油氣田進(jìn)入開發(fā)中后期,修井成為一項重要且頻繁的工作。采用普通修井液通常會產(chǎn)生嚴(yán)重的固相污染和儲層滲透率傷害。由于修井后一般不進(jìn)行解堵或補(bǔ)射孔作業(yè),因此,這種儲層滲透率傷害較難消除,有時甚至是永久性的。隨著油氣層保護(hù)知識的普及,人們更多地采用了無、低固相鹽水基修井液,從而有效地減少了諸如固相污染等儲層傷害，然而,近幾年的調(diào)查顯示,由于無、低固相鹽水基修井液無造壁功能,導(dǎo)致施工時修井液漏失量大,儲層液相傷害大、修井效益不高。對于高滲透性底水油藏,特別是儲層水平滲透率與垂直滲透率之比不大,反復(fù)壓井會加大修井液的漏失,大量漏失又會誘發(fā)底水快速錐進(jìn),導(dǎo)致出現(xiàn)自噴井日產(chǎn)油量降低幅度大或停噴、修井后原油含水增加幅度大,甚至暴性水淹油層等現(xiàn)象,降低了油氣采收率和開發(fā)效益。為此,研制了TB-O型修井液,并成功地應(yīng)用于修井現(xiàn)場,顯示出了較好的應(yīng)用前景。

一、TB-O型修井液的研制思路

針對修井漏失問題,修井液體系研制的核心是堵漏與解堵,即利用油溶性堵漏劑的暫堵作用在儲層表面形成一層低滲透性的屏蔽環(huán)帶,有效阻止修井液漏失。油井投產(chǎn)后,暫堵劑被解除,儲層滲透性恢復(fù),達(dá)到保護(hù)油氣層的目的。

二、試驗儀器與方法

1.試驗儀器 主要為采油化學(xué)試劑評價裝置。

2.試驗方法 堵漏與解堵試驗采用了巖心流動試驗方法,以巖心流動試驗方式模擬地層漏失與解堵情況。

3.試驗程序 參照SY/T5358-91標(biāo)準(zhǔn),試驗溫度85℃,試驗步驟如下:

(1)測量巖心的空氣滲透率;

(2)將巖心用2%KCl溶液飽和;

(3)將飽和后的巖心放入巖心夾持器,測其煤油滲透率k₁;

(4)反向注入選定的修井液體系,在4~6MPa的壓差下測定不同時間下的漏失量V;

(5)模擬返排情況,正通煤油,排通后,將巖心浸入煤油中,105℃養(yǎng)護(hù)一定時間,再正通煤油,測其煤油滲透率k₂;

(6)評價巖心的滲透率恢復(fù)值:(k₂/k₁)×100%。

三、TB-O型低傷害修井液組成

1.暫堵劑的篩選 選用了YR-O1油溶性暫堵劑、在煤油中的溶解度可達(dá)98%以上。該產(chǎn)品的粒徑為2~50μm,粒度分布合理。

2.分散劑的選擇 為了使油溶性暫堵劑很好地分散于水中,需添加表面活性劑將其親油表面轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水表面。對分散劑的要求是:(1)有效加量小;(2)與各種鹽水和地層水配伍性好;(3)在地層溫度下不產(chǎn)生沉淀,且濁點高于地層溫度;(4)在有效添加量下,對原油不發(fā)生乳化作用。為此,選用了HR水溶性的非離子表面活性劑為分散劑、推薦加量為300mg/L。

3.增稠劑的選擇 為了保證油溶性暫堵劑在一定時間內(nèi)在修井液中不沉降,并可有效地被泵入到井下,需要在修井液加入增粘材料以提高基液的粘度,并考慮到抗高濃度鈣鹽、抗溫及配制的難易程度等,選用了XT-20羥乙基纖維素作為增粘劑。表1為不同濃度的XT-20抗鈣鹽試驗和其在10%CaCl₂溶液中攜帶3%YR-O1油溶性暫堵劑在24h。室溫試驗條件下的懸浮試驗結(jié)果。

XT-20具有優(yōu)良的抗鹽性,在高濃度的鹽溶液中仍具有良好的增粘能力。此外,XT-20不用借助任何溶劑,即可在水中迅速分散增粘,溶液中不存在魚眼和團(tuán)塊現(xiàn)象。

4.修井液體系的基本配方 確定的修井液體系配方為:10%CaCl₂+0.7%XT-20+300mg/LHR+3

%YR-O1+500mg/LXC-01,塑性粘度為22mPa·s,動切力為14.8Pa。四､修井液的堵漏與解堵性能評價

1.修井液的堵漏試驗 試驗結(jié)果見表2,表中1^#、2^#天然巖心數(shù)據(jù)為國內(nèi)其它單位試驗數(shù)據(jù),其中漏失量為1.0MPa壓差下30min的漏失量;V₁為85℃。4~6MPa壓差下,30min漏失量;V₂為105℃下修井液養(yǎng)護(hù)24h后,再在85℃、4~6MPa壓差下,30min的漏失量。

　　試驗結(jié)果表明,該修井液體系進(jìn)入巖心后,能夠迅速形成低滲透屏蔽帶,見圖1。在短時間內(nèi),漏失量急速遞減。而且隨著溫度的升高,雖然HEC可隨之降解,導(dǎo)致基液粘度降低,但漏失量并沒有相應(yīng)增加。對于所用的試驗巖樣,一般在10min就可以形成較致密的暫堵層。通過以上試驗結(jié)果還可發(fā)現(xiàn),該修井液體系對地層滲透性適應(yīng)范圍廣,對中高滲地層的封堵效果都較理想。

 2.滲透率恢復(fù)試驗 試驗結(jié)果見表3、圖2。表3中218^#、220^#人造巖心的試驗溫度為室溫,其余巖心的試驗溫度都為85℃。

 從表3可見,盡管屏蔽帶較好地堵塞了巖心的孔隙,有效地控制了漏失量,但在反向驅(qū)替試驗時,屏蔽帶卻很容易在短時間內(nèi)解除,幾乎所有試驗樣品的滲透率在試驗條件下均可得到十分有效的恢復(fù)。圖2說明解堵效果好,在長時間正向通入CaCl₂鹽水后,巖樣滲透率均不能有效恢復(fù),恢復(fù)值僅為13林永學(xué)等:TB-O型低傷害修井液的研制與應(yīng)用51.5%~82.83%。

五、應(yīng)用實例與效果

塔里木盆地北部西達(dá)力亞油田三疊系儲層為一套河湖三角洲相細(xì)砂巖為主的厚層塊狀砂巖體,油層內(nèi)部夾層不發(fā)育,為低幅度背斜控制的邊底水油氣藏。其中II油組為主力油層,是一個帶氣頂和底水的綜合驅(qū)動油氣藏、儲層平均滲透率高達(dá)450×10^-3μm²,下油組孔徑為62.5~125μm,主流孔喉半徑為25~37.5μm;生產(chǎn)油氣比一般為500m³/m³以上。此前,修井期間修井液漏失現(xiàn)象十分普遍,一般在300~500m^3,多的超過1000m³。修井后油井普遍出現(xiàn)以下2種現(xiàn)象。

1.自噴井日產(chǎn)油量下降幅度超過40%或停噴;

2.原油含水增加幅度高達(dá)50%以上,甚至暴性水淹油層(綜合含水量大于90%)。

分析原因后認(rèn)為,雖然存在其它方面的影響因素,但修井過程中修井液的大量漏失對油氣層的污染卻是1個非常明顯的重要原因。為此,于1998年7月決定在該油田采用TB-O型低傷害修井液體系進(jìn)行修井作業(yè)。

DK6井于1998年7月進(jìn)行轉(zhuǎn)抽修井時,儲層壓力系數(shù)小于0.9。油氣比約為2000m³/m³,采用常規(guī)修井液,修井液大量漏失,而采用TB-O型低傷害修井液體系進(jìn)行修井期間,在6~7MPa修井壓差下,修井期間液面始終在井口穩(wěn)定不降,說明已形成了有效的暫堵屏蔽帶。投產(chǎn)后,產(chǎn)液量達(dá)到設(shè)計要求,含水正常(修井前自噴期含水為45%~55%,修井后為45%~60%),產(chǎn)油量20~30t/d(修井前油井停噴后,多次多方法誘噴無效),直到1999年8月仍在正常生產(chǎn),累計增油約4500t。而當(dāng)時修井目的、井況及修井方案與DK6井相同的DK11井用常規(guī)修井

液壓井,修井后,含水由45%急速上升到90%,生產(chǎn)1個多月后,由于達(dá)不到配產(chǎn)要求,不得不轉(zhuǎn)層生產(chǎn)、轉(zhuǎn)層修井方案為同時射開不同壓力系統(tǒng)的2個油氣層,然后下帶封隔器的完井管柱,進(jìn)行油、套管分采。考慮到2個油氣層壓力系數(shù)相差較大,為避免上吐下瀉,嚴(yán)重污染產(chǎn)層,故采用TB-O型低傷害修井液作射孔液,分2次成功地射開不同壓力系統(tǒng)的2個油氣層,施工順利。投產(chǎn)后,日產(chǎn)油100余m³,應(yīng)用效果相當(dāng)明顯。

與DK6井修井同期進(jìn)行的S32井封井過程中,由于井漏嚴(yán)重,導(dǎo)致壓井耗時3d,第1次打水泥塞封井失敗,漏失修井液600余m3。

到目前為止,除1998年7月~1999年12月在DK6、DK11、DK16、AN1等井進(jìn)行了5井次試驗外,2000年又在DK6、S45、DK14、YK1等井開展了6井次的應(yīng)用,所有試驗井在修井作業(yè)期間,井口液面均穩(wěn)定不降,表明堵漏成功。投產(chǎn)后,產(chǎn)液達(dá)到設(shè)計要求,說明解堵順利,產(chǎn)液量及含水基本正常,與常規(guī)方法修井相比,修井效益十分顯著。目前已開始大范圍推廣應(yīng)用。

六、結(jié)論及建議

1.TB-O型低傷害修井液體系具有油溶暫堵功能,堵漏效果好,返排解堵徹底,滲透率傷害微小,適用溫度范圍廣。該修井液的實驗室滲透率恢復(fù)率達(dá)到99.2%以上。

2.不同類型油井修井的應(yīng)用效果表明,該修井液與常規(guī)鹽水基修井液相比漏失量小,返排解堵率高,產(chǎn)層傷害小,具有較好應(yīng)用前景。