新型油溶暫堵型無固相修井液的研制

摘 要

摘要：位于塔里木盆地北部的雅克拉-大澇壩凝析氣田經過多年的開采，其儲層條件發生了很大的變化。由于原修井液體系固相含量較高，致使氣井相繼出現污染，儲層也受到不同程度的損害
摘要：位于塔里木盆地北部的雅克拉-大澇壩凝析氣田經過多年的開采，其儲層條件發生了很大的變化。由于原修井液體系固相含量較高，致使氣井相繼出現污染，儲層也受到不同程度的損害。針對該氣田儲層特點，從增黏劑、降濾失劑、抑制劑和對儲層孔喉具有暫堵作用的特殊粒子等入手，以生物聚合物、羥乙基聚合物纖維素類為主處理劑，并輔以降濾失劑、油溶性暫堵劑等開展了一系列實驗研究，研制出保護儲層的新型油溶暫堵型無固相修井液體系。現場試驗表明，新型修井液體系性能優良，流變性易于調整和控制，抗高溫能力強，API濾失量小于等于8mL且HTHP濾失量很低，巖心滲透率恢復值超過80%，具有明顯的儲層保護效果。
關鍵詞：深井；油氣層；堵漏劑；滲透性損害；無固相修井液；雅克拉-大澇壩凝析氣田
0 引言
   位于塔里木盆地北部的雅克拉-大澇壩凝析氣田修井作業過程中易發生修井液大量漏失，從而導致黏土膨脹、速敏、微粒運移以及潤濕性改變等問題，引起較嚴重的儲層損害。根據已有的測試井資料，污染后表皮系數平均為35左右，其中沙15井的上部氣層表皮系數為131.4，這嚴重影響了單井產能設計和正常生產。為了降低儲層損害，在室內研究的基礎上，優選出滿足雅克拉-大澇壩凝析氣田儲層的優質無固相修井液，由于新型修井液為無固相修井液體系，從而避免了修井過程中的固相顆粒侵入造成儲層孔喉堵塞。另外，該修井液與地層巖性和地層流體匹配好，具有保持井眼穩定的特點，同時密度可調，能夠較好地平衡地層壓力，在井下溫度和壓力條件下穩定，濾失量少，有一定攜帶固相顆粒的能力。
1 新型修井液的原理、配方及技術特點
1.1 技術原理
   新型低傷害無固相修井液體系主要由增黏劑、降濾失劑、抑制劑和對儲層孔喉具有暫堵作用的特殊粒子[1]等組成。在修井液體系中加入粒度與儲層孔喉相匹配的油溶性暫堵劑，在壓差作用下，暫堵劑在地層孔隙入口處形成一層薄的低滲透性屏蔽帶，阻止修井液侵入儲層[2]。當油氣井投入正常生產后，油溶性暫堵劑在反向壓力的作用下，一部分被沖出孔隙，另一部分被產出的凝析油溶解而使儲層滲透率得以恢復[3]，達到保護油氣層的目的。
1.2 油溶暫堵型低傷害修井液配方的確定
   結合研究區塊的儲層特點，從增黏劑、降濾失劑、抑制劑和對儲層孔喉具有暫堵作用的特殊粒子等入手，以生物聚合物、羥乙基聚合物纖維素類為主處理劑，并輔以降濾失劑、油溶性暫堵劑等開展了一系列的研究工作。
1.2.1緩蝕劑的優選
參照SY/T5390—91鉆井液腐蝕性能評價方法，在溫度120℃密閉條件下，熱滾16h后，測定了包括地層水及咪唑啉(SL-HS2)和聚季銨鹽(DG-HS1)、有機磷酸鹽(SL-HS3)復合緩蝕劑等在內的3種介質進行了腐蝕速率的測定結果見表1。
 
    初步評價的結果為：地層水的腐蝕速率較高，為1.28g/m2·h，因此，在修井過程中應當采取必要的防腐蝕措施；由表1中結果可知，咪唑啉類的緩蝕劑(DG-HS1)的腐蝕速率最低，故選其作為修井液的組成成分之一。
1.2.2黏土穩定劑的優選
    收集到6個廠家18種黏土穩定劑，依據SY5971-94標準《注水用黏土穩定劑性能評價方法》中的離心防膨法，先用膨潤土對這些聚合物類黏土穩定劑進行了初步篩選，然后用雅克拉凝析氣田的天然巖心粉進行復核評價，最后用頁巖膨脹儀測定了黏土穩定劑對雅克拉凝析氣田天然巖心粉的防膨率，結果見圖1。
 

    由圖1可以看出，大港黏土穩定劑即DG-NW1和桓臺防膨劑即SL-NW1具有較好的防膨性能，可用于防止儲層黏土水化膨脹。其中DG-NW1性能更優異，更適合雅克拉凝析氣田儲層巖心粉。故選用DG-NW1作為修井液的組成成分之一。
1.2.3表面活性劑的優選
    根據拉普拉斯方程，降低侵入液體的油/水界面張力是預防或減少水鎖傷害的有效途徑。能夠降低表面張力的表面活性劑有陰離子型、陽離子型和非離子型3種。儲層巖石表面一般帶負電荷，容易吸附陽離子表面活性劑。但陽離子表面活性劑容易改變儲層巖石的潤濕性，降低油相相對滲透率。因此，一般不考慮陽離子型。由于高礦化度地層水中含有Ca2+、Mg2+、Sr2+等離子，容易與陰離子型表面活性劑起反應生成沉淀[4～5]，在高溫下反應更加劇烈。因此，該項研究擬選定用非離子型的HTB作為修井液用的表面活性劑。參照SY/T 5370—1999表面及界面張力測定方法，對HTB進行了最佳加量實驗、抗溫性試驗、與DG-NW1的配伍性試驗及與地層水的配伍性試驗。通過試驗，確定使用非離子表面活性劑HTB為修井液的組分之一。
1.2.4低傷害修井液配方的確定
    通過篩選實驗，確定使用XC生物聚合物或其他類型高分子聚合物等作為控制修井液流變性能的處理劑。并優選了抗溫抗鹽的磺甲基酚醛樹脂(SMP)和油溶性樹脂(暫堵劑)作為修井液配方中的降濾失劑。
    針對雅克拉-大澇壩凝析氣田的巖心特性、儲層孔隙、孔喉及滲透率特點，以及對修井液中幾種處理劑的優選評價，最終確定低傷害修井液的配方如下：
    凈化地層水+1%DG-NW1(黏土穩定劑)+2%JMP-1(高分子降濾失劑)+0.3%XC(增黏劑)+1%PRD(流型調節劑)+1%NaCOOH(頁巖抑制劑)+0.3%HTB(助排劑)+1%DG-HS1(緩蝕劑)。
1.3 新型修井液體系的技術特點
為了更好地使油溶性暫堵劑較好地分散于新型低傷害修井液體系中，該體系中加入水溶性非離子表面活性劑，可以使油溶性暫堵劑的親油表面轉變為親水表面。另外可以降低侵入液體的油/水界面張力，從而預防或減少水鎖傷害。高效緩蝕劑DG-HS1的加入，可以有效地控制修井液對井筒的腐蝕程度。針對儲層高溫高礦化度的特點，選用JMP-1作為修井液體系的降濾失劑，用以增強修井液的抗高溫和抗鹽能力，同時可增強修井液的封堵造壁性能。根據儲層特點優選的各處理劑之間具有良好的協同效應，能最大限度地發揮各處理劑的效能。實驗結果顯示API濾失量和HTHP濾失量都很低，可以滿足現場施工的需要。
2 油溶暫堵型低傷害修井液性能評價
2.1 主要實驗儀器
   JHCF-1型動態巖心污染損害評價實驗儀(江蘇海安)；ZNN-D6S型6速旋轉黏度計(青島海通專用儀器廠)，ZNS-1型鉆井液失水量測定儀(青島同春石油儀器有限公司)。
2.2 修井液流變性評價
該新型修井液體系是無固相的，不形成致密的濾餅，主要通過暫堵的方法來降低其濾失量。針對該新型修井液體系的流變性研究表明，體系的表觀黏度和塑性黏度值在合理數值范圍內；動切力為1Pa；熱滾前后，API濾失量均控制在8mL以內(表2)，可滿足要求。
表2 修井液的流變參數表
實驗條件
密度/g·cm-3
表觀黏度/mPa·s
塑性黏度/mPa·s
動切力/Pa
濾失量/mL
pH值
熱滾前
1.18
8.00
7.00
1.00
6.00
8.50
熱滾后120℃×16h
1.18
11.00
5.00
6.00
7.60
8.50
2.3 修井液損害評價實驗
巖心流動實驗按照行業標準SY/T 6540—2002進行，巖心采用雅克拉凝析氣田YK10井儲層巖樣，分別使用地層水及優選修井液污染巖心。實驗結果顯示，在基本上未形成濾餅(無固相污染)的情況下，巖心滲透率恢復值分別從使用現用修完井液時的65.21%提高到82%以上(表3)。所優選的修井液對儲層的損害較小，具有很好的保護儲層的作用。
表3 儲層巖心滲透率恢復值評價實驗結果值
巖心號
氣測滲透率/10-3μm2
鹽水滲透率/10-3μm2
污染前油相滲透率/10-3μm2
污染后油相滲透率/10-3μm2
滲透率恢復值/%
污染介質
10
18.700
14.100
10.717
6.989
65.210
地層水
15
10.700
7.500
4.826
4.314
89.390
新型修井液
2.4 現場應用效果評價
   筆者研究的新型修井液體系在雅克拉凝析氣田的YK1井上進行了現場應用。該井巖性主要為礫質粗粒長石砂巖、細粒巖屑長石砂巖、砂礫巖、細砂巖。在施工前針對該井的儲層巖心進行了原修井液的基本配方與新型修井液的污染損害評價實驗。結果表明，儲層巖心的滲透率恢復值由加入前的62%提高到加入后的85%。另外，施工過程中，新型修井液體系的流變性能易于調整和控制，表觀黏度不高于12mPa·s，在高溫下無明顯增稠。
3 結論
   1) 針對雅克拉-大澇壩凝析氣田特點，研制出的新型低傷害修井液體系，具有油溶暫堵功能，流變性易于調整和控制，抗高溫能力強。API濾失量很低，未形成濾餅。修井液的實驗室滲透率恢復率達到85%以上，具有明顯的儲層保護效果。
    2) 在雅克拉凝析氣田YK1井上的現場修井作業結果表明，新型修井液體系在修井作業中具有廣闊的應用前景。
參考文獻
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(本文作者：張鳳英1 鄢捷年1 楊光2 王欣3 米慶4 1.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室；2.中海石油研究中心；3.中國石油西南油氣田公司；4.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦)