王 宇，霍寶玉，王先洲，蔡志偉

（1.河北聯(lián)合大學(xué) 礦業(yè)工程學(xué)院，河北 唐山 063009； 2.四川仁智油田技術(shù)服務(wù)股份有限公司，四川 綿陽(yáng) 621000；3.中國(guó)石油渤海鉆探工程公司 第五鉆井工程分公司，河北 河間 062450； 4.新疆油田公司 第一采油廠，新疆 克拉瑪依 834000）

無(wú)黏土相完井液技術(shù)及其在元壩天然氣藏的應(yīng)用

王 宇1，霍寶玉2，王先洲3，蔡志偉4

（1.河北聯(lián)合大學(xué) 礦業(yè)工程學(xué)院，河北 唐山 063009； 2.四川仁智油田技術(shù)服務(wù)股份有限公司，四川 綿陽(yáng) 621000；3.中國(guó)石油渤海鉆探工程公司 第五鉆井工程分公司，河北 河間 062450； 4.新疆油田公司 第一采油廠，新疆 克拉瑪依 834000）

元壩天然氣藏具有埋藏深、高溫高壓、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、低孔超低滲、多壓力系統(tǒng)等復(fù)雜的地層特性.針對(duì)該地區(qū)儲(chǔ)層特點(diǎn)，考慮儲(chǔ)層保護(hù)，以無(wú)機(jī)鹽和甲酸鹽作為基液，通過(guò)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行處理劑的配比優(yōu)選和配伍性評(píng)價(jià)，研究無(wú)黏土相完井液技術(shù).結(jié)果表明：該系列完井液密度調(diào)節(jié)范圍為1.20～2.00 g/cm3，抗溫為150℃，懸浮能力強(qiáng)，與儲(chǔ)層配伍性好，對(duì)巖心損害率小于9%，有利于儲(chǔ)層保護(hù).該技術(shù)成功應(yīng)用于元壩10-側(cè)-1井，并獲高產(chǎn)氣流，天然氣產(chǎn)量為50.970 1×104m3/d.

元壩天然氣藏；無(wú)黏土相；完井液；基液；處理劑；配伍性

0 引言

元壩天然氣藏地處川東北地區(qū)，屬南方海相油氣儲(chǔ)藏，其儲(chǔ)層深度一般為5 000～7 400 m，具有高溫高壓、多鹽巖層、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、低孔特低滲、多壓力系統(tǒng)等復(fù)雜的地層特性.目前我國(guó)使用廣泛的常規(guī)淡水泥漿完井液對(duì)低滲透儲(chǔ)層造成傷害，包括濾液和固相侵入、黏土水化膨脹和地層滲透率降低，并且完井作業(yè)后常遺留一些酸不溶解的濾餅沉淀物，難以清除并影響后續(xù)生產(chǎn)[1-5].對(duì)低孔滲儲(chǔ)層國(guó)外常使用鹽水作為完井液控制地層壓力.常用無(wú)機(jī)鹽溶液主要由NaCl、KCl、CaC12、CaBr2、ZnBr2中的一種或幾種復(fù)配而成，以平衡地層壓力.一方面，由于這種完井液體系不含固相，在井壁上不能形成內(nèi)泥餅和外泥餅，沒(méi)有控制濾失的造壁能力[6-7]；另一方面，該完井液體系鹽度較高，普通的高分子聚合物處理劑抗溫抗鹽性較差，甚至在高密度鹽水體系中有不溶解現(xiàn)象[8-11].

為了更好地開(kāi)發(fā)元壩地區(qū)深部油氣藏，最大限度地減少儲(chǔ)層的傷害，筆者開(kāi)展完井液基液和處理劑的優(yōu)選及其配伍性評(píng)價(jià)，研究密度調(diào)節(jié)范圍寬、體系性能穩(wěn)定、懸浮能力強(qiáng)、與儲(chǔ)層配伍性好的新型無(wú)黏土相完井液技術(shù).

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 完井液基液

含鈣無(wú)機(jī)鹽類中Ca2＋可以提供抑制性化學(xué)環(huán)境，具有防塌，抗污染，穩(wěn)定性能良好，易形成薄而韌的泥餅，且在高密度高溫條件下能夠維持較低的黏度和切應(yīng)力等特點(diǎn).甲酸鹽類是一類環(huán)保型處理劑，不需要添加固體加重材料就可以使完井液獲得較高密度，在高溫、高密度、高壓條件下黏度和活度較低，具有良好的流變性、抑制性、環(huán)保性和可降解等特性[12-14].無(wú)黏土相完井液體系以無(wú)機(jī)鹽和甲酸鹽為基液，根據(jù)可溶性鹽對(duì)完井液基液密度的影響，結(jié)合鹽溶液的物理化學(xué)性質(zhì)及成本因素進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，篩選密度調(diào)節(jié)范圍為1.20～2.00 g/cm3的無(wú)黏土相完井液基液，5種基液組分見(jiàn)表1.

1.2 增黏劑優(yōu)選

無(wú)黏土相完井液體系中不含黏土固相，且鹽度較高，普通的高分子聚合物并不適用，需要提高完井液體系黏度.高黏性鹽水不僅能夠避免由漏失造成井筒液柱壓力下降而導(dǎo)致的井噴，而且具有較高的黏性和較低的滲透速率，可以降低地層氣體和完井液的置換速度[15-16].實(shí)驗(yàn)選擇的4種增黏劑分別為生物黃原膠XC、高效黃原膠增黏劑RZ-1、高黏聚陰離子纖維素PAC-HV和改性羥乙基纖維素膠增黏劑HE150.增黏劑的優(yōu)選是在相同基漿中加入不同種類的增黏劑，進(jìn)行老化前后性能評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2.

表1 無(wú)黏土相完井液基液組分

表2 增黏劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表2可見(jiàn)，在低密度環(huán)境下，4種增黏劑在無(wú)黏土相完井液基漿體系中表現(xiàn)不同的流變性能和降失水性能.XC在基漿1鹽溶液里溶解性差，起不到快速增加基液黏度的作用；RZ-1可以滿足低密度條件下提高完井液黏度的要求，且性能指標(biāo)優(yōu)于PAC-HV.在高密度環(huán)境下，基漿2含鹽量大幅度提高，增黏劑RZ-1不再適用；改性羥乙基纖維素膠增黏劑HE150可以增強(qiáng)高礦化度下完井液的懸浮能力.

1.3 降濾失劑優(yōu)選

根據(jù)不同降濾失劑的作用機(jī)理，選擇3種降濾失劑，利用高溫高壓濾失儀進(jìn)行無(wú)黏土相完井液體系降濾失劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn).3種降濾失劑分別為抗溫淀粉DFD150、低黏聚陰離子纖維素RZ-2和兩性離子聚合物降濾失劑JT888，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3.

表3 降濾失劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表3可見(jiàn)，3種降濾失劑與基漿3配伍性較好，其中DFD150降失水效果最好，但是起泡嚴(yán)重，密度下降幅度較大.RZ-2和JT888降失水能力相當(dāng)，可以滿足1.60 g/cm3以下無(wú)黏土相完井液降濾失要求.

2種降濾失劑與基漿4配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，體系加入JT888后，有未溶解的處理劑附著于罐壁上，隨著基液含鹽量的增加（密度1.80 g/cm3的基液含鹽量達(dá)到270%），溶液中自由水含量減少，JT888析出.RZ-2與高密度體系配伍性好，熱滾后黏度切應(yīng)力適中，失水量小于9 m L，可使高密度完井液失水量控制在合理范圍.

1.4 緩蝕劑優(yōu)選

無(wú)黏土相完井液體系以無(wú)機(jī)鹽和甲酸鹽為基液，作為電解質(zhì)溶液對(duì)油管套管和施工設(shè)備有很強(qiáng)的腐蝕作用，嚴(yán)重時(shí)甚至發(fā)生穿孔、斷裂等事故.因此，為減小完井液對(duì)油管、套管的腐蝕程度，在完井液中需要加入緩蝕劑，在鋼體表面形成一層保護(hù)膜，以防止電化學(xué)腐蝕[17-18].實(shí)驗(yàn)選擇HS-1、SHD和EL-21等3種高溫酸性復(fù)配緩蝕劑.按照GB/T 18175-2000進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，測(cè)定時(shí)間為72 h，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4.由表4可見(jiàn)，緩蝕劑EL-21對(duì)各鹽水體系緩蝕效果最佳，緩蝕率達(dá)到80%以上.

表4 緩蝕劑篩選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

1.5 防水鎖劑優(yōu)選

當(dāng)完井液濾液進(jìn)入儲(chǔ)層后，產(chǎn)生較大的毛細(xì)管力而引起水鎖效應(yīng).在完井液體系中加入適量的防水鎖表面活性劑，降低進(jìn)入產(chǎn)層流體的表面張力，即使有濾液侵入儲(chǔ)層也易于返排，疏通油氣通道，最大限度地恢復(fù)、解放油氣井投產(chǎn)后儲(chǔ)層的滲透性.實(shí)驗(yàn)選用4種表面活性劑：陽(yáng)離子表面活性劑MS-1、非離子表面活性劑FSH、兩性離子表面活性劑SATR和非離子表面活性劑OP-10，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5.

由表5可見(jiàn)，防水鎖劑SATR降低表面張力的效果是最好的，其平均表面張力為25.5 m N/m，添加量質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在0.8%～1.0%之間較合適.

表5 表面張力測(cè)定結(jié)果

1.6 完井液配方

確定不同密度完井液基液組成，優(yōu)選效果較佳的增黏劑、降失水劑、緩蝕劑和防水鎖劑.通過(guò)各種處理劑與完井液基液的合理配比，優(yōu)化設(shè)計(jì)密度范圍為1.20～2.00 g/cm3無(wú)黏土相完井液配方，見(jiàn)表6.

表6 不同密度無(wú)黏土相完井液配方

2 完井液體系評(píng)價(jià)

2.1 抗溫穩(wěn)定性

為了適應(yīng)不同性質(zhì)儲(chǔ)層的需要，將優(yōu)化后的完井液配方在溫度120℃老化16 h（未滾動(dòng)），測(cè)定流變性及失水造壁性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表7.

表7 不同完井液體系抗溫穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表7可見(jiàn)，該組完井液體系具有較好的流變性和較低的失水量，其中甲酸鹽完井液體系抗溫性能最好.針對(duì)密度為1.25 g/cm3HCOONa完井液體系，抗溫150℃，連續(xù)加熱32 h（未滾動(dòng)），實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表8.

由表8可見(jiàn)，2組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)中表觀黏度、塑性黏度和剪切力變化較小，中壓失水量小于5.0 m L，高溫高壓失水量最大為26.5 m L，表明甲酸鹽完井液體系抗溫穩(wěn)定性良好，且流動(dòng)性能良好，有利于井下作業(yè).

表8 HCOONa完井液體系抗溫穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.2 抑制性評(píng)價(jià)

選取川西新場(chǎng)6井須五段巖屑，經(jīng)過(guò)6目和10目的雙層分樣篩篩選巖屑顆粒，各稱取50.00 g巖屑顆粒，分別裝入盛有350 m L蒸餾水、不同密度完井液的高溫老化罐中，120℃溫度條件下老化16 h后，冷卻至室溫過(guò)40目的分樣篩，干燥冷卻后稱其巖屑顆粒質(zhì)量，計(jì)算滾動(dòng)回收率（見(jiàn)圖1）.

圖1 泥頁(yè)巖滾動(dòng)回收率

由圖1可以看出，蒸餾水滾動(dòng)回收率只有48.04%；該組完井液體系的滾動(dòng)回收率在95%以上，具有強(qiáng)抑制泥頁(yè)巖水化的能力.采用掛片法進(jìn)行腐蝕性實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，選擇密封包裝的標(biāo)準(zhǔn)掛片，將掛片置于無(wú)水乙醇擦洗、浸泡片刻，置于濾紙上冷風(fēng)吹干，用濾紙包好置于干燥器中，24 h后稱重待用；將清潔掛片置于高溫高壓腐蝕釜中，調(diào)節(jié)腐蝕溫度為120℃，滾動(dòng)腐蝕16 h；將腐蝕后的掛片取出，其處理方法同腐蝕前掛片處理方法相同.實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表9.

2.3 腐蝕性能

表9 不同密度完井液腐蝕性能實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表9可以看出，不同密度完井液在溫度120℃滾動(dòng)16 h條件下標(biāo)準(zhǔn)掛片的腐蝕速率均低于0.1 mm/a，說(shuō)明該完井液體系可以減輕對(duì)井下工具及套管的腐蝕，防腐能力滿足完井液入井要求.

2.4 儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)

為了檢測(cè)完井液體系對(duì)儲(chǔ)層巖心的損害程度，按照SY/Y 6540-2002開(kāi)展無(wú)黏土相完井液損害油氣層靜態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn).采用巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置模擬井下情況，根據(jù)元壩天然氣藏儲(chǔ)層特點(diǎn)選取模擬物性的人造巖心A1～A5，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表10.

表10 完井液儲(chǔ)層損害率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表10可見(jiàn)，不同密度無(wú)黏土相完井液體系巖心滲透率損害率均小于9%，其中以甲酸鹽完井液體系損害率最低，表明所研制的無(wú)黏土相完井液可以減輕地層傷害，有效保護(hù)產(chǎn)層.

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

為滿足元壩10-側(cè)1井水平段儲(chǔ)層保護(hù)需要，結(jié)合地層壓力、井底溫度，選擇密度為1.26 g/cm3，抗溫為150℃的甲酸鈉完井液，配制12 m3，漏斗黏度為190 s，流動(dòng)性良好，易泵入，注入排量為15 L/s至6 500～7 050 m井段，起出井內(nèi)全部替液管柱.現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)配方：HCOONa溶液＋2.0%RZ-2＋0.5%RZ-1＋1.0%EL-21＋0.8%SATR（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）.

2011年4月30日至7月29日，對(duì)元壩10-側(cè)1井長(zhǎng)興組（7 011～7 180 m）進(jìn)行射孔和系統(tǒng)測(cè)試.測(cè)試后采用油嘴10 mm×孔板（34 mm＋34 mm）工作制度，用臨界速度流量進(jìn)行放噴試采，獲得天然氣產(chǎn)量50.970 1×104m3/d；試井解釋總表皮因數(shù)為-5.9，說(shuō)明儲(chǔ)層不存在污染.

4 結(jié)論

（1）以無(wú)機(jī)鹽溶液和甲酸鹽溶液為基液，通過(guò)處理劑的合理配比添加，研制一套密度調(diào)節(jié)范圍為1.20～2.00 g/cm3無(wú)黏土相完井液體系.該系列完井液體系性能穩(wěn)定，懸浮能力強(qiáng)，與儲(chǔ)層配伍性好，對(duì)巖心損害率小于9%.

（2）該技術(shù)成功應(yīng)用于元壩10-側(cè)1井，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)配方（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）為：HCOONa溶液＋2.0%RZ-2＋0.5%RZ-1＋1.0%EL-21＋0.8%SATR.該井完井后獲天然氣產(chǎn)量為50.970 1×104m3/d，總表皮因數(shù)為-5.9，說(shuō)明該完井液體系具有良好的抗高溫穩(wěn)定性能，能夠有效地保護(hù)儲(chǔ)層，不存在儲(chǔ)層污染損害.

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Clay free completion fluid technology and its application in Yuanba gas reservoirs/2012，36（4）：59-63

WANG Yu1，HUO Bao-yu2，WANG Xian-zhou3，CAI Zhi-wei4
（1.College of Mining Engineering，Hebei United University，Tangshan，Hebei 063009，China；2.Renzhi Oilfield Technology Services Co.Ltd，Mianyang，Sichuan 621000，China；3.Drilling Engineering Company No.5，BHDC，Hejian，Hebei 062450，China；4.Oil Recovery Plant No.1，Xinjiang Oilfield，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Yuanba gas reservoir in northeast Sichuan has many complex geologic characters，such as deep buried depth，high temperature and high pressure，non-isotropic strongly，low permeability and low porosity，complex pressure systems，etc.In view of the geologic characters in the area，based on the reservoir protection，through a rational collocation of treating agents，a series of clay free completion fluid systems have been developed，for which inorganic salt solution and formic acid salt solution are used as base fluids.The systems have many advantages as follows：the controllable density is from 1.20 to 2.00 g/cm3；resistant temperature is 150℃；the cutting suspension and the comparability with reservoir are both better；the damage rate of rock core is less than 9%which is good for formation damage control.This technology has been successfully applied to Yuanba10-side-1 Well which has obtained high natural gas output by 50.970 1×104m3/d.

Yuanba gas reservoir；clay free phase；completion fluid；base fluid；treating agents；comparability

TE254；TE257

A

2095-4107（2012）04-0059-05

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2012.04.011

2012-05-02；編輯：任志平

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（40972079，41172015）

王 宇（1984-），女，碩士，講師，主要從事油氣井工作液和提高采收率方面的研究.