保護儲層修井液實驗研究及應用

薛晨，薛樂，楊文君，張強強

(1.延長油田股份有限公司 安全環(huán)保質(zhì)監(jiān)部，陜西 延安 716000;2.延長油田股份有限公司 下寺灣采油廠，陜西 延安 716105;3.延長油田股份有限公司 永寧采油廠，陜西 延安 717500;4.中國石化股份勝利油田分公司 海洋采油廠，山東 東營 237257)

延長油田目前普遍采用油桿泵采油系統(tǒng)，隨著定向井、水平井的不斷投入使用，井下故障不斷增多，每年修井作業(yè)上萬余次，每年各種修井液用量近30 萬m3，其主要為清水或者地層水，而保護油層修井液幾乎沒有。修井作業(yè)過程中油層污染嚴重，造成作業(yè)后產(chǎn)量下降、含水上升，甚至不上液，或者產(chǎn)量恢復期長、恢復率低，平均排水天數(shù)達3 d，產(chǎn)量恢復率40% ～76%，嚴重影響了單井產(chǎn)量的穩(wěn)產(chǎn)。

造成修井作業(yè)后產(chǎn)量恢復問題因素有多種，但最直接原因是大多數(shù)井使用了對油層有損害的工作液［1-3］。為了降低修井對油層傷害，修井后快速恢復生產(chǎn)，特研制了一種無固相修井液。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

黃原膠，食品級;丙烯酸、MBAA、甲醇、NaOH、磺酸基聚合物均為分析純。

WBFY-201 微波化學反應器;STA409PC 綜合熱分析儀TG-DSC;A-VATAR360 型傅里葉紅外光譜分析儀;RT-66S 型粉碎機;SVT20 旋轉(zhuǎn)滴液界面張力儀。

1.2 增黏劑合成［4］

將一定量的XG 溶于去離子水中，置于四口燒瓶中，攪拌一段時間使得黃原膠充分溶解。用NaOH 中和丙烯酸的pH，攪拌均勻，再加入適量磺酸基聚合物和MBAA、引發(fā)劑，攪拌溶解，加入XG溶液中，將反應液轉(zhuǎn)入微波反應器中低溫反應，并通氮氣除氧，反應一定時間結束，得接枝共聚粗產(chǎn)物。用甲醇水溶液洗滌產(chǎn)物數(shù)次，過濾，干燥，粉碎過200 目篩，得XG-GM。

1.3 修井液性能評價

采用SY/T 5834—2007《低固相壓井液性能評價指標及測試方法》中的測試方法，對儲層保護液的主要性能進行測定評價。

2 結果與討論

2.1 XG-GM 表征與評價

2.1.1 合成物XG-GM 分子結構表征 結構表征見圖1。

圖1 XG-GM 的IR 譜圖Fig.1 Infrared spectrogram of XG-GM

由圖1 可知，XG-GM 的各種官能團的吸收峰，D-葡萄糖單元、D-甘露糖單元六元環(huán)中的─C─O在1 282.62 cm－1處，丙酮酸基團和乙酰基基團中甲基的彎曲振動吸收峰在1 468.39 cm－1處，醇羥基的─O ─H 與─N ─H 伸縮振動吸收峰疊加在3 437.8 cm－1處，亞甲基─C─H 鍵的特征吸收峰在2 904.8 cm－1;1672.7，1 652.9 cm－1附近有酰胺基的 C O 特征吸收峰，由此證明了丙烯酰胺已接枝到黃原膠上;1 056.89，1 177.34 cm－1是磺酸基─的特征吸收峰。由以上分析可看出，所合成的聚合物為磺酸基的改性黃原膠。

2.1.2 合成物XG-GM 的熱分析 改性黃原膠做差熱分析，升溫速率為10 ℃/min，用氮氣作保護氣，氣流速度40 mL/min，升溫速率10 ℃/min，升溫區(qū)間為40 ～600 ℃，參比物α-Al2O3，試樣質(zhì)量為3.0～5.0 mg，結果見圖2。

圖2 XG-GM 的熱分析譜圖Fig.2 Thermo analysis spectrogram of XG-GM

由圖2 可知，改性黃原膠第一階段熱失重主要從210.3 ℃開始，TG 曲線出現(xiàn)下滑趨勢，在該溫度附近DSC 曲線表現(xiàn)為向下的吸熱峰，此時改性黃原膠分子網(wǎng)格結構作用力大小依次降低，開始熔化吸熱;其次，在395.4 ～546.1 ℃區(qū)間內(nèi)，DSC 曲線出現(xiàn)向上的放熱峰，說明發(fā)生熱分解，這與第二階段TG曲線下降是相一致的，TG 曲線開始下降，發(fā)生熱失重，當溫度到480.2 ℃時與改性黃原膠分子中磺酸基的熱分解相對應，溫度至540.6 ℃時整個分子主鏈分解完成，整個過程失重為75%。由此可知，改性黃原膠有較高的熱穩(wěn)定性。

2.1.3 合成物XG-GM 的抗鹽性能評價 將不同質(zhì)量分數(shù)的XG-GM 加入清水和飽和鹽水(質(zhì)量分數(shù)為20%的NaCl +質(zhì)量分數(shù)為10%的CaCl2)中，在120 ℃下熱滾18 h 老化，測其老化前后流變性和濾失量，結果見表1。

由表1 可知，在清水中，XG-GM 隨著濃度的增加，表觀粘度增大，濾失量減少，其原因是黃原膠的分子鏈引入磺酸基等基團，分子鏈加長以及締合作用加強，聚合物高分子在溶液中形成了空間交聯(lián)網(wǎng)絡結構，溶液粘度大幅提升，使聚合物溶液具有更好的抗老化性能和增黏作用。高溫熱滾老化后，在飽和鹽水中粘度下降12.2% ～17.7%，說明XG-GM在鹽水中抗溫性好，表現(xiàn)出較高動切力，說明分子空間網(wǎng)架結構強度高，當加入足夠多的Na+，能夠消除分子鏈上的負電荷產(chǎn)生的斥力。這些陽離子與側鏈相結合，使得XG-GM 分子鏈變得具有彈性，分子間斥力減少。所以改性黃原膠在飽和鹽水溶液中加大濃度會使得粘度相對提高。增粘劑的加量應以0.3% ～0.5%為宜。

表1 在清水和鹽水溶液中的性能測試結果Table 1 The properties test result of XG-GM in fresh water and brine solution

2.2 降濾失劑優(yōu)選

為了降低體系濾失量，減少修井液濾液對油層的傷害，復配淀粉類降濾失劑RS-J，其可在巖心壁形成強水膜，與增粘劑XG-GM 復配形成良好的降濾失體系，實驗結果見表2。

表2 增粘劑和降濾失劑復配的流變性關系表Table 2 Viscosifier dosage and filtrate reducers compound on rheological properties

由表2 可知，配方4(0.4%XG+2%RS)具有較低的濾失量，API 控制10 mL 左右。

2.3 抑制劑優(yōu)選

延長油田某區(qū)塊長8 儲層水敏傷害在54.73%～85.90%，傷害程度在中等偏強至強水敏。目前延長油田常用的粘土穩(wěn)定劑是AY 低分子季銨粘土穩(wěn)定劑，該粘土穩(wěn)定劑可有效防止水敏性礦物的粘土礦物發(fā)生膨脹、脫落、分散，堵塞地層孔隙和吼道，減少對油氣層造成的傷害，且與無固相儲層保護液配伍性良好，可以作為無固相儲層保護液的粘土穩(wěn)定劑使用。根據(jù)現(xiàn)場使用經(jīng)驗，濃度范圍一般在0.2% ～0.6%。

2.4 助排劑優(yōu)選

助排劑可以有效地降低修井液的表/界面張力，減小修井液流經(jīng)地層孔隙時的毛細管阻力或水鎖［5-6］，儲層巖石表面一般帶負電荷，易吸附陽離子表面活性劑，因此一般不考慮陽離子型。陰離子表面活性劑易與研究區(qū)地層水(水型為CaCl2)中金屬陽離子發(fā)生沉淀。延長油田油井井底溫度普遍低，一般在40 ～80 ℃，優(yōu)選幾種非離子型表面活性劑與地層水配伍良好(無沉淀、無渾濁現(xiàn)象)的水溶性非離子表面活性劑，用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測量修井液中加入水溶性非離子表面活性劑時，過濾原油與修井液的界面張力，結果見表3。

表3 表面活性劑-界面張力關系Table 3 The interfacial tension of different surfactant

由表3 可知，MOA-E 能夠較好的降低液體的油/水界面張力。

2.5 緩蝕劑優(yōu)選

延長油田長6 油層井深一般在1 300 ～1 800 m，油管壁腐蝕最為嚴重井段為500 ～1 800 m，主要是井下凝析水和地層水在管壁形成水膜，水膜中Cl－和等離子以及溶解氧、細菌腐蝕。實驗掛片采用油田所用的J55 標準腐蝕試片，用砂紙逐級打磨清潔，用丙酮除油，去離子水清洗。將實驗流體入高壓釜體內(nèi)，緩蝕劑濃度為0.2%。將安裝試樣的夾具固定在高壓釜的旋轉(zhuǎn)軸上，安裝釜蓋密封，然后通入N2，使高壓釜的總壓達到10 MPa，模擬井底流速，設定為1 m/s，實驗時間為3 d，實驗溫度為80 ℃。實驗完畢取出試樣，用無水乙醇清洗吹干，用配制的清洗液清洗表面的腐蝕產(chǎn)物，用無水乙醇洗凈吹干，精確稱量，并計算，結果見表4。

表4 不同緩蝕劑緩蝕效果評價結果Table 4 Evaluation corrosive result of different anticorrosive

由表4 可知，在不同緩蝕劑作用下，J55 鋼腐蝕速率比相同實驗條件的地層水腐蝕速率大大降低了，且配伍性咪唑啉最好，未發(fā)生渾濁和沉淀，且雙季銨鹽S-HSJ 的緩蝕效果明顯更佳。

根據(jù)以上研究結果，確定修井液體系配方是:清水+0.4%XG+2%RS+0.3%AY +0.3%MOA-E +0.2%S-HSJ+JZ-2(密度可調(diào))。

2.6 修井液性能評價

2.6.1 抑制性能 稱取50 g 鉆井巖屑，80 ℃下烘干并過10 目的篩子后加入到該修井液中，在120 ℃下熱滾16 h，過40 目篩回收，烘干并計算回收率，回收率為95.3%。表明修井液抑制性高，能夠有效抑制頁巖的水化膨脹。

2.6.2 密度可調(diào)性能 水溶性有機酸鹽加重劑JZ-2，是一種有機酸根陰離子與金屬陽離子、其他類型的陽離子形成的一種鹽類物質(zhì)，其有機酸根陰離子與單價陽離子親水性強，具有超高的溶解度，其單組分在水中最高密度可達1.80 g/cm3［7］。在修井液體系中加入JZ 加重劑調(diào)密度后，并未發(fā)現(xiàn)沉淀和絮凝，在密度1. 05 ～1. 3 g/cm3范圍內(nèi)，粘度變化＜3%，濾失量略有增加，且控制在11.7 mL 以內(nèi)。表明其配伍性好，適合作該體系加重劑，實驗結果見表5。

表5 加重劑加量對修井液流變性影響Table 5 Effect of weighting agent on protection workover fluid by its dosage

2.6.3 修井液巖心動態(tài)傷害實驗 巖心流動實驗按照行業(yè)標準SY/T 6540—2002 進行，實驗用JGMD-I 新型智能高溫高壓巖心動態(tài)損害評價實驗儀，在模擬地層溫度下，靜壓差為3.5 MPa，實驗結果見表6。

表6 修井液對巖心動態(tài)傷害評價結果Table 6 Permeability recovery evaluation test of protection workover fluid

由表6 可知，修井液對巖心污染后，不同巖心傷害滲透率恢復84.6% ～92.4%，對于低滲透巖心L500-1 動態(tài)傷害率是11. 4%，滲透率恢復時間為72 min，傷害最小的巖心D604-5 動態(tài)傷害率是92.4%，滲透率恢復時間最短，為47 min。說明修井液配方體系能夠較好的保護儲層，而對于高滲透巖心滲透率更易恢復。

2.7 現(xiàn)場應用效果

所研制的無固相修井液在姬源地區(qū)長6 儲層進行了現(xiàn)場應用5 井次，結果見表7。

表7 修井液現(xiàn)場使用結果Table 7 The field application of protection workover fluid

由表7 可知，實施三口暫停井均見油上產(chǎn)，其中D120-1 井，生產(chǎn)層位是長6-1 油層，巖性主要為礫質(zhì)粗粒長石砂巖，該井產(chǎn)液0.2 m3/d，含水率25%，低產(chǎn)被迫停井，用配制的修井液體系井下洗井，并修井檢泵作業(yè)2 d 后得到產(chǎn)量1.1 m3/d，含水率20%。Y810 井檢泵修井該井長6-2 油層，巖性為細粒巖屑長石砂巖、砂礫巖及細砂巖，修井時氣噴嚴重，用該體系修井液進行修井壓井作業(yè)，施工過程工具、管柱提下作業(yè)順利，檢泵前產(chǎn)量為2 m3/d，含水率15%，檢泵后當日見油2 后恢復到2. 5 m3/d，含水率16%。據(jù)資料顯示，鄰井Y810-2 井，用清水檢泵作業(yè)，產(chǎn)量為1.2 t/d，含水率31%，作業(yè)2 d 后產(chǎn)量0.9 m3/d，含水率為42%，這說明該體系濾失量低，縮短修井含水期，產(chǎn)量恢復快。由產(chǎn)量評價結果表明，原修井液的儲層巖心滲透率恢復值為62%。整個施工作業(yè)入井液順利壓井，過程工具、管柱提下作業(yè)順利，作業(yè)在無固相環(huán)境下進行并且能有效地保護儲層。

3 結論

通過微波熱改性黃原膠，得到XG-GM，具有較好的熱穩(wěn)定性、流變性、抗鹽性、抗溫性等特點。研制的修井液體系是:清水+ 0. 4% XG + 2% RS +0.3%AY+0.3%MOA-E+0.2%S-HSJ+JZ-2。體 系無固相、流變性好、強抑制、低濾失、界面張力低，巖心滲透率恢復值高，保護油氣層效果好。

該修井液能較快縮短修井作業(yè)后的產(chǎn)量恢復期，提高恢復率，有利于穩(wěn)定單井產(chǎn)量，可以滿足大多數(shù)修井作業(yè)的需要，施工過程工具、管柱提下順利，可推廣應用。

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