中国石油某气田中侏罗统J2x层为具有埋藏深(3 625 m)、渗透率低(2.8×10-3 μm2~5.5×10-3 μm2)、孔隙度小(10.5%)、孔喉细小(0.1 μm~1.1 μm)、毛细管压力大(30.3 MPa)、裂缝较为发育(1.3条/m)、连通性差、油气流动阻力大等特点的细砂岩凝析气藏。大量研究表明[1-3]，该类储层主要的损害机理之一是液锁。因储层孔喉细小，毛细管力非常大，自吸力极强，一旦工作液进入储层，吸水深度可达数十米，严重影响气井产能。液锁损害可通过采取压裂措施改变储层原有孔隙结构予以消除，并提高储层渗流能力和气井产量。但在油田较多的修井作业中，修井液会在激动压差和渗吸作用下由炮眼进入储层孔隙及微裂缝内部造成液锁损害和渗透率降低，从客观上讲，因修井液漏失对储层造成的损害和产能损失也是不可避免的。本文从预防或减轻修井液液锁损害的角度，通过大量优选实验，研制出了流变参数合理，滤失量低的无固相“XC+JMPS+PRDS”组合修井液体系，在一定程度上减轻或有效阻止了因修井液漏失对目的层造成的液锁损害。
现用DEC修井液的主要成分为：水+0.5%破乳剂+1%粘土稳定剂，粘度与水接近，没有降滤失和携屑性能。在模拟地层温度100 ℃下，取Q7井(3 066 m~3 068 m)岩心进行浸泡吸水实验，观察在不同时间的吸水量，判断岩心的吸水能力。吸水能力可以在一定程度上反映水敏性强弱及可能发生液锁损害的程度，还可以反映侵入储层的深度，结果见表 1。
从表 1可以看出，岩心在修井液中吸水速度很快，在10 min~15 min内即接近最大吸水量，吸水量占岩心体积的2.57%。说明当修井液进入储层后，岩心的含水饱和度会增加，势必降低油相/气相渗透率，并造成一定程度的液锁损害。同时考虑到目的层在开发前期基本不含水，可以预测初始水饱和度很低，远低于束缚水的饱和度；加之储层孔喉细小，存在较大毛细管力，遇水后会发生强烈吸水。因此，当修井液进入储层后，储层自吸力较强，随着时间的延长，吸水深度也较大，从而将对储层产能造成较大影响。因此修井液中必须添加高性能防液锁的表面活性剂，以降低液锁损害的程度。同时，取Q7井同井段岩心，测定经DEC修井液污染前后的渗透率变化和渗透率恢复情况，结果见表 2。从表 2可以看出，经DEC修井液污染后，岩心在未形成泥饼(无固相污染)的情况下，渗透率恢复值为53.6%，属于中等程度损害。
因此，针对现用修井液滤失量大、携屑能力差和损害严重等问题和目的层“先天不足、后天易损害”的特点，需要研制新型低损害多功能修井液，以有效降低滤失，减轻其侵入后可能对气层造成的损害。
研究区气井多为定向井，射孔枪型、弹型以D102 mm和D127 mm居多，射孔完善程度较高[4]，近井地带孔眼的渗流通道较宽，修井液不可避免地会在激动作业压差下大量进入炮眼，从这方面讲，修井液漏失是必然的，加之目的层裂缝较为发育，毛细管自吸力极强，一旦发生漏失，储层损害难以有效控制。
随着国内外油气田的不断开发，采用低固相或无固相低损害修井液已成为修井作业的发展趋势和迫切需要[5-7]。针对目的层低渗易损害的特点，在研制修井液时，应重点考虑尽可能降低修井液中的固相含量，同时使其具有低滤失、易返排、悬浮性好、粘度适宜可携出泥砂杂质等特点，还要考虑修井液对修井设备、油层套管的保护及满足储层抗温性(100 ℃)的要求。共设计了120多组试验，对防液锁剂、增粘剂、降滤失剂等进行了优选，形成了低滤失、低损害、无固相多功能修井液体系。
缓蚀剂腐蚀速率的测定采用动态挂片失重法。在120℃密闭条件下热滚，测定N80钢片(表面积为1.361×103 mm2)在地层水、咪唑啉(GH1)和聚季胺盐、有机膦酸盐(SH2、SH3)缓蚀剂4种介质中的腐蚀速率，实验结果见表 3。从表 3可以看出，地层水腐蚀速率较高，为1.38 g/m2·h，在地层水基修井液中应采取必要的防腐蚀措施；咪唑啉类(GH1)缓蚀剂缓蚀效果最好，选其作为修井液的基本组分之一。
粘土防膨剂的筛选采用离心防膨法。在常温常压下，优选2种小阳离子季胺盐防膨剂(HNWJ、DNWJ)进行评价试验，时间为24 h。实验结果见图 1。从图 1可以看出，季胺盐防膨剂具有较好抑制粘土膨胀的效果，优选DNWJ作为修井液中的粘土防膨剂。
根据拉普拉斯方程，降低油/水界面张力是预防或减轻液锁损害的有效途径之一[8-10]。使用界面张力仪对不同类型的表面活性剂降低油/水界面张力的效果进行了评价。所用水相为模拟地层水，油相为中性煤油，测得模拟地层水的油/水界面张力为1.54 mN/m，实验结果见图 2。从图 2可以看出，在模拟水中加入0.3%表面活性剂后，油/水界面张力均能降低到10-2数量级，从成本、降低界面张力效果及与地层水配伍性等方面综合考虑，选取成本相对较低的阴离子－非离子表面活性剂HTB，并且HTB在100℃高温罐中热滚16 h前后降低油/水界面张力的能力基本不受影响(分别为2.4×10-2 mN/m和2.7×10-2 mN/m)，也没有沉淀生成。图 3为不同浓度的HTB对油/水界面张力的影响，可见在修井液中加入0.2%~0.4%的HTB是适宜的。
对优选出的表面活性剂(HTB)、粘土防膨剂(DNWJ)和缓蚀剂(GH1)三种处理剂进行配伍性评价，结果见表 4。可以看出，它们之间的配伍性良好，且与现场地层水相配伍。因此，选其作为修井液的防液锁剂。
使用布氏粘度计，在室内分别测定了0.5%黄胞胶(XC)、植物胶(HPG)、纤维素(CMC)和酰胺类(PHPA)四种增粘剂溶液在低剪切速率下的粘度变化。由图 4可以看出，XC在超低剪切速率下的粘度高于其他三种聚合物，表现出良好的抗剪切稀释性，在多孔介质中侵入速率和深度最低。XC易溶于水，抗盐能力强，稳定性好，其生物大分子的聚集态结构主要是侧链与主链间通过氢键结合形成双螺旋结构，并以多重螺旋聚合体状态存在，具有优良的增稠性能及抗剪切稀释性能[11]。因此，确定XC作为控制修井液流变性能的主要增粘剂。
通过大量实验，在配制基浆(配方为：模拟地层水+1%GH1+0.3%HTB+2%DNWJ+0.3%XC，下同)中对常用降滤失剂在热滚前后的常规流变性能及API降滤失性能进行测定并进行了综合比较。具体说来，是在基浆中分别加入树脂类(SMP-1、SMP-2、油溶树脂)、高分子聚合物类(JMPS-1、PAC141)、弱凝胶类(PRDS)或其复配组合形式，进一步对修井液配方进行设计与优选评价，共设计实验方案125组。通过各组性能评价结果发现：①JMPS-1和PRDS的增粘降滤组合优于PAC141与SMP-2和SMP-2与油溶性树脂的组合，具有最好的协同增效作用和降滤失效果。②NaCOOH和NaOH对PRDS与JMPS组合体系有协同增效作用，可以提高体系的抗温、降滤性能。通过实验优选出的最佳修井液配方为“基浆+2%JMPS-1+1%PRDS+2%NaCOOH+0.3%NaOH”，即XJPS修井液。
表 5为四组典型配方修井液的性能对比，可以看出，XJPS修井液体系与DEC修井液和基浆相比，API滤失量有很大下降，可控制在8 mL以下，基本无固相，流变性及悬浮携岩效果均有很大提高，且其成本可控制在1000元/m3以内，整体性能优良。
取一定量的Q7井岩屑(3 066m~3068m)烘干称量后与XJPS修井液混合，在120 ℃下热滚16 h后过滤、清洗，烘干称量，测得其质量回收率为95.8%，表明新型无固相修井液与储层岩石之间无明显的相互作用，具有良好的配伍性。
将优选修井液滤液与地层水分别按不同比例(1:1、1:2、2:1)混合，测其浊度，结果混合后液体的浊度变化较小，加热搅拌(90 ℃左右)并放置0.5 h后，也无沉淀物生成，表明优选配方与地层水有较好的配伍性。
测定经DEC修井液及XJPS修井液污染后岩心的渗透率恢复值，实验结果见表 6。从表 6可以看出，DEC修井液污染岩心的渗透率恢复值为55.8%，而经XJPS修井液污染后，基本上未形成泥饼，无固相污染，防止了固相侵入造成的损害。同时岩心的渗透率恢复值可提高到85%以上，表明优选出的XJPS修井液对储层的损害较小，具有较好保护储层的作用。
理想暂堵方案：可根据储层岩心主要喉道直径，通过理想充填软件优化不同粒径分布暂堵颗粒的配比，实现对非均质储层不同孔喉尺寸或不同宽度裂缝的理想充填暂堵[12]。
密度调节方案：使用有机及无机盐复合盐加重剂调节，如使用10%~20%NaCl + 5%~20%KCOOH，可以调节的密度范围为1.0 g/mL~1.5 g/mL。
滤饼清除方案：①无固相，基本无致密泥饼，需较小生产压差即可返排出井；②一旦侵入储层，可采用过硫酸铵等破胶液及隐形酸将天然高分子材料解除，恢复产能[13]。
将优选XJPS修井液应用于Q3井，取得了较好的储层保护效果。Q3井主力储层为侏罗系J2x层，射孔井段为3 382 m~3 434m。2008年5月和2009年1月因检查CO2对生产管柱及井内试验的合金短油管的腐蚀情况，分别采用原DEC修井液和XJPS修井液进行了两次修井作业。修井前后产量对比情况见表 7。可以看出，使用原DEC修井液前后产量下降幅度较大，其中日产气量下降了69%，日产油量下降了95%，同时因原修井液不具有降漏失及助排性能而通过炮眼漏失到地层50 m3，导致含水上升了52%，并且长期含水高于80%；而采用XJPS修井液进行第二次修井作业后，产量降低幅度较小，初期日产气量下降了10%，日产油量下降了15%，修井液漏失较小，含水上升了5%，之后由于高效防液锁剂的作用，产量又有所上升，说明优选出的XJPS修井液不仅能有效降低通过炮眼在地层的漏失，较好地保护储层；而且修井液中的高效防液锁剂可有效降低油/气水界面张力，减小油流阻力，有效解决液锁对地层的损害，从而较大幅度地提高了修井过程中的储层保护效果。
(1) 本试验所考察研究的某油田侏罗统地层J2x层为低孔低渗或特低渗砂岩凝析气藏，极易在修井作业中在激动压差及渗吸作用下通过较大孔径炮眼进入储层，造成较为严重的液锁损害。
(2) “XC+JMPS+PRDS”组合修井液既能实现在无固相情况下，防止固相颗粒侵入对储层造成的损害；又能在不能形成致密泥饼情况下，实现对储层的低滤失和低损害。同时还具有流变参数合理、悬浮携砂效果好及配制成本较低等特点。
(3) 优选修井液体系能明显减轻因修井液漏失储层造成的液锁损害和产能损失，提高储层保护效果和修井效率，在类似气田修井作业中具有广阔的应用前景。
2011, Vol. 40 Issue (4): 370-374
2011, Vol. 40 Issue (4): 370-374