旅大特稠油鉆開液體系的制備與性能評價*

賈立新，許 杰，何瑞兵，董平華，陳 毅

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 前言

旅大某油田儲層段原油具有密度、黏度、膠質瀝青質和凝固點高的特性，無法通過常規開采手段采出，需要采用熱力采油的方式開發［1-3］。常用的熱采手段為蒸汽吞吐開發，注入蒸汽溫度為350℃。由于目前旅大稠油熱采井通常采用水平裸眼井優質篩管礫石充填的完井防砂方式，且完井過程中鉆開液不返排，故鉆井液受熱后的儲層保護是必須考慮的問題。稠油儲層壓力系數低、埋深較淺，儲層巖石膠結疏松，孔隙發育，連通性好，以粒間孔為主，粒間充填物以伊/蒙混層為主，故熱采井鉆開液的低密度、濾失性和抑制性是鉆開液構建的重點。經濟效益差一直是制約旅大稠油高效規模化開發的難題，低成本鉆開液體系的構建是稠油開發的必由之路。

儲層巖石具有強水敏、弱酸敏、弱堿敏、強鹽敏的特性，在鉆井過程中，儲層可能存在嚴重出砂、水敏損害、儲層堵塞、堿敏損害等相關潛在損害［4-9］。解決這些損害的主要措施是采用強抑制性、弱堿性的無固相易降解鉆開液體系。而針對注入高溫蒸汽造成的損害也需從強抑制性、防乳化、控制pH值、控制儲層溫度驟熱驟冷等方面綜合考慮［10-12］。

因而，熱采井鉆開液體系構建的基本思路是強抑制、低濾失、低密度、高溫條件下仍可保證良好的儲層保護效果以及低成本。結合特稠油鉆開液體系構建思路，本文在現有鉆開液體系基礎上，對添加劑的種類及加量進行了優化，并對新構建的特稠油鉆開液體系開展配伍性、抑制性、儲層保護等實驗評價，構建了滿足稠油井高溫注熱、無返排等特殊施工工藝需求，同時可以實現水平段鉆完井作業安全、儲層保護及成本降低的目的。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

聚胺防膨劑PF-UHIB、聚胺防膨劑PF-HAB、黏土穩定劑PF-HCS（陽離子共聚物）、有機防膨劑CFP、降黏劑FN-1#、降濾失劑EZFLO、流型調節劑改性胍膠EZVIS、標準鉆屑Holeplug、膨潤土、煤油、NaOH、pH 值穩定劑ACA，中海油田服務股份有限公司；降黏劑FN-2#，山東淄博市淄川華海化工廠；降黏劑FN-3#，山東東營東方化學工業有限公司；降黏劑FN-4#，山東聚鑫化工有限公司；降黏劑FN-5#，安徽淮南市科迪化工科技有限公司；降黏劑FN-6#，河南新鄉市凱源環保材料有限公司；旅大特稠油，渤海油田旅大區塊；模擬地層水礦化度10250 mg/L，無機鹽質量濃度（單位mg/L）為：CaCl22500、MgCl2455、NaHCO3600、Na2SO4135、NaCl 5300、KCl 1260；人造填砂巖心，長60 cm、直徑3.8 cm；模擬海水礦化度31.38 g/L，無機鹽組成（單位g/L）為：NaCl 21.86、Na2SO43.23、MgCl24.53、CaCl20.93、KCl 0.64、NaHCO30.17、Na2CO30.02。

OFI150-80-1高溫高壓動態線性頁巖膨脹儀、滲透性堵塞儀，美國OFI 公司；DV-II+PRO 布氏黏度計、低剪切速率儀，美國Brookfield公司；2100AN臺式濁度儀，貝爾分析儀器（大連）有限公司；CLD-II高溫高壓巖心流動儀，南通儀創實驗儀器有限公司；FANN MODEL 802P 高溫滾子爐、六速黏度計、JH-III多量程巖心流動試驗儀、JHDS-III高溫高壓動態失水儀，青島恒泰達機電設備有限公司；5000 VP II X射線光電子能譜儀，日本ULVAC-PHI公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 稠油儲層鉆開液體系構建

（1）強抑制劑優選。取干燥的膨潤土粉末0.5 g置于10 mL 離心管中，加入不同濃度的防膨劑水溶液，充分搖勻，室溫下靜置后，將離心管裝入離心機，在1500 r/min下離心15 min，記錄膨潤土膨脹后的體積；用同樣的方法分別測定膨潤土在蒸餾水和煤油中的膨脹體積，按照石油天然氣行業標準SY/T 5971—94《注水用黏土穩定劑性能評價方法》中的防膨公式計算防膨劑的防膨率。

（2）降黏劑優選。在50℃下，將市面上常見的6種降黏劑分別以1%的體積比加入旅大特稠油與海水的混合液中，按照石油天然氣行業標準SY/T 6316—1997《稠油油藏流體物性分析方法原油黏度測定》測定其混合后的黏度，計算降黏率。將降黏劑置于老化罐中，260℃下熱滾16 h后加入原油中，攪拌均勻后，在50℃下用低剪切速率儀測定降黏劑對原油的降黏率，通過降黏率反映降黏劑的抗溫性。

（3）處理劑加量優化。降濾失劑EZFLO和流型調節劑EZVIS 對鉆開液流變性能和濾失量的影響較大。測定不同加量EZFLO、EZVIS對鉆開液流變性及濾失量的影響；并通過Drillbench軟件（美國斯倫貝謝公司），以實際井為例，根據鉆開液流變參數及鉆井工程參數，模擬攜巖效率達到90%時，所需處理劑的最少加量。

1.2.2 稠油儲層鉆開液體系性能評價

（1）配伍性。根據區塊地層水資料，配制模擬地層水。將模擬地層水與鉆開液濾液（本實驗中鉆開液濾液即鉆開液，若在實際井中由于鉆進過程中混入固相，因此需要用濾紙過濾）按不同體積比混合，用濁度儀測定混合后的濁度值，并觀察是否出現沉淀，評價鉆開液濾液與地層水的配伍性；將原油與鉆開液濾液按不同體積比混合，觀察其配伍性。

（2）抑制性。在60℃熱滾16 h 的條件下，測定鉆開液體系加入強抑制劑前后的鉆屑滾動回收率，評價其抑制性。

（3）熱降解性。將優化后的鉆開液60℃熱滾16 h后置于高溫老化爐中，在120數260℃下進行熱降解實驗，用六速黏度計測定降解1數7 d后鉆開液的黏度，黏度不再發生變化即為鉆開液高溫下完全降解的時間，通過X射線光電子能譜分析（XPS）分析產物成分，測定加熱老化后鉆開液的儲層保護效果。

（4）儲層保護性。按照石油天然氣行業標準SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》和SY/T 6384—1999《稠油油藏高溫相對滲透率測定》，將鉆開液在260℃下熱滾16 h 進行降解，在50℃下采用高溫高壓動態失水儀將降解產物注入巖心，對比損害前后巖心滲透率恢復值。

2 結果與討論

2.1 稠油儲層鉆開液體系構建

2.1.1 強抑制劑優選

防膨劑可以有效防止黏土礦物質的水化膨脹和分散運移，避免對儲層滲透率造成損害，保持油氣井產量。結合前期對市面現有抑制劑的統計結果，選擇PF-UHIB、PF-HCS、PF-HAB、CFP 4 種防膨劑進行對比實驗。由4種防膨劑對膨潤土的防膨效果（表1）可見，CFP的防膨效果最好，說明CFP的抑制性相對最強；且隨著防膨劑濃度變大，防膨效果變好。

表1 4種防膨劑對膨潤土的防膨率

常規井所用鉆開液體系通常采用KCl 加重，同時提供鉆開液抑制性。渤海稠油油田埋深普遍較淺，地層壓力較低，故需適當降低KCl的用量以減小鉆開液密度，避免壓裂地層。考慮特稠油油田鉆開液體系強抑制性的要求，應加入有機防膨劑CFP。

2.1.2 降黏劑優選

與常規油藏相比，水平段鉆開液與稠油油藏長時間接觸，并在鉆桿攪拌下易發生乳化增黏現象，降黏劑的加入可有效避免鉆開液的增黏。同時降黏劑可以通過減小地層原油黏度、降低注蒸汽過程的啟動壓力梯度，解決特超稠油投產初期注汽壓力高、注汽量小的矛盾，并能降低生產過程中原油的黏度和流動阻力，從而達到提高采收率的目的。6種降黏劑高溫老化前后對旅大稠油的降黏效果見表2。降黏劑高溫處理前均能降低原油黏度，其中FN-3#降黏劑的效果最好，1%加量時原油黏度降低率達到99%。

表2 6種降黏劑老化前后對旅大稠油的降黏率*

降黏劑高溫老化后，只有FN-3#降黏劑的抗溫性符合要求，其余5 種在260℃基本失效，達不到儲層溫度要求。FN-3#降黏劑高溫老化前后對稠油的降黏效果最好，加量為1%。

2.1.3 處理劑加量優化

（1）降濾失劑EZFLO加量優化

EZFLO 加量對鉆開液流變性和濾失量的影響見表3。隨著EZFLO加量從0.5%增至3.0%，鉆開液表觀黏度（AV）、塑性黏度（PV）、屈服強度（YP）顯著升高，濾失量大幅降低，API 濾失量（FL（API））從8.8 mL 降至4.4 mL，高溫高壓濾失量（FL（HTHP））從50.8 mL 降至32.0 mL。當EZFLO 加量為1.5%時，濾失量降幅最大。EZFLO 適宜的加量為1.0%數1.5%。

表3 EZFLO加量對鉆開液流變性和濾失量的影響

（2）流型調節劑EZVIS加量優化

EZFLO 加量對鉆開液流變性和濾失量的影響見表4。隨著EZVIS加量從0.1%增至0.6%，鉆開液AV、PV、YP顯著升高，濾失量逐漸降低，FL（API）從8.8 mL 降至 5.2 mL，FL（HTHP）從 40.4 mL 降至24.8 mL。EZVIS適宜的加量為0.3%數0.4%。

表4 EZVIS加量對鉆開液流變性和濾失量的影響

通過Drillbench 軟件模擬計算得出，對于例井，當EZVIS 加量為0.3%數0.4%時，對應的EZFLO 的加量至少為1.0%，則攜砂效率可達90%以上，滿足施工要求。

綜上，結合旅大特稠油鉆開液體系強抑制、稠油降黏策略，根據強抑制劑、降黏劑優選結果，及降濾失劑和流型調節劑加量優化結果，構建滿足旅大某特稠油油田作業的鉆開液體系：海水+0.2%NaOH+0.2% ACA+1.0%數1.5% EZFLO+0.3%數0.4% EZVIS+1% FN-3#+KCl+CFP（根據實際需求調節用量）。

2.2 稠油儲層鉆開液體系性能

2.2.1 配伍性

地層水與鉆開液濾液以不同比例混合后的濁度值見表5。鉆開液與地層水混合后無沉淀，二者配伍性較好。

表5 地層水與鉆開液濾液之間的配伍性

原油與鉆開液濾液以10∶0、8∶2、5∶5、2∶8、0∶10體積比混合后，油水分層明顯，未見沉淀產生和乳化分散等現象。鉆開液濾液與原油配伍性良好。

2.2.2 抑制性

鉆開液加入1.5%CFP 前后的鉆屑滾動回收率分別為91.00%、95.40%；不加CFP 的鉆開液滾動后鉆屑成顆粒狀，棱角分明，表明鉆開液抑制鉆屑分散能力較強。這是由于鉆開液采用了KCl 加重，大量的KCl 本身就是一種良好的抑制劑，因此鉆開液用KCl加重后，可以考慮不加CFP，兩者可選其一加入，也可同時加入。

2.2.3 降解性

對比鉆開液在120、150、180、200 和260℃下的熱降解性能，鉆開液在180、200、260℃下靜置1 d完全降解（完全降解后的鉆開液和清水的表觀黏度均為2 mPa·s），在150℃靜置1 d已降解、靜置2 d后完全降解并分層，而在120℃靜置7 d后并未降解。其中，溫度越高，降解產物顏色越深，趨于黑色沉淀顆粒狀，表明降解產物受高溫的影響部分碳化。經XPS 檢測可知黑色產物為碳單質。碳在高溫下較穩定，不會對儲層帶來影響，可滿足鉆開液不返排的施工需求。

2.2.4 儲層保護性

由鉆開液儲層保護評價結果（表6）可見，降黏劑的加入有利于提高儲層保護效果（溫度為260℃時，當實驗開展至35 min 時即有較大量漏失，無法繼續實驗）；高溫降解后的鉆開液對儲層巖心的損害程度較小，巖心滲透率恢復值均大于85%，具有良好的儲層保護效果。

表6 鉆開液儲層保護性能評價結果

新構建的鉆開液體系由于添加劑用量等的優化，大大降低了鉆開液成本投入。以每口熱采井（井深2500 m）260 方鉆開液用量計算，單井可降低鉆開液費用49%，有效促進稠油油田的規模化經濟化開發。

3 結論

適合旅大某特稠油油田的鉆開液應為強抑制性、降黏性、儲層保護性的無固相弱堿性鉆開液體系。通過對添加劑種類和加量的優化得到適合旅大某稠油油田儲層的鉆開液配方：海水+0.2%NaOH+0.2% ACA+1.0%數1.5% EZFLO+0.3%數0.4%EZVIS+1%降黏劑+KCl+CFP（根據實際需求調節用量）。優化的鉆開液濾液與地層流體的配伍性良好，無沉淀、無乳化堵塞損害；降黏劑的加入有利于提高儲層保護效果；高溫條件下對儲層的損害較小，滿足儲層保護需求。

優化的鉆開液體系可滿足特稠油油田熱采開發及無返排的作業需求，為旅大特稠油熱采井安全高效鉆進提供技術基礎。