疏松砂岩稠油油藏分枝井眼泥饼破胶清除技术研究

李蔚萍，向兴金，舒福昌，胡墨杰

1.中国地质大学(武汉)，武汉 430074；2.湖北汉科新技术股份有限公司，湖北荆州 434000

针对疏松砂岩稠油油藏分枝井的特点，开发钻井液体系应具有以下特性：1)疏松砂岩孔隙大，外来固相易于侵入，特别是钻井液中的黏土颗粒侵入会造成储层的永久伤害，故要求钻井液无黏土相；2)钻井作业中，分支井多采用裸眼或筛管完井的方式，因此要求钻井液易于破胶，通过化学方法解除钻井液对储层的伤害；3)疏松砂岩胶结性差、砂泥岩互层容易发生井壁失稳，故钻井液体系应具有优良的抑制性，能有效抑制钻屑的水化分散和钻井液滤液侵入地层造成的黏土膨胀，利于井壁稳定；4)疏松砂岩储层孔隙变化宽并存在应力敏感、裂缝性储层缝隙不均匀，屏蔽材料粒径难以选择，钻井液在井壁附近应快速成膜封堵，防止钻井液中固液相对储层的深度污染损害；5)疏松砂岩储层胶结疏松，钻井液和钻井液滤液能通过孔隙和毛细管通道进入地层深部，造成严重的固液相损害，若钻井液体系具有较强的束缚水特性就可有效的束缚自由水，增大钻井液进入地层的毛管阻力，增加了滤液侵入地层的阻力，从而减少滤液侵入地层的量和深度；6)疏松砂岩储层胶结疏松，孔隙喉道大、孔隙连通性好，钻井液体系应具有较强的防渗漏能力，减少钻井液对地层的漏失，提高井壁的强度和抗压能力，稳定井壁；7)多分支井要求钻井液有较强的携砂清洁井眼能力，形成剪切稀释特性好的钻井液体系[1-6]。

针对疏松砂岩稠油油藏分枝井的特性室内开发高分子胶束钻井液体系：水+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+1.2%高分子聚合物HCP-H+2%降滤失剂HFL-1+3%JLX-C+3%KCl。在开展了高分子聚合物单剂和高分子胶束钻井液体系的自然热降解和生物酶降解研究的基础上，进一步开展了多支井眼的泥饼破胶清除技术研究。

1 热降解研究

1.1 单一聚合物分子链热降解研究

分别将分子胶束钻井液体系的核心处理剂高分子聚合物HCP-H和降滤失剂HFL-1配成胶液，在80 ℃下进行自然热降解室内实验，结果见表1。

表1 高分子聚合物分子链的热降解实验结果

从表1可知，高分子聚合物HCP-H在80 ℃恒温条件下继续溶胀，胶液黏度继续增大，5 d后出现降解，胶液黏度有所下降，但继续恒温热降解程度几乎没有增加，自然降解80 d的降解率仍只有18.18%。由此可见，短时间内自然降解可能性不大，必须进行破胶工序才能彻底降解。这是因为高分子聚合物HCP-H为烯类单体聚合物，分子的主链为C-C，具有较好的热稳定性和较强的抗温能力，在短时间内不容易发生热降解和生物降解，其自然降解性欠佳。

而高分子聚合物HFL-1在80 ℃下有一定降解，分子链被打断后黏度降低，1 d的降解率达到33.33%，继续热降解黏度基本不变。这是因为高分子聚合物HFL-1分子结构中含有如图1所示的相对易断裂的1，4-糖苷键，易发生热降解，从而导致体系破胶降黏，因此具有一定的自然降解性。

图1 1，4-糖苷键结构示意

1.2 高分子胶束钻井液体系热降解

将配制好的分子胶束钻井液用六速旋转黏度计测定黏度后，置于80 ℃烘箱恒温降解，放置一段时间，取出冷却至室温，高速搅拌5 min后测黏度，并计算降黏率，通过降黏率来判断自然降解性。

表2 不同时间分子胶束钻井液自然降解实验

从表2可知，配制的分子胶束钻井液在一定温度的作用下，高分子聚合物HCP-H和降滤失剂HFL-1聚合物进一步溶胀，充分发挥协同作用，使体系黏度逐渐增大，恒温3 d后，表观黏度AV增大7 mPa·s；而继续恒温则体系黏度出现了下降趋势，有自然降解。当恒温25 d的降黏率只有16.67%，继续恒温，体系黏度还略有回升；可见，自然降解速度极其缓慢，无法抵消水分减少引起的黏度增大，这充分说明了分子胶束钻井液体系完全靠自然热降解是达不到彻底降解的效果，还必须借助破胶技术。

1.3 高分子胶束钻井液体系泥饼的热降解

室内进行了井壁泥饼的热降解实验：配制高分子胶束钻井液，加入10%钻屑(过100目筛的钻屑)于其中，在10 000 r/min下高搅20 min，备用；称取用水浸湿后滤纸重量m0后，压制(钻井液+10%钻屑)泥饼30 min，并称重m1；将泥饼放入100 mL水中，在80 ℃温度下浸泡，取出称重m2，并观察泥饼变化情况并计算泥饼失重率。

泥饼失重率%=(m1-m2)×100/(m1-m0)

式中，m0为水浸湿后滤纸或岩心重量，g；m1为高分子胶束钻井液污染后滤纸或岩心重量，g；m2为破胶液浸泡后滤纸或岩心重量，g。

表3 高分子胶束钻井液体系井壁泥饼热降解实验

空白湿滤纸重量为1.42 g。

加入10%钻屑后压制的API泥饼，在80 ℃恒温浸泡在水中泥饼失重率很小，说明高分子胶束钻井液体系的井壁泥饼基本上不具备热降解的特性，必须实施破胶。

2 生物酶降解

2.1 高分子聚合物分子链生物酶降解

室内分别配制高分子聚合物HCP-H、降滤失剂HFL-1和分子胶束钻井液胶液，用汉科公司开发的生物酶破胶剂HSW[7]，在80 ℃下进行生物酶降解实验，结果见表4。

表4 高分子聚合物分子链生物酶降解实验

从表4可知，含有1，4-糖苷键结构的高分子聚合物HFL-1在生物酶破胶剂的作用下具有较好的生物降解特性，降黏率高达83.33%；而高分子聚合物HCP-H胶液72 h的生物降解率只有21.21%；含有高分子聚合物HCP-H和高分子聚合物HFL-1的分子胶束钻井液生物酶降解效果欠佳，降黏率仅有55.56%。这与生物酶破胶剂的酶解机理有关[8-10]。生物酶破胶剂的酶解对聚合物淀粉酶解作用示意见图2。

图2 生物酶破胶剂对聚合物淀粉酶解作用示意

2.2 高分子胶束钻井液体系泥饼的生物酶降解

室内进行筛管泥饼的生物酶降解实验。具体步骤：1)筛管破胶仪内筒、外筒装满水，打开外筒出口阀，在3.5 MPa下测定污染前筛管滤速；2)在筛管破胶仪内筒装满(高分子胶束钻井液+10%钻屑)污染溶液，外筒装满水，关闭内外筒出口阀，升温80 ℃后，再给内筒上部加压3.5 MPa，污染2 h形成筛管泥饼；3)从内筒出口阀放出内筒污染溶液后，在内筒装满水，打开外筒出口阀，缓慢加压至3.5 MPa，观察加压过程中筛管泥饼是否被压穿，并测定筛管泥饼的滤速；4)若筛管被堵住，在外筒装满水，内筒装满生物酶破胶液(水+2%生物破胶剂HSW)，在80 ℃下恒温浸泡一定时间后，给内筒加3.5 MPa，打开外筒出口阀测定破胶后筛管泥饼的滤速。结果见表5。

表5 高分子胶束钻井液体系筛管泥饼的生物酶降解实验结果(按滤速评价)

从表5可知，生物酶破胶液对高分子胶束钻井液筛管泥饼具有一定的生物酶降解作用，能解除部分筛管泥饼，使筛管具有一定的滤速，破胶率小于65%。

3 酸性化学破胶技术

在水平井和多分支井钻井过程中，无论是采用筛管完井还是裸眼完井，滤饼清除程度都会影响完井作业的效果和油井的产能[11]。

在现场作业时，采用机械方法(水力喷射)和化学方法(氧化剂法、生物酶法)来清除滤饼，这些方法各有利弊，使用不当会对储层产生更严重的损害。水力喷射给储层引入过量的水，会因出砂和水堵导致产能下降，且该法的应用效果主要由机械物理动力决定，耗能大、成本高。氧化剂法具有一定的效果，但反应活性强，专一性差，在清除滤饼的同时也会损坏钻具，伤害储层流体，另外氧化剂存在运输、储存、使用的安全隐患。生物酶法是近年来发展起来的高效环保破胶技术，但破胶效果欠佳。因此，笔者采用汉科公司自行研发的酸性化学破胶剂HGB对分支井眼的泥饼进一步实施破胶评价。酸性化学破胶剂HGB和大部分酸(包括无机酸如盐酸HCl和有机酸)一样，在一定浓度时能对聚合物产生降解作用；另外，酸性化学破胶剂HGB还能快速溶蚀水平井钻井液体系中的酸溶性泥饼骨架材料，其作用机理如图3和图4所示。酸性化学破胶剂HGB主要是创造一定的酸性环境，使降解聚合物大分子成小分子聚合物(如通常淀粉不显还原性，但它在催化剂如酸存在和加热条件下可以逐步水解，生成一系列比淀粉分子小的化合物，最后生成还原性单糖—葡萄糖)，降低泥饼颗粒间的黏结性的同时其酸性溶蚀泥饼骨架材料，两者共同作用快速溶蚀、拆散泥饼，达到清除泥饼的目的。

图3 酸性化学破胶剂HGB使聚合物大分子降解的作用机理示意

图4 酸性化学破胶剂HGB破坏泥饼骨架作用示意

试验用破胶液配方：水+破胶剂5%HGB+2.0%黏土稳定剂HCS+2.0%减阻剂HUL+2.0%缓蚀剂HCI。室内分别采用浸泡API泥饼法(针对井壁泥饼)、筛管破胶法(针对筛管泥饼)和岩心驱替法(针对渗透到储层的滤液)对高分子胶束钻井液体系进行破胶效果评价。

3.1 浸泡API泥饼法

室内进行井壁泥饼的模拟破胶实验步骤：配制高分子胶束钻井液；称取用水浸湿后滤纸重量m0后，压制高分子胶束钻井液的API泥饼，并称重m1。配制破胶液，将泥饼放入100 mL破胶液中，在80 ℃温度下浸泡，取出称重m2，拍照。计算泥饼失重率。

表6浸泡API泥饼法评价破胶效果

条件1#泥饼泥饼质量/g失重率/%2#泥饼泥饼质量/g失重率/%浸泡前4.1203.920浸泡5 h1.1296.81.1296.6

图5 API泥饼浸泡前后实验现象

从表6和图5可知，在浸泡高分子胶束钻井液API泥饼的过程中，不断有气泡冒出，使泥饼松散并脱落，浸泡5 h后泥饼失重率均达到96%以上，泥饼清除效果较好。

3.2 筛管破胶法

筛管破胶法主要针对筛管泥饼的模拟破胶，实验步骤如前，只是将内筒水换成破胶液。

表7筛管泥饼法评价破胶效果

内筒溶液浸泡时间/h堵塞率/%破胶率/%水000破胶液5710010090.696.8

图6 筛管泥饼破胶前和在80 ℃破胶液中浸泡7 h后变化

从表7和图6可知，除酸溶性碳酸钙外，本身不含固相的高分子胶束钻井液，在酸性破胶液的浸泡下，7 h内能彻底清除掉筛网泥饼，使筛网具有较大的滤速，破胶率高达96.8%。

3.3 岩心驱替法

岩心驱替法可评价破胶液对岩石孔道中高分子胶束钻井液滤液的破胶情况，试验选用天然岩心，通过岩心驱替法来模拟现场破胶液疏通岩石孔道破胶情况。

表8岩心驱替实验数据(滤液破胶效果)

参数天然岩心天然岩心岩心号6#28#(岩心长度/直径)/cm6.50/2.595.64/1.60流量/(mL·min-1)0.20.5最高压力/MPa0.018 30.038 2测k0时稳定压力/MPa0.003 30.012 4驱替时间/h7.57.0煤油渗透率k0×103/μm2120.0108.9最高压力/MPa0.022 30.061 0测k1时稳定压力/MPa0.003 50.013 0驱替时间/h8.58.0煤油渗透率k1×10-3/μm2112.0103.7渗透率恢复值(k1/k0)/%93.395.2

实验步骤：1)将天然岩心洗油、抽真空，用地层水饱和，备用；2)煤油正向测渗透率k0，实验条件：80 ℃，环压2.0 MPa；3)反向用高分子胶束钻井液动态污染125 min，实验条件：80 ℃，污染压力3.5 MPa、环压5 MPa；4)浸泡外泥饼后，反向挤入2VP的破胶液后，再在80 ℃下恒温浸泡7 h；5)煤油正向测渗透率k1，实验条件：80 ℃，环压2.0 Mpa；6)计算渗透率恢复值。

由表8可知，经高分子胶束钻井液污染后的岩心，在破胶液的作用下，岩心的渗透率恢复值达90%以上，这说明破胶液对滤液具有明显的破胶作用。

4 结论

1)对高分子聚合物HCP-H、HFL-1和高分子胶束钻井液体系的80 ℃热降解评价结果表明，其胶液和泥饼热降解效果均较差，使用高分子胶束钻井液体系，必须实施破胶工序。

2)对高分子聚合物HCP-H、HFL-1和高分子胶束钻井液体系的80 ℃生物酶降解评价结果表明，胶液破胶率分别为21.21%，83.33%，55.56%，而筛管泥饼破胶率为62.1%。生物破胶效果优于热降解，但仍无法满足现场破胶要求。

3)对高分子胶束钻井液体系分别采用浸泡API泥饼法(针对井壁泥饼)、筛管破胶法(针对筛管泥饼)和岩心驱替法(针对渗透到储层的滤液)进行破胶效果评价。结果表明，井壁泥饼和筛网泥饼破胶率均大于96%，岩心的渗透率恢复值达90%以上，说明对滤液破胶作用明显。

4)酸性化学破胶技术在渤海油田、冀东油田均试应用成功，值得在类似油田推广。

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