新型油溶暫堵型無(wú)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(jīng)過(guò)多年的開采，其儲(chǔ)層條件發(fā)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(xiàn)污染，儲(chǔ)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(jīng)過(guò)多年的開采，其儲(chǔ)層條件發(fā)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(xiàn)污染，儲(chǔ)層也受到不同程度的損害。針對(duì)該氣田儲(chǔ)層特點(diǎn)，從增黏劑、降濾失劑、抑制劑和對(duì)儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)研究，研制出保護(hù)儲(chǔ)層的新型油溶暫堵型無(wú)固相修井液體系?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，新型修井液體系性能優(yōu)良，流變性易于調(diào)整和控制，抗高溫能力強(qiáng)，API濾失量小于等于8mL且HTHP濾失量很低，巖心滲透率恢復(fù)值超過(guò)80%，具有明顯的儲(chǔ)層保護(hù)效果。
關(guān)鍵詞：深井；油氣層；堵漏劑；滲透性損害；無(wú)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(yè)過(guò)程中易發(fā)生修井液大量漏失，從而導(dǎo)致黏土膨脹、速敏、微粒運(yùn)移以及潤(rùn)濕性改變等問(wèn)題，引起較嚴(yán)重的儲(chǔ)層損害。根據(jù)已有的測(cè)試井資料，污染后表皮系數(shù)平均為35左右，其中沙15井的上部氣層表皮系數(shù)為131.4，這嚴(yán)重影響了單井產(chǎn)能設(shè)計(jì)和正常生產(chǎn)。為了降低儲(chǔ)層損害，在室內(nèi)研究的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出滿足雅克拉-大澇壩凝析氣田儲(chǔ)層的優(yōu)質(zhì)無(wú)固相修井液，由于新型修井液為無(wú)固相修井液體系，從而避免了修井過(guò)程中的固相顆粒侵入造成儲(chǔ)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(wěn)定的特點(diǎn)，同時(shí)密度可調(diào)，能夠較好地平衡地層壓力，在井下溫度和壓力條件下穩(wěn)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(shù)特點(diǎn)
1.1 技術(shù)原理
   新型低傷害無(wú)固相修井液體系主要由增黏劑、降濾失劑、抑制劑和對(duì)儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層[2]。當(dāng)油氣井投入正常生產(chǎn)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(chǎn)出的凝析油溶解而使儲(chǔ)層滲透率得以恢復(fù)[3]，達(dá)到保護(hù)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(jié)合研究區(qū)塊的儲(chǔ)層特點(diǎn)，從增黏劑、降濾失劑、抑制劑和對(duì)儲(chǔ)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(yōu)選
參照SY/T5390—91鉆井液腐蝕性能評(píng)價(jià)方法，在溫度120℃密閉條件下，熱滾16h后，測(cè)定了包括地層水及咪唑啉(SL-HS2)和聚季銨鹽(DG-HS1)、有機(jī)磷酸鹽(SL-HS3)復(fù)合緩蝕劑等在內(nèi)的3種介質(zhì)進(jìn)行了腐蝕速率的測(cè)定結(jié)果見表1。
 
    初步評(píng)價(jià)的結(jié)果為：地層水的腐蝕速率較高，為1.28g/m2·h，因此，在修井過(guò)程中應(yīng)當(dāng)采取必要的防腐蝕措施；由表1中結(jié)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(wěn)定劑的優(yōu)選
    收集到6個(gè)廠家18種黏土穩(wěn)定劑，依據(jù)SY5971-94標(biāo)準(zhǔn)《注水用黏土穩(wěn)定劑性能評(píng)價(jià)方法》中的離心防膨法，先用膨潤(rùn)土對(duì)這些聚合物類黏土穩(wěn)定劑進(jìn)行了初步篩選，然后用雅克拉凝析氣田的天然巖心粉進(jìn)行復(fù)核評(píng)價(jià)，最后用頁(yè)巖膨脹儀測(cè)定了黏土穩(wěn)定劑對(duì)雅克拉凝析氣田天然巖心粉的防膨率，結(jié)果見圖1。
 

    由圖1可以看出，大港黏土穩(wěn)定劑即DG-NW1和桓臺(tái)防膨劑即SL-NW1具有較好的防膨性能，可用于防止儲(chǔ)層黏土水化膨脹。其中DG-NW1性能更優(yōu)異，更適合雅克拉凝析氣田儲(chǔ)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(yōu)選
    根據(jù)拉普拉斯方程，降低侵入液體的油/水界面張力是預(yù)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(yáng)離子型和非離子型3種。儲(chǔ)層巖石表面一般帶負(fù)電荷，容易吸附陽(yáng)離子表面活性劑。但陽(yáng)離子表面活性劑容易改變儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性，降低油相相對(duì)滲透率。因此，一般不考慮陽(yáng)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(yīng)生成沉淀[4～5]，在高溫下反應(yīng)更加劇烈。因此，該項(xiàng)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(cè)定方法，對(duì)HTB進(jìn)行了最佳加量實(shí)驗(yàn)、抗溫性試驗(yàn)、與DG-NW1的配伍性試驗(yàn)及與地層水的配伍性試驗(yàn)。通過(guò)試驗(yàn)，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(guò)篩選實(shí)驗(yàn)，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(yōu)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(duì)雅克拉-大澇壩凝析氣田的巖心特性、儲(chǔ)層孔隙、孔喉及滲透率特點(diǎn)，以及對(duì)修井液中幾種處理劑的優(yōu)選評(píng)價(jià)，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(wěn)定劑)+2%JMP-1(高分子降濾失劑)+0.3%XC(增黏劑)+1%PRD(流型調(diào)節(jié)劑)+1%NaCOOH(頁(yè)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(shù)特點(diǎn)
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(zhuǎn)變?yōu)橛H水表面。另外可以降低侵入液體的油/水界面張力，從而預(yù)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(duì)井筒的腐蝕程度。針對(duì)儲(chǔ)層高溫高礦化度的特點(diǎn)，選用JMP-1作為修井液體系的降濾失劑，用以增強(qiáng)修井液的抗高溫和抗鹽能力，同時(shí)可增強(qiáng)修井液的封堵造壁性能。根據(jù)儲(chǔ)層特點(diǎn)優(yōu)選的各處理劑之間具有良好的協(xié)同效應(yīng)，能最大限度地發(fā)揮各處理劑的效能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示API濾失量和HTHP濾失量都很低，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)施工的需要。
2 油溶暫堵型低傷害修井液性能評(píng)價(jià)
2.1 主要實(shí)驗(yàn)儀器
   JHCF-1型動(dòng)態(tài)巖心污染損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)儀(江蘇海安)；ZNN-D6S型6速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)(青島海通專用儀器廠)，ZNS-1型鉆井液失水量測(cè)定儀(青島同春石油儀器有限公司)。
2.2 修井液流變性評(píng)價(jià)
該新型修井液體系是無(wú)固相的，不形成致密的濾餅，主要通過(guò)暫堵的方法來(lái)降低其濾失量。針對(duì)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(shù)值范圍內(nèi)；動(dòng)切力為1Pa；熱滾前后，API濾失量均控制在8mL以內(nèi)(表2)，可滿足要求。
表2 修井液的流變參數(shù)表
實(shí)驗(yàn)條件
密度/g·cm-3
表觀黏度/mPa·s
塑性黏度/mPa·s
動(dòng)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(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)
巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6540—2002進(jìn)行，巖心采用雅克拉凝析氣田YK10井儲(chǔ)層巖樣，分別使用地層水及優(yōu)選修井液污染巖心。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，在基本上未形成濾餅(無(wú)固相污染)的情況下，巖心滲透率恢復(fù)值分別從使用現(xiàn)用修完井液時(shí)的65.21%提高到82%以上(表3)。所優(yōu)選的修井液對(duì)儲(chǔ)層的損害較小，具有很好的保護(hù)儲(chǔ)層的作用。
表3 儲(chǔ)層巖心滲透率恢復(fù)值評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果值
巖心號(hào)
氣測(cè)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(fù)值/%
污染介質(zhì)
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(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果評(píng)價(jià)
   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(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。該井巖性主要為礫質(zhì)粗粒長(zhǎng)石砂巖、細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖、砂礫巖、細(xì)砂巖。在施工前針對(duì)該井的儲(chǔ)層巖心進(jìn)行了原修井液的基本配方與新型修井液的污染損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，儲(chǔ)層巖心的滲透率恢復(fù)值由加入前的62%提高到加入后的85%。另外，施工過(guò)程中，新型修井液體系的流變性能易于調(diào)整和控制，表觀黏度不高于12mPa·s，在高溫下無(wú)明顯增稠。
3 結(jié)論
   1) 針對(duì)雅克拉-大澇壩凝析氣田特點(diǎn)，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(diào)整和控制，抗高溫能力強(qiáng)。API濾失量很低，未形成濾餅。修井液的實(shí)驗(yàn)室滲透率恢復(fù)率達(dá)到85%以上，具有明顯的儲(chǔ)層保護(hù)效果。
    2) 在雅克拉凝析氣田YK1井上的現(xiàn)場(chǎng)修井作業(yè)結(jié)果表明，新型修井液體系在修井作業(yè)中具有廣闊的應(yīng)用前景。
參考文獻(xiàn)
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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(guó)石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中海石油研究中心；3.中國(guó)石油西南油氣田公司；4.中國(guó)石油西南油氣田公司川中油氣礦)