保护储层的络合水修井液技术研究

2013-03-03 10:25颜明田艺贾辉于东梁玉凯中海石油中国有限公司湛江分公司广东湛江524057
石油天然气学报 2013年11期
关键词:修井水基合剂

颜明,田艺,贾辉,于东,梁玉凯 (中海石油 (中国)有限公司湛江分公司,广东 湛江 524057)

李蔚萍,舒福昌,向兴金,胡墨杰 (荆州市汉科新技术研究所,湖北荆州 434000)

崖城13-1气田实际地层压力因数由于压力衰竭降低到了0.22,井内液柱与地层间的静止压差已经达30MPa左右,储层段井底静止温度约180℃。因此,常规的修井液已不能满足该气田修井作业的要求,而修井液的选择和应用工艺不当将直接影响作业效果[1,2]。针对该气田修井作业期间的储层保护问题,通过梳理前期的研究成果,结合气田目前的生产状况,优化了修井液配方,初步确定了络合水修井液体系的基本配方,并对其性能评价结果进行系列介绍。

1 络合剂作用机理

在原子结合成分子时,相邻的原子之间强烈的相互作用称为化学键,属于分子内部的作用力,根据其作用方式的不同将其分为离子键和共价键等。其实分子与分子之间还存在着作用力,根据其强弱又将其分为范德华力和氢键。

络合剂是一种含大量与水分子键合的多官能团小分子量有机化合物,该化合物通过分子内和分子间与水分子形成氢键,使水分子内和水分子间形成网络结构而成为络合水。另外,水分子和络合剂官能团在氢键的作用下也可产生分子间络合,如图1所示。

图1 络合剂分子络合机理示意图

在络合剂的络合作用下,暂堵修井液中自由水变成络合水,不能随意运动,阻止暂堵修井液中的水与地层中的水相互迁移,从而保证其优良的抑制性、防塌性及储层保护特性[3]。络合技术具有以下优点:①可改变水分子的状态,使自由水转变为络合水,同时降低泥页岩水化,保持井壁稳定;②改善修井液体系的滤失性,减少滤失;③降低气-液表面张力,络合剂可降低气-液界面张力到30mN/m,增强体系的助排、防水锁等储层保护能力;④良好的配伍性[4]。

2 络合剂基本性能

设计不同的络合水基液混配比,将络合剂与清水按不同体积比混合,分别从密度、黏度、抑制性、界面张力等方面对不同体积分数的基液进行测定。

2.1 络合水基液密度可调性好

随着络合水基液中络合剂体积分数的增加,络合水基液的密度不断增加。从图2中可以看出络合水基液密度范围为1.0~1.26g/cm3,可调性好。

2.2 络合水基液可提高液相黏度

利用乌氏黏度计测定络合水基液黏度,其中乌式黏度计常数0.006265mm2/s,测试温度为25℃。如表1所示,随着络合水基液中络合剂体积分数的增加,络合水基液的黏度亦增加。该基液不仅能增加液相黏度,减缓滤液进入地层的运动速度;同时也能改善泥饼质量,降低泥饼渗透性,减小液相进入地层的滤失量。

图2 络合剂体积分数对修井液密度的影响

表1 不同体积分数络合水基液黏度特性

2.3 络合水基液可抑制黏土矿物水化膨胀

室内通过测定不同体积分数的络合水基液对膨润土膨胀率的影响,考察络合水抑制黏土矿物水化膨胀的能力,试验结果如图3所示。随着络合水基液中络合剂体积分数的增加,络合水基液对膨润土膨胀率影响很小,表明络合水对膨润土具有很好的抑制能力。

2.4 络合水基液可降低界面张力

图3 不同体积分数络合水基液对膨润土膨胀率的影响

表2 不同体积分数基液界面张力测定结果

利用J-200A自动界面张力仪对络合剂的体积分数与界面张力的关系进行了评价。由表2可知,随着加入的络合剂体积分数增大,界面张力降低。当加入的络合剂体积分数为50%时,气-液界面张力可降至30mN/m,油-液界面张力降至0.0849mN/m,说明络合水基液具有较好的降低界面张力的能力。同时,该基液具有以下特点:①降低泥岩的毛细管自吸水;②有利于液相返排;③有利于降低油流阻力;④提高储层保护能力。

2.5 络合水基液具有较好的抗温稳定性

将该基液在高温180℃下静止恒温老化60d,该过程中表观黏度为2.5mPa·s,塑性黏度为22mPa·s,动切力为0.5Pa,均没有变化且无明显分层现象,说明该基液具有较好的抗温稳定性。

3 络合水修井液综合性能评价

在大量研究的基础上,初步确定了崖城13-1油田高温低压气井络合水修井液体系基本配方:50ml

络合剂 HLH+50ml清水+0.2gNa2CO3+0.3gNaOH+2.5~3.5g悬浮稳定剂 HXW-2+6~9g成膜封堵剂HFB,并对其流变性、耐温稳定性和承压封堵性等性能进行了系统评价。

3.1 络合水修井液流变性

表3 络合水修井液流变性评价结果

从评价结果 (表3)可知,修井液加热前的表观黏度为30.1mPa·s,塑性黏度为 22.2mPa·s,动切力为7.9Pa。在高温180℃下静止恒温老化60d,随着老化时间的延长黏度变化不明显,表明其热稳定性良好。

图4 络合水修井液耐温稳定性变化曲线

3.2 络合水修井液耐温稳定性

室内监测高温180℃下静止不同时间后修井液上下密度值。从评价数据(图4)可知,在180℃恒温老化60d过程中,密度变化也极小,表明体系性能没有发生本质变化,具有较好的耐温稳定性。

3.3 络合水修井液承压封堵性

在180℃、30MPa下,90min的承压封堵试验过程中,3块岩心的漏失量均为0ml,敲碎岩心后可测得修井液侵入岩心深度分别为0.44、0.45、0.26cm,如表4、图5所示,说明该修井液体系具有较好的承压封堵能力。

表4 络合水修井液承压封堵性评价结果

图5 经络合水修井液污染后M69岩心和敲碎后的试验现象

4 认识与结论

针对高温低压易漏油气藏修井作业的需要,研究出了一种络合水修井液体系,该体系是一种新型暂堵修井液,阻止修井液中的水与地层中的水相互迁移,络合水基液具有密度调节范围大、提高液相黏度、可有效抑制黏土矿物水化膨胀、降低界面张力、较好的抗温稳定性等优点。构建的修井液体系具有较好的耐温稳定性和承压封堵性,能够满足崖城13-1气田高温、低压储层修井作业要求。

[1]Faruk Civan.Reservoir Formation Damage-Fundamentals,Modeling,Assessment,and Mitigation [M].Houston:Gulf Publishing Company,2003.

[2]谢克姜,胡文军.PRD储层钻井液技术研究与应用 [J].石油钻采工艺,2007,29(6):99~101.

[3]丁阿曼 .络合作用对钻井液性能影响研究 [J].科技创新导报,2011,18(12):3.

[4]贾存龙 .络合作用对钻井泥浆液性能影响的分析 [J].科技资讯,2012,12(18):111.

[编辑] 帅群

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