一种基于长效储层保护的新型有机胺完井液

孙文化 ，卢爱婷

1.中海油乌干达有限公司，科洛洛 坎帕拉7862；2.中国石油川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司，四川 成都610066

引言

乌干达某油气田位于东非裂谷西支的北端Albert 湖盆东南侧[1-3]，盆地长150 km，宽30 km。该油气田储层岩性主要为细粒和中—细粒岩屑长石砂岩，碎屑颗粒为石英、长石、岩屑及少量的云母和重矿物，颗粒分选中—好，呈次棱—次圆状[4-7]。岩石成分成熟度较低，石英和长石含量较高，平均约为45.0%，其次为黏土矿物，平均约为27.0%，以伊/蒙混层为主[8-10]。储层岩石孔隙发育，连通性较好，以粒间孔为主，少量颗粒溶蚀孔[11-12]。该油气田实际作业表明，在正常作业期间，完井液在井底与储层接触长达18 个月，针对此特殊工艺要求，需要进行长效完井液配方优选。而影响完井液体系的因素有很多，如密度[13]、黏度[14]、pH 值[15]和储层保护性能[16]等，但在进行完井液的性能综合评价时，并不是所有因素都直接影响完井液体系的选择，一般只针对一些重要的、关键的因素开展分析[17-22]。针对该油气田的储层物性，黏土矿物含量较高，水敏性强，在与完井液长期的接触之下容易发生水化反应，导致储层发生损害，因此，抑制储层岩石水化是该油气田重点考虑的因素[23-24]。在完井液体系中，胺基体系是水敏性地层的优选体系，与其他添加剂兼容性强，不易水解[25-28]。其作用原理是通过与黏土层间的阳离子交换，形成多点吸附和络合，从而减少黏土层间水分子的数量，降低黏土的水化能力和膨胀性，钝化低密度固相，增强地层通道[29-30]。

因此，本文重点针对抑制性能和储层保护性能开展相关研究，提出一种新型有机胺完井液体系，结合该油田对完井液长期长效作业的需求，通过实验来测试该体系的相关性能指标，得到设计的新型完井液在井底的作用效果。结果可为油田现场完井液选择提供借鉴和参考。

1 室内实验

完井液的抑制性能一般是通过测试膨润土在使用该体系的膨胀情况来反向确定该体系的抑制性好坏[31]，膨胀越小，防膨率越大，抑制效果越好。而完井液的储层保护性能主要是通过测试其储层岩石的孔渗特性，比较使用完井液前后的渗透率变化来判断[32]，渗透率变化越小，使用后岩样越接近原始渗透率说明完井液体系的储层保护性能越好。

1.1 实验目的

完井液的类型对于储层保护是一个很重要的因素，本实验探究了一种新型有机胺完井液的性能。为了能较好地比较不同有机胺加量的完井液在不同时间内的性能对储层的损害，优选出一种有机胺加量以达到对储层保护最好的效果，设定不同有机胺加量条件，以不同加量下的完井液体系为对照样本，开展完井液体系的抑制性和储层保护性测试实验。

1.2 实验材料

本实验主要用于验证配制完井液的抑制性能和储层保护性能，所用材料为完井液体系所用的主体材料，包括：湖水，PF–NETROL（有机胺），PFCA101，KCl，另重晶石等加重材料根据实际情况添加，本文实验为较好地服务乌干达某油田，设定完井液密度为1.1 g/cm3。其中，湖水是根据乌干达某油田现场实际采用的进行配制，如表1 所示。

表1 湖水配方Tab.1 Lake water formula mg/L

1.3 抑制实验操作方法及流程

完井液体系的防膨率越大，其抑制水化能力越强，发生水化膨胀而造成储层渗透率下降的概率越小[16]。将易水化膨胀性膨润土粉碎，选取通过100 目筛的膨润土粉，置于（100±1）◦C电热恒温干燥箱中，恒温6 h，置干燥箱中冷却至室温备用；然后用10 mL 的离心管称取0.5 g 膨润土，并加入10 mL 完井液，充分摇匀后室温下静置2 h；接着将其装入离心机中，在1 500 r/min 下离心15 min 后，记录下膨润土膨胀后的体积V1；用同样的方法分别取10 mL 的蒸馏水和煤油（经无水氯化钙处理），测定膨润土在蒸馏水中和在煤油中的体积，分别为V2和V0，并记录。改变防膨剂中有机胺的加量，设立多组对照实验，按照上述步骤求出各浓度下的防膨率。防膨剂的防膨率按照《注水用黏土稳定剂性能评价方法》[33]中防膨公式计算

式中：

B--防膨率，%；

V2—膨润土在蒸馏水中的膨胀体积，cm3；

V1—膨润土在完井液中的膨胀体积，cm3；

V0—膨润土在煤油中的膨胀体积，cm3。

1.4 储层保护实验操作方法及流程

通过在室内环境下，分析不同岩样在完井液作用下的渗透率变化，进一步来评估其储层保护性能。结合目标储层存在速敏的特性，考虑到铝包皮岩芯软脆易碎的特点，实验中统一驱替速率为0.2 mL/min，围压0.8 MPa，并增加天然露头岩芯进行对比实验。实验使用取自现场（储层X 和Y）的天然岩芯（10 块）及2 块天然露头岩芯，将岩芯分为A、B 两组（其中，A 组B 组各6 块，部分岩芯见图1），开展储层保护实验。

分别对两组岩芯进行以下实验：1）岩样气测渗透率；2）岩样正向测渗透率（煤油）；3）岩样反向污染（完井液）；4）完井液浸泡岩芯（1，7，15，30 和90 d）；5）岩样正向测渗透率（煤油）。

具体的实验步骤为：

1）使用稳态法气体渗透率仪测定岩芯的渗透率。

2）配制完井液备用。

3）岩芯准备，测定基本数据，烘干抽真空，使用模拟地层水（WZ12–2 A10 水质）饱和16 h。

4）使用岩芯流动仪测定天然岩芯在90◦C下，煤油正向驱替测定初始渗透率。

5）90◦C下，使用完井液反向污染2 PV。

6）使用煤油正向测定污染后稳定渗透率。

7）计算渗透率恢复程度，计算公式为

式中：RS—渗透率恢复程度，%；

KOS—岩样污染后稳定渗透率，mD；

KO—岩样初始渗透率，mD。

2 实验结果及分析

2.1 抑制性实验结果

完井液体系的防膨率越大，抑制水化能力越强。因此，根据防膨率测试实验结果，以膨胀率大小为判断抑制性好坏的标准。改变防膨剂中有机胺的加量，测试各浓度下的防膨率如图2 所示。

图2 膨胀性实验Fig.2 Expansion experiment

将不同加量条件下的膨胀性实验测试结果进行整理，得到静置后不同体系的防膨率结果，见表2。对应静置1 d 后的防膨率测试结果柱状图见图3。

图3 静置1 d 后有机胺不同加量下防膨率测试结果Fig.3 Test results of anti-swelling rate of different dosages of organic amines after placing for 1 d

表2 完井液防膨率Tab.2 Completion fluid anti-swell rate

对比测试结果发现，在现场使用的完井液情况下时（不加防膨剂），静置1 d 后的防膨率为85.42%，小于90.00%。而在加入了不同剂量的条件下，膨润土在静置1 d 后的防膨率都大于90.00%，平均防膨率为94.21%，比现场使用的完井液防膨率提高了8.79%，防膨效果较好。

考虑到目标油田完井液与储层接触时间过长，为了测试完井液的长效性，继续进行抑制性实验。最终通过长时间的抑制性实验，发现不同有机胺加量情况下的完井液体系的防膨率整体上随着实验时间的增加而减小，不同加量条件防膨率下降速率不同。其中，加量为2%时的完井液体系虽然防膨率有一定下降，但一直对膨润土保持着较好的抑制性。静置90 d 后，该体系对膨润土仍然具有较好的抑制性，实验结果见图4 和图5。

图4 90 d 抑制性实验结果Fig.4 90 d inhibition test results

图5 加入2%防膨剂完井液的防膨率与静置时间的关系曲线Fig.5 Curve of anti-expansion rate versus standing time for completion fluid with 2%anti-expansion agent

经测试，此时该完井液体系的防膨率仍大于90.00%，因此，优选有机胺加量为2%。

2.2 储层保护性实验结果

根据前文实验步骤，开展了储层保护性测试实验，并将渗透率结果与岩样的初始渗透率进行对比，判断完井液体系储层保护性的好坏。实验用岩样的初始资料见表3 和表4。

表3 A 组岩样基本资料Tab.3 Basic data of rock samples Group A

表4 B 组岩样基本资料Tab.4 Basic data of rock samples Group B

结合现场完井情况，进行了现场实际使用的完井液对储层渗透率的影响实验，见表5。实验结果表明，随着静置时间的延长，储层渗透率恢复程度下降较为显著，平均渗透率恢复程度为79.0%，现场使用没有优化的完井液对储层渗透率恢复程度较低，对储层损害较大。尤其是在静置时间达到90 d之后，渗透率恢复程度降至74.8%，储层恢复程度甚至都不能够满足油田采油效率的基本要求。

表5 现场原始完井液储层保护实验测试数据Tab.5 Field original completion fluid reservoir protection experimental test data

针对储层X，通过A 组岩芯的渗透率恢复实验，考察了优选有机胺的完井液在长期接触储层时对渗透率的影响，实验结果见表6。实验结果表明，随着静置时间的延长，储层渗透率恢复程度略有下降，整体上渗透率恢复平均值为89.1%，比没有使用优化的完井液大10.0%左右。但整体上完井液静置1∼15 d 的渗透率恢复程度较好，渗透率恢复程度均大于88.0%，优化后的完井液作用效果显著。静置30 d 后，渗透率恢复程度为89.5%，而90 d 后渗透率恢复程度为88.1%，在完井液接触储层90 d 后，岩芯的渗透率恢复程度仍然大于85.0%，完井液的长效性较好，满足该油田对完井液对岩芯渗透率恢复程度的要求。

表6 A 组岩样储层保护实验测试结果Tab.6 Reservoir protection test results of the rock samples Group A

针对储层Y，通过B 组岩芯的渗透率恢复实验，测试了优选有机胺的完井液在长期接触储层时对渗透率的影响，实验结果见表7。

表7 B 组岩样储层保护实验测试结果Tab.7 Reservoir protection test results of rock samples Group B

实验结果表明，针对储层Y 特性，完井液的长效性较好。除静置1 d 的渗透率恢复程度较低（25.5%）外，其余天数渗透率恢复程度均大于85.0%，平均渗透率恢复程度为88.6%，比没有使用优化的完井液大10%左右，优化后的完井液作用效果同样较为显著。静置1 d 的渗透率恢复程度较低的原因是：乌干达现场天然岩芯存在一定程度的速敏特性，前期测试的驱替速率为0.5 mL/min，这可能造成了岩芯中黏土矿物的运移，使得渗透率大幅度下降。后调整驱替速率及围压，开展了7∼90 d的储层保护实验。实验表明，静置7 d 后，渗透率恢复程度为84.4%，静置30 及90 d 的渗透率恢复程度分别为88.8%和87.1%，满足该油田对完井液对岩芯渗透率恢复程度的要求。

针对乌干达某油田完井液作业周期长（18 个月）的特点，结合本次长效完井液储层保护实验结果，采用指数回归与线性回归的方法，模拟了A 组和B 组岩芯在完井液静置180∼720 d 的渗透率恢复情况，如图6 所示。由图6 可见，0∼30 d 完井液对储层的伤害最小，30∼90 d 渗透率恢复程度出现一定程度的下降，说明开始出现污染。因此，基于实验数据回归结果，可以认为对于目标储层，完井液静置30 d 内并不会造成储层的伤害，30 d 后会出现一定程度的污染。

图6 岩芯渗透率恢复程度Fig.6 Recovery degree of core permeability

根据现场在以往开展的作业经验发现，完井液在井下工作0∼30 d，表皮系数变化较小（低于1）；完井液在井下工作30∼180 d，表皮系数缓慢上升（超过1），完井液在井下工作180 d 以上时，表皮系数快速上升（当渗透率恢复程度越大时，完井液对储层的伤害越小，产生的污染表皮系数也越小），现场实际使用结果与实验拟合得到的结果具有一致性。

3 结论

1）抑制性实验表明，现场使用的完井液和加入不同含量抑制剂有机胺（PF–NETROL）作用到膨润土后，放置1 d 后的平均防膨率分别为85.42% 和94.21%，加入有机胺之后防膨率提高了8.79%，防膨效果较好。优选出当有机胺的加量为2%时该体系的完井液具有较好的抑制性。

2）储层保护性实验表明，整体上优化后的有机胺完井液的渗透率恢复程度达到了89.0%左右，比现场使用的完井液提高了10.0%，优化后完井液作用效果显著提高。在该优选的新型有机胺完井液浸泡的前30 d，储层渗透率恢复程度均达到了89.0%以上，对储层的危害较小，能够满足乌干达某油田完井液长效作用的要求。

3）储层在该新型有机胺完井液浸泡超过30 d后渗透率会持续下降，储层的损害程度也持续增加，建议在实际作业中采用每30 d 更换、补充完井液的方式来保证完井液的性能，为能够进行长期作业提供保障。