可自动定时降解完井液体系研究

刘喜亮

（中海油田服务股份有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

鱼骨刺分支井技术常应用于海洋油气资源的开采过程中，可增大储层的渗流面积以及降低钻井成本[1]。该技术要求各分支井眼中所注入的完井液降解后统一返排出井眼[2]，降低完井液对储层渗透率的影响。完井液主要分为两种：（1）盐水完井液，具有无固相、低黏度的特点，应用于分支井中易发生漏失，封堵侧钻等井下作业无法进行[3]；（2）非破胶无固相完井液，应用于分支井中能保证封堵侧钻作业，但该完井液降解性能差，使其无法有效返排，限制了后期采油效率[4]。目前现场施工中，常采用胶囊破胶剂（过硫酸铵）使完井液降解，但该工艺施工复杂、成本高，且存在危险性[5，6]。基于此，笔者对多种作为流型调节剂的生物胶进行筛选，并通过淀粉降滤失剂与其所产生的协同作用、抗氧化剂（消耗溶解氧）来控制完井液的定时降解性能。

1 实验部分

1.1 主要原料和仪器

罗望子胶LWZJ、黄原胶XC、魔芋胶MYJ 均为化学纯（国药集团化学试剂公司）；NaOH、Na2CO3、KCl、NaCl，均为分析纯（国药集团化学试剂公司）；他拉胶TLJ（CP 济南圣和化工有限公司）；改性淀粉STARFLO（CP 天津中油渤星工程科技有限公司）。

SD6 变频高速搅拌器（青岛恒泰达机电设备有限公司）；ZNN-D6 六速旋转黏度计（山东美科仪器有限公司）；蔡司EVO18 扫描电子显微镜（德国蔡司公司）；841Y-1 型电热恒温烘箱（盐城申信电热机械有限公司）等。

1.2 流型调节剂性能评价

分别称取一定量的生物胶流型调节剂（LWZJ、XC、MYJ、TLJ），在高搅条件下，使其均匀溶于水中或加入一定量的NaCl，将其静置于温度为90 ℃恒温烘箱中1 d，测试其静置前后的流变性。

1.3 完井液性能评价

1.3.1 定时降解性能评价 通过流型调节剂、降滤失剂、抗氧化剂的加量来控制体系的定时降解性能。其基础配方为：模拟海水+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+降滤失剂STARFLO+流型调节剂+KCl（加重剂），体系密度为1.1 g/cm3。将完井液静置于温度为90 ℃恒温烘箱中，通过黏度计测静置前后完井液的黏度，来表征完井液降解程度。

1.3.2 储层保护性能评价 参照SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》评价可降解完井液体系的储层保护性能，采用高温高压动态污染的方式用可降解完井液体系污染人造岩心，90 ℃持续污染一段时间，并采用直接返排的方式测试渗透率恢复率（岩心污染端不进行切面处理或完井处理）。

2 结果与讨论

2.1 流型调节剂性能评价

评价生物胶流型调节剂的抗温、抗盐性能，结果（见表1）。

表1 流型调节剂抗温、抗盐性能评价Tab.1 Evaluation of temperature and salt resistance of flow pattern regulator

从表1 可知，对比溶液在90 ℃静置前后，MYJ 配制的溶液AV 急剧下降，表明MYJ 已降解，XC 配制的溶液AV 下降率为50%，表明XC 分子出现部分分解，TLJ、LWZJ 配制的溶液AV 基本不变，表明TLJ、LWZJ具有良好的抗温性能。NaCl 使LWZJ 配制的溶液抗温性能较差，TLJ、XC 配制的溶液受NaCl 的影响较小。因此，以XC、TLJ 复配作为可降解完井液体系的流型调节剂，改变XC、TLJ 复配比例来控制完井液的定时降解性能。

2.2 流型调节剂对完井液降解性能的影响

将XC、TLJ 复配作为流型调节剂，降滤失剂STARFLO 加量为1.5%，按照上述基础配方配制完井液，通过改变XC、TLJ 复配比例控制完井液胶体热稳定性，结果（见图1）。

图1 流型调节剂对完井液降解性能的影响Fig.1 Effect of flow pattern regulator on degradation performance of completion fluid

由图1 可知，完井液中的流型调节剂加量为0.5%，随着流型调节剂中的生物胶TLJ 比例增加，使完井液胶体的热稳定性提高，延长了完井液降解时间。由XC、TLJ 复配配制的完井液胶体降解时间可控制3～5 d。

2.3 降滤失剂对完井液降解性能的影响

将0.1%XC+0.4%TLJ 复配作为流型调节剂，按照上述基础配方配制完井液，通过改变STARFLO 加量控制完井液胶体热稳定性，结果（见图2）。

图2 降滤失剂对完井液降解性能的影响Fig.2 Effect of fluid loss agent on degradation performance of completion fluid

从图2 可知，随着降滤失剂STARFLO 加量增加，使完井液胶体的热稳定性提高，其原因为：提高STARFLO 加量，有利于完井液中聚合物之间的协同效应[7]，主要是利用分子间相互缠绕，提高了空间网架结构热运动阻力[8]，延长了完井液降解时间，使完井液胶体降解时间控制在5～7 d。

2.4 抗氧化剂对完井液降解性能的影响

将0.1%XC+0.4%TLJ 复配作为流型调节剂，降滤失剂STARFLO 加量为2.5%，按照上述基础配方配制完井液，通过加入1%抗氧化剂KYH-1 延长完井液胶体降解时间，结果（见图3）。

图3 抗氧化剂对完井液降解性能的影响Fig.3 Effect of antioxidants on degradation performance of completion fluid

从图3 可知，加入1%抗氧化剂KYH-1，使完井液胶体的热稳定性提高，其原因为：聚合物在90 ℃静置后产生烷基自由基，溶解氧与自由基反应形成过氧化物，使聚合物分子链断裂[9]，完井液中加入KYH-1，可抑制过氧化物的生成，延长了完井液降解时间。综上分析，通过改变XC、TLJ 复配比例、STARFLO、KYH-1 加量，可将完井液胶体降解时间控制在3～9 d。

2.5 储层保护性能评价

可降解完井液体系（配方为：模拟海水+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2.5%STARFLO+0.5%流型调节剂（0.1%XC+0.4%TLJ）+1%KYH-1+KCl（加重剂），体系密度为1.1 g/cm3，持续污染人造岩心0.5 d 和9 d，评价完井液降解时间与储层保护的关系，结果（见表2、图4）。

表2 储层保护性能Tab.2 Reservoir protection performance

从表2、图4 可知，完井液持续污染人造岩心0.5 d后，由于其黏度仍然较高，使完井液堵塞岩心孔喉，造成近井地带污染，直接返排渗透率恢复值低于80%，存在一定程度污染。而完井液持续污染人造岩心9 d 后，完井液胶体基本完全降解，岩心扫描电镜图中岩心的孔喉清晰可见，未出现可使孔道堵塞的絮状沉淀或网络状物质，直接返排渗透率恢复值大于95%，表明可降解完井液具有优异的储层保护性能。

3 结论

（1）通过提高流型调节剂中抗温性能较好的生物胶TLJ 含量，提高降滤失剂STARFLO 加量，增强流型调节剂与其形成的协同效应，以及加入抗氧化剂KYH-1，抑制过氧化物的生成，三者均可延长完井液降解时间，可将完井液胶体降解时间控制在3～9 d。

（2）具有较高黏度的完井液堵塞岩心孔喉，造成返排困难，使直接返排渗透率恢复值低于80%，存在一定程度污染，而完井液持续污染人造岩心9 d 后，完井液胶体基本完全降解，未出现可使孔道堵塞的絮状沉淀或网络状物质，直接返排渗透率恢复值大于95%，表明可降解完井液具有优异的储层保护性能。