胡增國

(中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠,山東東營 257068)

王588塊泥漿污染深穿透酸液研究與評價

胡增國

(中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠,山東東營 257068)

王588塊鉆井泥漿污染主要是固相入侵和濾液與地層水的不配伍性。通過實驗,優(yōu)選出了具有高效深穿透能力以及固相溶解量大的表面活性劑DS-101酸液復(fù)配體系。實驗表明,該體系耐溫性強,對油泥具有極強的分散和溶解作用,對泥漿污染有明顯的解堵效果,巖心滲透率恢復(fù)率可達127%。

泥漿污染;深穿透;酸液;解堵;增溶

王588塊位于東營市東營區(qū)境內(nèi),構(gòu)造上位于濟陽坳陷東營凹陷牛莊洼陷東斜坡帶,主力含油層系為沙四段。該區(qū)沙四段儲層孔隙度為9.9%～26.2%,平均值19.3%,滲透率平均值為87.5×10-3μm2。儲層具有非速敏、弱鹽敏、弱水敏、弱酸敏、弱堿敏特征。

道達爾公司研究表明,泥漿固相侵入儲層后,黏土礦物與原油接觸形成油泥堵塞滲流孔道,油泥堵塞區(qū)域滲透率極低,常規(guī)解堵劑很難穿透油泥帶。為解除傷害,道達爾公司2004年研究形成了新型的深穿透解堵劑體系,該解堵劑體系是在酸液中加入了一種可使油泥快速分散的表面活性劑[1-8]。

本文針對王588塊泥漿污染的特點,研究開發(fā)了一種深穿透解堵體系。

1 王588塊儲層泥漿傷害評價

1.1 泥漿污染深度評價

用J HST-IV滲透率梯度儀測定了王102-49井鉆井泥漿(稀釋10倍注入)對不同滲透率巖心的污染深度,試驗結(jié)果見表1。表1說明,王588塊泥漿的污染深度小于14 cm。由于王588地層水中鈣、鎂離子含量為2 062 mg/L,鈣、鎂離子可與鉆井液中的堿反應(yīng)生成沉淀物,因此,儲層污染為固相入侵和濾液污染。

表1 王102-49井鉆井泥漿(稀釋10倍注入)對不同滲透率巖心的污染深度Tab.1 Wang102-49 drilling mud(10 times diluted)contaminating depth to different cores

將污染后且滲透率為101.2×10-3μm2的巖心,在距入口端3 cm處切片,拍攝電鏡照片,如圖1所示,從照片可明顯看出有入侵黏土微粒存在。

圖1 污染后巖心電鏡照片F(xiàn)ig.1 Photo of contaminated core

1.2 泥漿濾液對巖心滲透率的影響

王102-49井鉆井泥漿濾液的pH值為10.1。將濾液與王588產(chǎn)出水按1∶1混合,發(fā)現(xiàn)有明顯固相顆粒生成,也就是說濾液可造成儲層傷害。

王588塊對鉆井泥漿的要求是API濾失量小于5 mL。當(dāng)濾失量為5 mL時,濾液的侵入深度可達到25.9 cm?？紤]到鉆井過程中的動態(tài)濾失量要大于5 mL,因此濾液對儲層的污染深度應(yīng)大于30 cm。

本文用流動試驗評價了濾液對巖心的傷害,試驗中人造巖心的滲透率為73.4×10-3μm2,用王588產(chǎn)出水飽和巖心后注入1 PV泥漿濾液,然后用產(chǎn)出水驅(qū)替。試驗結(jié)果見圖2。圖2說明泥漿濾液對巖心滲透率存在明顯傷害,巖心滲透率最多下降64.0%。

2 深穿透酸液體系基礎(chǔ)酸液的確定

60℃條件下研究了單一酸液體系對泥漿固相的溶解,氫氟酸的酸溶量最大,鹽酸和醋酸的酸溶量相當(dāng)。磷酸的酸溶量較低,硝酸對泥漿中的固相有固結(jié)作用,因此這2種酸不適合用于鉆井泥漿的解堵。

圖2 泥漿濾液對巖心滲透率的傷害Fig.2 Damage of mud filtrate to core permeability

分別用7%的HCl和7%HAC和不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的HF復(fù)配,形成鹽酸體系和醋酸體系,測定了不同酸液體系對泥漿固相的酸溶量,試驗結(jié)果見圖3。從圖3可以看出:(1)對鹽酸體系HF的用量存在最佳值(鹽酸與氫氟酸的最佳質(zhì)量比為1.273)。低于最佳值時,隨HF質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加酸溶量增加;高于最佳值之后,隨HF質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加酸溶量減小。(2)對HAC體系氫氟酸用量沒有最佳值,隨HF質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加酸溶量增加。

圖3 不同酸液體系對泥漿固相的酸溶量Fig.3 Dissolving capability of different acids to slurry solid

上述研究結(jié)果表明,泥漿固相最好的解除劑為土酸。配制土酸時鹽酸和氫氟酸的最佳質(zhì)量比為1.273。綜合考慮,選擇7%HCl+5.5%HF作為基礎(chǔ)酸液。

3 深穿透酸液體系表面活性劑研究

3.1 主要試驗方法

(1)增溶能力的測定

以7.0%HCl+5.5%HF為基礎(chǔ)酸,加入5%表面活性劑體系和2%緩蝕劑配成深穿透酸備用。用移液管準(zhǔn)確移取10 mL配制好的深穿透酸至25 mL比色管中,放置在90℃恒溫水浴中,將裝入酸式滴定管中的脫水煤油準(zhǔn)確滴入比色管中。每滴加1滴,劇烈搖動后,在90℃恒溫水浴中靜止10 min,觀察有無分層或渾濁現(xiàn)象,記錄剛剛出現(xiàn)分層或渾濁現(xiàn)象時煤油的累積加入體積,按下式計算增溶能力。

式中:c為增溶能力,mL油/100 mL酸;v0為體系出現(xiàn)分層或混濁現(xiàn)象時煤油的累積加入體積, mL。

(2)穿透能力的測定

人造淤泥小球的制備:70 g碳酸鈣粉中加入10 g高嶺土,混合均勻后,加入20 g王588區(qū)塊原油,攪拌均勻,然后制成質(zhì)量為5 g的淤泥小球備用。

取50 mL的深穿透酸溶液于具塞比色管中,將5 g的人造淤泥小球放入比色管,60℃恒溫靜止,觀察小球完全溶解的時間,以此表示深穿透酸的穿透能力。

3.2 結(jié)果與討論

深穿透酸通常由基礎(chǔ)酸、主表面活性劑和助表面活性劑組成,主表面活性劑的作用是形成膠束和降低界面張力;助表面活性劑參與并促進膠束的形成,降低主表面活性劑的臨界膠束濃度,同時對體系具有稀釋作用。

(1)主表面活性劑選擇

選擇聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撐磺酸鈉(A)和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸鈉(B)共同作為表面活性劑體系主表面活性劑的組分,改變二者的比例,測定其增溶能力的變化,結(jié)果見表2。

表2 增溶能力隨兩種表面活性劑比例的變化(90℃)Tab.2 Solubilization capacity change with the ratio of two surfactants(90℃)

由表2知,聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撐磺酸鈉(A)和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸鈉(B)復(fù)配使用,其增溶能力有所提高,當(dāng)A∶B達7∶3時,對油有最大增溶量。

(2)助表面活性劑選擇

在聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撐磺酸鈉(A)和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸鈉(B)按7∶3復(fù)配的基礎(chǔ)上,加入不同的低分子醇,其組成為: 80%(A+B)+20%低分子醇,按本文3.1節(jié)方法測定其增溶能力和潤濕性,根據(jù)增溶能力的大小和潤濕性篩選助表面活性劑。選擇異丙醇和正辛醇復(fù)配作為助表面活性劑,改變二者比例,在和單一助表面活性劑相同的試驗條件下,測定深穿透酸增溶能力和潤濕性的變化,結(jié)果見表3。

表3 助表面活性劑復(fù)配對增溶能力和潤濕性的影響Tab.3 The influence of mixed assist-surfactant to solubilization capacity and wettability

由表3知,異丙醇和正辛醇兩種低分子醇復(fù)配作為助表面活性劑,可使表面活性劑體系的增溶能力進一步提高,地層的親水性得到進一步改善,當(dāng)二者比例為8∶2時增溶能力最大。

(3)表面活性劑DS-101配方確定

根據(jù)主表面活性劑和助表面活性劑的篩選結(jié)果,綜合考慮各化學(xué)劑的使用成本和使用性能,最終確定表面活性劑體系DS-101的組成為:80% (A+B)+20%(異丙醇+正辛醇),其中A代表聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撐磺酸鈉,B代表聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸鈉,二者質(zhì)量分?jǐn)?shù)之比為7∶3;異丙醇和正辛醇的質(zhì)量分?jǐn)?shù)之比為8∶2。

4 深穿透酸液性能評價

深穿透酸的主要性能包括對油的增溶能力、對地層的潤濕性、對油層的穿透能力以及熱穩(wěn)定性等,表面活性劑體系的使用濃度、深穿透酸中其它酸化添加劑的加入、溫度等均可對深穿透酸的性能產(chǎn)生影響。以下分別對表面活性劑體系DS -101及其形成的深穿透酸的性能進行評價。

4.1 深穿透酸的增溶性及其潤濕性能

以7%HCl+5.5%HF為基礎(chǔ)酸液,按本文3.1節(jié)方法,測定加入不同濃度表面活性劑體系DS-101時,深穿透酸的增溶性及其潤濕性變化,結(jié)果如表4。

表4 表面活性劑濃度對深穿透酸液性能參數(shù)的影響Tab.4 The influence of surfactant concentration to deep-penetrating acid parameters

由表4可知,隨酸液體系中表面活性劑體系濃度的增加,其增溶油的能力逐漸增加,對地層的親水性增強。綜合考慮性能及成本,選擇DS-101加入量為5.0%。

4.2 深穿透酸的耐溫性

將配制好的深穿透酸體系裝入帶聚四氟乙烯襯里的高溫罐中,密封后放入高溫烘箱,在規(guī)定溫度下恒溫12 h后取出冷卻,在90℃條件下測定其增溶能力和潤濕性的變化,結(jié)果見表5。

表5 深穿透酸的耐溫性能Tab.5 Temperature-stable capability of deep-penetrating acid

由表5可以看出,在90～160℃范圍內(nèi),深穿透酸經(jīng)12 h高溫之后仍保持較高的增溶能力,說明表面活性劑體系DS-101形成的深穿透酸酸液體系具有較好的耐溫性能。因聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撐磺酸鈉和聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸鈉均屬兩性表面活性劑,兼具非離子和陰離子型表面活性劑的特點,含有的兩個親水基團,使其具有良好的親水性,陰離子官能團硫酸脂基和磷酸脂基的存在又大幅提高了活性劑的熱穩(wěn)定性。

4.3 深穿透酸的穿透性能

按3.1節(jié)方法制備人造淤泥小球,以7%HCl +5.5%HF為基礎(chǔ)酸,分別加入不同濃度的表面活性劑體系DS-101配成深穿透酸體系,測定高溫前后深穿透酸的穿透能力變化,結(jié)果見表6。

表6 深穿透酸的穿透能力Tab.6 Penetrating capacity of deep-penetrating acid

由表6可以看出,由7%HCl+5.5%HF基礎(chǔ)酸和DS-101形成的深穿透酸具有良好的穿透油層能力,隨表面活性劑體系DS-101濃度的增加,穿透時間顯著縮短,析油率明顯增加;高溫條件對深穿透酸的穿透能力影響較小,由此進一步說明DS-101形成的深穿透酸具有良好的熱穩(wěn)定性。

4.4 深穿透酸解堵能力巖心試驗評價及原理

用流動試驗評價了深穿透酸解堵能力,試驗中巖心的滲透率為1.75×10-3μm2,用王588產(chǎn)出水飽和巖心后,用標(biāo)準(zhǔn)鹽水驅(qū)替7.5 PV,然后注入8.5 PV3%泥漿體系,用標(biāo)準(zhǔn)鹽水驅(qū)替12 PV,注入深穿透酸液12 PV,用標(biāo)準(zhǔn)鹽水驅(qū)替11 PV。試驗結(jié)果見圖4。圖4說明泥漿對巖心滲透率存在明顯的傷害,巖心滲透率最多下降79.4%;深穿透酸具有明顯的解堵效果,巖心滲透率回復(fù)率可達127%。

深穿透酸可以增溶原油,其過程可用圖5表示。深穿透酸與原油剛開始接觸時,酸油互溶、兩相之間沒有界面,即界面張力為零。深穿透酸易于進入含油層,并有高的波及系數(shù)。由于巖石和泥質(zhì)表面的原油被增溶進酸液(圖5a、圖5b),酸可順利地溶解泥質(zhì)和溶蝕巖石。當(dāng)深穿透酸中增溶的原油達到飽和時(圖5c),深穿透酸轉(zhuǎn)化為酸包油乳狀液(圖5d)。酸包油乳狀液和原油存在界面,但可通過低界面張力、增黏和賈敏效應(yīng)等機理提高酸液體系在油層的穿透能力和波及體積,進一步實現(xiàn)油層深部酸化的目的。

圖4 深穿透酸解堵能力巖心試驗評價Fig.4 Core test evaluation of deep-penetrating acid plugging removal ability

圖5 膠束增溶油過程示意Fig.5 Sketch map of solubilization

深穿透酸中的表面活性劑可通過在巖石表面吸附減小H+與巖石的接觸幾率,達到降低酸巖反應(yīng)速率的目的。低的酸巖反應(yīng)速率避免了酸液在近井地帶過度消耗,使酸液在地層深部仍維持較高的酸濃度,提高其在油層的作用深度。

5 結(jié)束語

(1)王588塊儲層污染主要是泥漿固相入侵和泥漿濾液與地層水的不配伍性。

(2)對泥漿固相污染溶解量最大的酸液體系,為7%HCl和5.5%HF復(fù)配。

(3)高效穿透表面活性劑體系DS-101的組成為:80%(A+B)+20%(異丙醇+正辛醇)。其中A代表聚氧乙烯辛基苯酚醚丙撐磺酸鈉,B代表聚氧乙烯聚氧丙烯戊烷基醇醚磷酸鈉,二者質(zhì)量分?jǐn)?shù)之比為7∶3;異丙醇和正辛醇的質(zhì)量分?jǐn)?shù)之比為8∶2。

(4)研究形成了適合王588塊泥漿污染解堵的深穿透酸液體系,該體系組成為:7%HCl+ 5.5%HF+5%DS-101+1%緩蝕劑。

(5)巖心試驗表明深穿透酸對泥漿污染有明顯的解堵效果,巖心滲透率回復(fù)率可達127%。深穿透酸主要通過高效穿透油泥帶和延緩酸巖反應(yīng)速率,達到油層深部酸化的目的。

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Study and evaluation on deep-penetrating acid used for removal of mud pollution in Block W588

Hu Zengguo
(Xianhe Oil Production Plant,SINOPEC Shengli Oilf ield Company,Dongying257068)

In Block Wang 588,drilling mud pollution is mainly caused by solid-phase invasion and noncompatibility of filtrate with formation water.Through optimization,a new surfactant DS-101 acid mixed system has been developed,which is a kind of highly efficient deep-penetrating acid,with high solid phase dissolving capability.Experiment results indicate that this system is stable under high temperature conditions.It has not only strong sludge dispersion and dissolution ability,but also an obvious plugging removal effect of mud contamination.Core testing shows that the core permeability recovery rate can reach up to 127%with this acid.

mud contamination;deep-penetrating;acid;plugging removal;solubilization

book=6,ebook=8

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.058

1008-2336(2010)02-0058-06

2010-03-01;改回日期:2010-03-18

胡增國,1966年生,男,高級工程師,碩士,采油工藝、油田化學(xué)專業(yè)。E-mail:hzgzp2009@sina.com。