石油与天然气化工  2015, Vol. 44 Issue (5): 73-76
高渗储层双降解修井液体系研究
邢希金 1, 罗刚 2, 谢仁军 1     
1. 中海油研究总院;
2. 荆州市汉科新技术研究所
收稿日期：2015-01-16
基金项目：“海上稠油热采井注汽过程储层保护实验(试验)研究”(2011ZX05024-005)
作者简介：邢希金，工程师，2008年毕业于西南石油大学，硕士研究生学位，现任中海油研究总院钻采研究院油田化学工程师，主要从事海洋石油开发钻完井液及非常规工作液研究工作。E-mail：xingxj2@cnooc.com.cn.
摘要：渤海油田多高渗储层，修井过程中易发生修井液大量漏失，修井液进入地层后若与储层配伍性差，修井液中的聚合物难于降解，常常引起储层伤害，导致修井后产量降低。因此，要求修井液应具备强的封堵能力和易降解特性。考虑修井作业时间对降解速度的要求，从热降解和生物酶降解角度出发，研制出了双降解修井液体系。评价结果表明，该体系封堵能力强，热降解性和生物降解性好，具有较好的储层保护效果。
关键词：高渗    热降解    生物酶    修井液    封堵    
Study on dual-degrade workover fluid system of high permeability reservoir
Xing Xijin1 , Luo Gang2 , Xie Renjun1     
1. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China;
2. Jinzhou HANC New Technology Institute, Jinzhou 434000, China
Abstract: Most of Bohai oilfield reservoirs are high permeability, and leakage often occurs in the process of workover. If the compatibility of workover fluid flowing into layer with reservoir is poor, and polymer in workover fluid is hard to degrade, which will cause reservoir damage and reduce the output after workover. Therefore workover fluid is required with high seal capability and easy degradability. Considering the requirement of degradation rate from workover time, and starting with thermal-degrade and bio-enzyme degrade, dual-degrade workover fluid system was developed in this paper. The indoor evaluate results indicate that this workover fluid system has strong seal capability, good thermal-degradation and bio-enzyme degradation, and the reservoir protection effect is also better.
Key Words: high permeability    thermal degradation    bio-enzyme    workover fluid    seal    

针对渤海油田高孔高渗、强水敏等特点，在修井过程中，高渗储层不仅要注意防止漏失发生，而且要求进入井筒周边的聚合物易降解返排。这就要求所用的修井液体系首先应具有一定的封堵能力，以减少在修井作业过程中因修井液滤液的侵入而伤害储层；其次，体系要具有很强的抑制性，以避免滤液入侵引起储层的水化膨胀而伤害储层；第三，修井液需具有一定的热降解和生物降解的能力，减少聚合物类弱凝胶对储层的伤害；第四，体系需与地层流体具备很好的配伍性，与地层流体或岩石不发生反应生成沉淀。酸化、氧化等方式是降解井筒附近聚合物的常用手段[1]，但酸化液或氧化剂很难接触到储层孔隙深处聚合物，而利用储层自身热量进行热降解或在聚合物中加入生物酶[2]，可以控制聚合物降解速度，基本满足不同修井作业时间的要求。本研究从热降解和生物降解两个角度出发，借鉴文献[3-4]研究思路，优选了易降解聚合物并构建了双降解修井液体系。室内评价结果表明体系储层保护效果良好。

1 热降解聚合物筛选

修井液中可降解的物质通常为生物聚合物类或聚合物类增黏剂，该剂的主要作用是提供一定黏度，维持修井液体系的悬浮能力，减少修井液漏失。研究选择常用的6种增黏剂，均配制成1%(w)水溶液，分别置于不同温度下静置72 h，考察各种增黏剂的热降解情况。图 1为常见几种高分子增黏剂表观黏度随温度变化规律。由图 1可知，随温度升高，体系的表观黏度下降率均变大，说明所选聚合物均具备一定的热降解能力。当温度升高至140 ℃后，体系的表观黏度降至与清水相当，说明所选的聚合物能够彻底降解。

图 1     增黏剂在不同温度下静置热降解结果 Figure 1     Thermal degradation results of viscosifier at different temperature

图 2为在80 ℃条件下，聚合物类增黏剂表观黏度与降解时间的关系。由图 2可看出，所选的6种高分子聚合物在80 ℃下，随着热降解时间的延长，均有一定程度的降解；降解时间越长，降解程度越高。综合比较，胍胶和HZN-8这两种材料30天后降解相对彻底，但胍胶经过3天后，降解率过高，说明形成的胶体稳定时间偏短，不利于现场作业使用；而胍胶、纤维素及淀粉复配合成的HZN-8在15天内仍然能保持相对较高的黏度，说明高分子聚合物稳定时间较长，且30天后热降解相对彻底。由此热降解变化趋势可见，HZN-8更适合作为修井液的增黏剂。

图 2     增黏剂在不同放置时间的降解率 Figure 2     Thermal degradation rate of viscosifier at different standing time

2 生物酶筛选

根据聚合物HZN-8组成，室内选取可降解聚合物中纤维素类及淀粉类成分的8种生物酶种，用直接加入法进行对比评价，以筛选出适合降解聚合物HZN-8的生物酶种，实验温度模拟渤海储层温度80 ℃。其中，SWM系列生物酶为单一酶种，而HSW为多种生物酶的复合体。基本配方：海水+1%(w)增黏剂HZN-8+1%(w)生物酶。

从表 1可知，8种生物酶中效果最好的为生物酶HSW，直接加入法在16 h后的降解率可达83.8%。同时，生物酶HSW属固体产品，而其余7种生物酶均属液体产品。相比较而言，固体产品的保质期比液体产品要长，便于运输。所以，选择生物酶HSW作为该修井液生物降解的处理剂以作进一步研究。

表 1    8种生物酶降解效果对比 Table 1    Degradation rate of 8 kinds bio-enzyme

图 3考察了生物酶HSW在不同加量下的降解率，从而确定出HSW的最佳加量。由图 3可知，随着HSW加量增加，降解率逐渐变大，当加量增大到1.5 g/100 mL时，降解率达87%；而继续增大HSW加量，降解率基本不变。因此，推荐HSW加量为1.5 g/100 mL。

图 3     HSW加量对降解率的影响 Figure 3     Effect of HSW dosage on degradation rate

3 双降解修井液配方与性能评价

经过大量的室内实验筛选和评价，考虑修井液的滤失控制、黏土稳定性及封堵效果，最终优化出了适合目标油田的双降解修井液体系配方：海水+0.2%(w)Na2CO3+2.0%(w)增黏剂HZN-8+1.5%(w)降滤失剂FLOCAT+1.5%(w)防膨剂HTW+1.5%(w)减阻剂HUL+3%封堵剂，用KCl加重，生物降解实验添加生物酶HSW，加量1.5 g/100 mL。

不同密度下的该配方基本性能见表 2。

表 2    不同密度修井液的性能 Table 2    Workover fluid performance with different density

由表 2可以看出，体系的流变性能良好，尤其是体系的切力相对较高，均在20 Pa以上，对修井过程中混入的固相具有很好的悬浮能力，能有效防止修井过程中固相物质的下沉。同时体系的高温高压滤失量液比较低，均小于15 mL，说明进入地层的滤液相对较少，可以有效减少滤液侵入对储层的伤害。

3.1 封堵能力评价

封堵能力是考察修井液进入储层多少的重要指标。表 3表明，对于0.017 8~0.025 cm粒径的高渗砂床，单纯的海水在瞬间基本全部漏失，而该修井液高温砂床30 min的滤失量很小，且在逐渐加大压力的情况下，滤失量均非常小。当压力达到7 MPa时，滤失量并没有猛烈增加, 说明该修井液具有很好的封堵能力, 且承压能力高达7 MPa。

表 3    修井液封堵及承压能力 Table 3    Seal and pressure bearing capacity of workover fluid

图 4给出了两种高渗砂床条件下修井液随时间的侵入深度。由表 3和图 4可知，随着实验时间的延长和压差的增加，修井液在填砂管中的侵入深度相应增加，0.025~0.042 cm粒径的砂床24 h侵入深度小于4.5 cm，0.017 8~0.025 cm粒径的砂床24 h侵入深度小于3.0 cm。总的来说，体系具有很好的封堵能力。

图 4     不同时间修井液侵入砂床的深度 Figure 4     Depth of workover fluid invading sand bed at different time

3.2 热降解能力评价

修井压井过程中难免会有修井液中的聚合物进入储层。热降解能力用于考察进入储层聚合物在储层温度下的自然降黏和返排能力。图 5给出了80 ℃、100 ℃、120 ℃ 3种温度下修井液表观黏度随时间变化的下降情况。由图 5可看出，相同的降解时间下，随着温度的升高，体系的降解率增大。综合而言，体系在80~120 ℃条件下，经过一段时间的降解，降解率可以达到80%以上。说明研究的修井液体系在储层温度下具有很好的热降解能力。修井作业残留在地层中的高分子经过热降解成小分子，很容易返排出地层，从而恢复油井产能。

图 5     修井液随温度和时间的降解率 Figure 5     Change of degradation rate with temperature and time

3.3 生物降解能力评价

引入生物酶降解井筒周边聚合物是快速降低作业过程中聚合物伤害的有效手段，同时也是修井液漏失后快速恢复产能的备用手段[5-6]。图 6给出了双降解修井液体系随降解时间的延长其降解率的变化趋势。从图 6可知，随着降解时间的加长，降解率逐渐增大，说明降解程度增大；经过20 h后，降解率基本不变，说明在20 h内生物酶已完全发挥作用，达到最佳效果。

图 6     降解时间对降解率的影响 Figure 6     Effect of degradation time on degradation rate of bio-enzyme

3.4 储层保护能力

按SY/T 6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，室内研究评价了该修井液体系的储层保护能力。在80 ℃条件下放置7天，进行热降解处理。生物降解是将生物酶驱替后关闭放置16 h。

从表 4可看出，该修井液经过热降解和生物降解后，不论是室内小样还是中试样品，对岩心污染后其渗透率恢复值均大于90%，说明该体系具有很好的储层保护效果。

表 4    热降解和生物酶降解后的储层保护效果 Table 4    Formation damage rate after thermal and bio-enzyme degradation

4 结论与认识

(1) 本实验针对高渗储层修井过程中的聚合物侵入性伤害，从热降解和生物酶降解角度筛选了聚合物和相应的生物处理酶。筛选出的易降解聚合物HZN-8，经过30天热降解后降解相对彻底；针对HZN-8组成优选出的生物酶HSW，直接加入法测量16 h后的降解率可达83.8%。

(2) 室内研制出了双降解修井液体系配方，该修井液体系具有很好的封堵能力，且承压能力达到7 MPa，在80~120 ℃下降解率可以达到80%以上，20 h内生物酶可完全发挥作用，达到最佳效果，岩心污染后其渗透率恢复值均大于90%，储层保护性好。

参考文献
[1]
王满学, 黄平良, 何静, 等. 聚合物降解体系HRS/EYD-1对羟丙基胍胶水基压裂液破胶液中残渣的降解作用[J]. 石油与天然气化工, 2010, 39(3): 234-237.
[2]
唐浩, 陈英, 范育才. 川渝油气田压裂用生物酶破胶技术的研究与应用[J]. 石油与天然气化工, 2013, 42(4): 398-400.
[3]
杨倩云, 郭保雨, 沈丽, 等. 生物酶可解堵钻井液的室内研究[J]. 钻井液与完井, 2009, 26(6): 1-4.
[4]
柏红梅. 海洋钻井液有机物添加剂生物降解性实验研究[J]. 石油钻探技术, 2003, 31(5): 77-79.
[5]
于雷, 张敬辉, 李公让, 等. 生物酶完井液的研究及在低渗油气田的应用[J]. 石油钻探技术, 2012, 40(3): 33-37.
[6]
李宜强, 沈传海, 景贵成, 等. 微生物降解HPAM的机理及其应用[J]. 石油勘探与开发, 2006, 33(6): 738-742.
X