X井复合解堵液体系性能研究及应用

陈霄 梁玉凯 龚云蕾 周泓宇

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

X井复合解堵液体系性能研究及应用

陈霄 梁玉凯 龚云蕾 周泓宇

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

针对修井后产液量迅速下降的情况，考察了有机解堵液和无机解堵液对弱凝胶的破胶效果，现场通过酸化作业解除弱凝胶修井液封堵。实施酸化作业后，增油效果显著。

复合解堵液； 无固相； 弱凝胶； 钻井液； 破胶剂； 酸化

无固相弱凝胶钻完井液(PRD)广泛应用于钻井完井阶段，使用后需采用破胶技术来解除该钻井完井液在井壁上形成的滤饼，疏通原油流动通道，恢复油井产能[1]。目前海洋油田开发中使用的破胶剂为氧化型破胶液，在过滤海水中添加氧化型破胶剂、黏土稳定剂、缓蚀剂等。这种氧化型破胶液具有破胶彻底的优点，但是在运输、储存和使用过程中存在安全隐患[2-3]。目前的破胶剂只能解决单一的破胶问题，而不能有效地去除井下结垢。因此，根据油田X井的PRD钻井完井液情况及储层特性，对现有解堵液配方及用量进行调整。通过室内实验研究[4-5]，讨论用于弱凝胶封堵及解垢的复合解堵液体系。

1 复合解堵液体系破胶机理

对X井的储层伤害机理进行分析，认为造成储层伤害的主要原因是聚合物PRD堵塞，次要原因是生产管柱及近井地带存在结垢。针对储层伤害的主要原因，即聚合物PRD堵塞问题，开展了PRD室内自然降解实验。表1所示为X井PRD自然降解实验结果。可以看出，PRD进入地层后很难在储层温度下自然降解。针对X井的储层伤害机理，提出了复合解堵液体系，该体系由无机解堵液和有机解堵液构成。无机解堵液中的复合有机酸能够很好地对PRD进行降解，形成小分子聚合物、CO2和H2O，使其在返排过程中更易被带出，最终解除堵塞。图1所示为复合有机酸破胶机理示意图。

表1 X井PRD自然降解实验结果

图1 复合有机酸破胶机理示意图

2 复合解堵液体系性能评价实验

2.1 药品及仪器

实验药品：PRD；复合解堵液。

实验仪器：水浴锅；NDJ-1型六速旋转黏度计；JHCD环压式高温高压岩心试验仪；可编程旋转黏度计等。

2.2 复合解堵液破胶性能

首先，采用直接破胶法进行破胶性能评价。表2所示为直接破胶法实验数据。无机解堵液中的复合有机酸对PRD有一定的破胶作用，且破胶率随着时间有所增长。然后，采用稀释破胶法配制PRD，以质量比为1 ∶4的无机解堵液进行破胶，无机解堵液对井筒内残余PRD有明显的破胶作用。表3所示为稀释破胶法实验数据。

表2 直接破胶法实验数据

表3 稀释破胶法

2.3 复合解堵液与地层原油配伍性能

在室内实验中，将原油分别与有机解堵液、无机解堵液混合，2组混合液的比例均为100 ∶40、90 ∶410、80 ∶420、60 ∶440、50 ∶450、40 ∶460、20 ∶480、10 ∶490、0 ∶4 100；在50 ℃恒温水浴锅中恒温搅拌均匀，再用BrookFiled-II+可编程旋转黏度计测定50 ℃时的黏度值。由图2可知，随着原油中有机解堵液、无机解堵液比例的加大，2种混合液的表观黏度值一直呈下降趋势，说明解堵液与原油的配伍性较好。

2.4 复合解堵液解堵性能

将油田取样岩心抽真空并饱和地层水，之后老化40h，在储层温度(89℃)、高温高压动滤失仪的模拟储层条件下，用煤油测得基准渗透率K1=13.93×10-3μm2。用PRD作为污染介质，对岩心进行污染，老化2 h后可见岩心端面已经形成一层凝胶状隔膜，用煤油测得污染后渗透率K2=7.29×10-3μm2。经PRD污染后的岩心渗透率损失率达到47.7%。图3所示为X井PRD污染前后岩心端面对比图。

图2 解堵液与地层原油的配伍性

图3 X井PRD污染前后岩心端面对比图

对取自现场的岩心开展复合解堵液综合解堵性能评价。先将岩心抽真空后饱和地层水，老化40 h后用煤油测得基准渗透率K11、K12，K11=14.27×10-3μm2，K12=88.27×10-3μm2。用PRD对岩心进行污染，后注入无机解堵液，最后用煤油反驱测得解堵后的渗透率K21、K22，K21=14.65×10-3μm2，K22=94.58×10-3μm2。渗透率恢复率在100%以上，验证了无机解堵液对PRD的良好破胶能力。表4所示为X井PRD污染后解堵液解堵效果。

表4 X井PRD污染后解堵液解堵效果

3 现场应用效果

X井储层埋深约1 922～2 160 m，为多层采油井。其渗透率介于10×10-3～1 000×10-3μm2，非均质性较强。该井于2014年3月实施了酸化作业，酸化半径为1.5 m,泵注液体总共达128 m3，排量为0.3 m3min，泵压为15.86 MPa。酸化前X井处于间歇生产状态，日产油量最高达到20 m3；酸化后X井处于连续生产状态，日产油量达69 m3，增产倍比为3.45。

4 结 语

污染实验表明，无固相弱凝胶钻完井液对储层的封堵效果较好，如果使用后不进行破胶处理，将造成渗透率的大幅下降。复合解堵液中的无机解堵剂能够较好地对无固相弱凝胶钻完井液实施破胶，解除近井地带的堵塞，有效地提高了近井地带的渗透率。室内实验和现场应用的结果均证实，复合解堵液能够有效地解除地层伤害，可根据不同储层物性的差异，在推广应用中调整混合液的比例以及添加剂的种类。

[1] 岳前升,向兴金,范山鹰，等.东方1-1气田水平井钻井液技术[J].天然气工业，2005，25(12)：61-64.

[2] 岳前升,刘书杰,何保生，等.海洋油田水平井胶囊破胶液技术[J].大庆石油学院学报，2010，34(4)：85-88.

[3] 李蔚萍,向兴金,舒福昌，等.无固相弱凝胶钻井完井液生物酶破胶技术[J].钻井液与完井液，2008，25(6)：8-11.

[4] 王昌军，张春阳.PRD弱凝胶钻开液性能评价与试用效果[J].石油天然气学报，2008，36(4)：143-145.

[5] 许辉，肖聪，许潇，等.PRD弱凝胶钻井液性能评价[J].石油化工应用，2012，31(9)：30-32.

ResearchandApplicationofCompositePluggingRemovalFluidSysteminXWell

CHENXiaoLIANGYukaiGONGYunleiZHOUHongyu

(CNOOC Zhanjiang Branch, Zhanjiang Guangdong 524057, China)

As the fluid production of the X well decreased rapidly after work-over, removal of weak gel work-over fluid plugging was carried out through acidification, based on the effects of the organic plug-removal agent (HJD-Y) and the inorganic plug-removal agent (HJD-W) on gel breaking of weak-gel working-fluid (PRD). After acidification process in the field, the oil production increased.

composite plugging removal fluid; clay-free; weak-gel; drilling fluid; gel-breaker; acidification

2017-04-14

国家科技重大专项“南海西部海域低渗油藏勘探开发关键技术”(2016ZX05024-006)

陈霄(1987 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气田增产工艺技术。

TE358

A

1673-1980(2017)06-0039-03