聚胺抑制剂PF-UHIB、聚丙烯酰胺类包被剂PF-PLH、聚阴离子纤维素降失水剂PF-PAC等处理剂都是高分子聚合物。在长期高温静置条件下,高分子聚合物的主链和支链易断裂,发生高温水解,导致处理剂相对分子质量降低。完井液的抑制、包被、降滤失等性能和抗污染能力也发生破坏恶化,引发井下复杂事故[18]。

2.1.2 油套管腐蚀产物影响

随着温度的升高油套管材料的抗腐蚀性下降,缓蚀剂也可能会发生长时间失效。所以,长时间高温条件下完井液对油套管的腐蚀性更大。而且,腐蚀产物(如硫化亚铁和氢氧化亚铁)易与地层水中成垢离子(如钙、镁)反应生成污垢,造成管道堵塞和储层伤害[19]。

2.1.3 低渗储层水锁损害

部分低渗透储层的完井液长时间高温条件下,完井液滤液会在毛管力自吸作用下侵入地层。随着浸泡时间加长,滞留在地层的液体,也会在毛管力自吸作用下侵入更深储层,使得储层渗透率大幅下降,造成严重的储层水锁损害。

2.1.4 储层岩石强度影响

长时间浸泡过程中完井液固、滤液相会持续侵入地层,侵入油气层中的数量随完井液浸泡时间的延长而增加,完井液液相浸泡会使储层岩石胶结物破坏、强度降低、引起出砂等事故,固相细颗粒或超细颗粒会侵入储层造成损害。

2.1.5 完井液降解产物影响

完井液中添加大量的高分子聚合物处理剂在长时间高温静置后会发生降解,产生的降解残余物不仅会破坏完井液的性能,还可能会对油层产生损害。

2.2 提高完井液耐温长效性能方法

提高完井液聚合物处理剂、黏土的高温稳定性以及使用除氧剂、过氧自由基去除剂、杀菌剂、表面活性剂、金属离子络合剂等处理剂,均能够提高水基钻井液的耐温长效性能。

2.2.1 提高聚合物处理剂高温稳定性

完井液聚合物处理剂在长时间高温条件下易发生热分解、热水解以及氧化降解作用,提高处理剂的高温稳定性的方式主要包括化学合成优化聚合物分子结构以及物理复合改变分子间作用力。

聚合物的分子结构决定着它的性能,可以通过选用热稳定性强的主链结构(碳-碳主链等)、引入某些刚性侧基(多环等)和抗水解能力强的单体单元(磺酸基、羧基等)来提高聚合物的高温稳定性;也可以通过某些外加剂协同,通过氢键、疏水基团缔合、静电作用以及共价键微交联等方式改变聚合物的聚集态结构,提高高温稳定性[20]。

2.2.2 提高黏土高温稳定性

完井液长时间高温静置黏土和处理剂容易发生高温解吸附和高温去水化作用,导致完井液的流变性能和滤失性能发生恶化。目前常通过使用黏土稳定剂来提高黏土的高温稳定性能。黏土稳定剂分子中应有阳离子,聚合物的阳离子基团吸附能力强,能抑制黏土颗粒的高温分散能,与有机处理剂形成络合物,还能与带负电荷的黏土表面发生牢固且受温度影响较小的静电吸附;同时,稳定剂分子中的主要水化基团应选用亲水性强的离子基(磺酸基、磺甲基等),阴离子基团有利于处理剂吸附在黏土颗粒表面后能形成较厚的水化膜,使完井液具有较强的热稳定性[21]。

2.2.3 除氧剂、过氧自由基去除剂、杀菌剂

完井液中添加除氧剂、过氧自由基去除剂可以去除完井液中的溶解氧和过氧自由基,缓解氧化降解作用对高相对分子质量聚合物的破坏作用以及完井液对油套管的腐蚀作用。杀菌剂主要灭杀石油钻完井产生的腐生菌和硫酸盐还原菌。腐生菌能够生物降解淀粉类、纤维素类、生物聚合物类有机处理剂,使完井液处理剂失效;硫酸盐还原菌能将硫酸盐还原成硫化氢,产生有毒臭味,腐蚀井下工具[22]。

2.2.4 表面活性剂、金属离子络合剂

在完井液中加入表面活性剂可以增加黏土颗粒的分散度,增强黏土护胶聚合物在黏土颗粒上吸附能力,表面活性剂还可与聚合物处理剂形成络合物,抑制长时间高温条件下聚合物分子链的卷曲。金属离子络合也能有效络合高阶金属离子,消除金属离子引起的聚合物卷曲,使完井液体系黏度保持稳定[23]。

3 结论与建议

1)完井液对储层损害除了常见的水锁、水敏、固相堵塞损害,还主要存在以下损害因素:(1)完井液类型的影响;(2)浸泡时间;(3)有机垢、无机垢;(4)乳化堵塞;(5)降解后残渣;(6)滤饼伤害;(7)润湿反转。

2)无固相清洁盐水完井液、有机盐完井液、暂堵型聚合物完井液等完井液技术均能起到良好的储层保护效果,但是现场完井液体系一般是以上部地层用的钻井液为基础,结合储层损害因素、储层保护要点与措施,按保护油气层的要求对其改性,形成储层保护性强,现场应用效果好的完井液体系。

3)完井液在高温长时间静置条件下主要存在以下储层潜在损伤因素:(1)处理剂高温降解,引发井下复杂;(2)完井液腐蚀油套管,腐蚀产物堵塞储层;(3)长时间浸泡低渗储层水锁伤害;(4)完井液固、滤液相持续侵入地层,降低储层岩石强度,堵塞地层空隙;(5)完井液降解后产物堵塞伤害储层。

4)M油田长效耐高温完井液体系构建可以以上部地层用的钻井液为基础,结合储层损害因素、储层保护要点与措施,按保护油气层的要求进行改性。再根据M油田储层资料和油田现场的实际情况,油田潜在的储层损害因素,提高聚合物处理剂热稳定性,添加黏土稳定剂、除氧剂、过氧自由基去除剂、杀菌剂、表面活性剂、金属离子络合剂等处理剂,形成储层保护性强,现场应用效果好的低损害耐温长效型完井液体系。