顏明，田藝，賈輝，于東，梁玉凱 （中海石油 （中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

李蔚萍，舒福昌，向興金，胡墨杰 （荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北荊州 434000）

崖城13－1氣田實際地層壓力因數(shù)由于壓力衰竭降低到了0.22，井內(nèi)液柱與地層間的靜止壓差已經(jīng)達(dá)30MPa左右，儲層段井底靜止溫度約180℃。因此，常規(guī)的修井液已不能滿足該氣田修井作業(yè)的要求，而修井液的選擇和應(yīng)用工藝不當(dāng)將直接影響作業(yè)效果［1，2］。針對該氣田修井作業(yè)期間的儲層保護(hù)問題，通過梳理前期的研究成果，結(jié)合氣田目前的生產(chǎn)狀況，優(yōu)化了修井液配方，初步確定了絡(luò)合水修井液體系的基本配方，并對其性能評價結(jié)果進(jìn)行系列介紹。

1 絡(luò)合劑作用機理

在原子結(jié)合成分子時，相鄰的原子之間強烈的相互作用稱為化學(xué)鍵，屬于分子內(nèi)部的作用力，根據(jù)其作用方式的不同將其分為離子鍵和共價鍵等。其實分子與分子之間還存在著作用力，根據(jù)其強弱又將其分為范德華力和氫鍵。

絡(luò)合劑是一種含大量與水分子鍵合的多官能團(tuán)小分子量有機化合物，該化合物通過分子內(nèi)和分子間與水分子形成氫鍵，使水分子內(nèi)和水分子間形成網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)而成為絡(luò)合水。另外，水分子和絡(luò)合劑官能團(tuán)在氫鍵的作用下也可產(chǎn)生分子間絡(luò)合，如圖1所示。

圖1 絡(luò)合劑分子絡(luò)合機理示意圖

在絡(luò)合劑的絡(luò)合作用下，暫堵修井液中自由水變成絡(luò)合水，不能隨意運動，阻止暫堵修井液中的水與地層中的水相互遷移，從而保證其優(yōu)良的抑制性、防塌性及儲層保護(hù)特性［3］。絡(luò)合技術(shù)具有以下優(yōu)點：①可改變水分子的狀態(tài)，使自由水轉(zhuǎn)變?yōu)榻j(luò)合水，同時降低泥頁巖水化，保持井壁穩(wěn)定；②改善修井液體系的濾失性，減少濾失；③降低氣－液表面張力，絡(luò)合劑可降低氣－液界面張力到30mN/m，增強體系的助排、防水鎖等儲層保護(hù)能力；④良好的配伍性［4］。

2 絡(luò)合劑基本性能

設(shè)計不同的絡(luò)合水基液混配比，將絡(luò)合劑與清水按不同體積比混合，分別從密度、黏度、抑制性、界面張力等方面對不同體積分?jǐn)?shù)的基液進(jìn)行測定。

2.1 絡(luò)合水基液密度可調(diào)性好

隨著絡(luò)合水基液中絡(luò)合劑體積分?jǐn)?shù)的增加，絡(luò)合水基液的密度不斷增加。從圖2中可以看出絡(luò)合水基液密度范圍為1.0～1.26g/cm3，可調(diào)性好。

2.2 絡(luò)合水基液可提高液相黏度

利用烏氏黏度計測定絡(luò)合水基液黏度，其中烏式黏度計常數(shù)0.006265mm2/s，測試溫度為25℃。如表1所示，隨著絡(luò)合水基液中絡(luò)合劑體積分?jǐn)?shù)的增加，絡(luò)合水基液的黏度亦增加。該基液不僅能增加液相黏度，減緩濾液進(jìn)入地層的運動速度；同時也能改善泥餅質(zhì)量，降低泥餅滲透性，減小液相進(jìn)入地層的濾失量。

圖2 絡(luò)合劑體積分?jǐn)?shù)對修井液密度的影響

表1 不同體積分?jǐn)?shù)絡(luò)合水基液黏度特性

2.3 絡(luò)合水基液可抑制黏土礦物水化膨脹

室內(nèi)通過測定不同體積分?jǐn)?shù)的絡(luò)合水基液對膨潤土膨脹率的影響，考察絡(luò)合水抑制黏土礦物水化膨脹的能力，試驗結(jié)果如圖3所示。隨著絡(luò)合水基液中絡(luò)合劑體積分?jǐn)?shù)的增加，絡(luò)合水基液對膨潤土膨脹率影響很小，表明絡(luò)合水對膨潤土具有很好的抑制能力。

2.4 絡(luò)合水基液可降低界面張力

圖3 不同體積分?jǐn)?shù)絡(luò)合水基液對膨潤土膨脹率的影響

表2 不同體積分?jǐn)?shù)基液界面張力測定結(jié)果

利用J－200A自動界面張力儀對絡(luò)合劑的體積分?jǐn)?shù)與界面張力的關(guān)系進(jìn)行了評價。由表2可知，隨著加入的絡(luò)合劑體積分?jǐn)?shù)增大，界面張力降低。當(dāng)加入的絡(luò)合劑體積分?jǐn)?shù)為50%時，氣－液界面張力可降至30mN/m，油－液界面張力降至0.0849mN/m，說明絡(luò)合水基液具有較好的降低界面張力的能力。同時，該基液具有以下特點：①降低泥巖的毛細(xì)管自吸水；②有利于液相返排；③有利于降低油流阻力；④提高儲層保護(hù)能力。

2.5 絡(luò)合水基液具有較好的抗溫穩(wěn)定性

將該基液在高溫180℃下靜止恒溫老化60d，該過程中表觀黏度為2.5mPa·s，塑性黏度為22mPa·s，動切力為0.5Pa，均沒有變化且無明顯分層現(xiàn)象，說明該基液具有較好的抗溫穩(wěn)定性。

3 絡(luò)合水修井液綜合性能評價

在大量研究的基礎(chǔ)上，初步確定了崖城13－1油田高溫低壓氣井絡(luò)合水修井液體系基本配方：50ml

絡(luò)合劑 HLH＋50ml清水＋0.2gNa2CO3＋0.3gNaOH＋2.5～3.5g懸浮穩(wěn)定劑 HXW－2＋6～9g成膜封堵劑HFB，并對其流變性、耐溫穩(wěn)定性和承壓封堵性等性能進(jìn)行了系統(tǒng)評價。

3.1 絡(luò)合水修井液流變性

表3 絡(luò)合水修井液流變性評價結(jié)果

從評價結(jié)果 （表3）可知，修井液加熱前的表觀黏度為30.1mPa·s，塑性黏度為 22.2mPa·s，動切力為7.9Pa。在高溫180℃下靜止恒溫老化60d，隨著老化時間的延長黏度變化不明顯，表明其熱穩(wěn)定性良好。

圖4 絡(luò)合水修井液耐溫穩(wěn)定性變化曲線

3.2 絡(luò)合水修井液耐溫穩(wěn)定性

室內(nèi)監(jiān)測高溫180℃下靜止不同時間后修井液上下密度值。從評價數(shù)據(jù)（圖4）可知，在180℃恒溫老化60d過程中，密度變化也極小，表明體系性能沒有發(fā)生本質(zhì)變化，具有較好的耐溫穩(wěn)定性。

3.3 絡(luò)合水修井液承壓封堵性

在180℃、30MPa下，90min的承壓封堵試驗過程中，3塊巖心的漏失量均為0ml，敲碎巖心后可測得修井液侵入巖心深度分別為0.44、0.45、0.26cm，如表4、圖5所示，說明該修井液體系具有較好的承壓封堵能力。

表4 絡(luò)合水修井液承壓封堵性評價結(jié)果

圖5 經(jīng)絡(luò)合水修井液污染后M69巖心和敲碎后的試驗現(xiàn)象

4 認(rèn)識與結(jié)論

針對高溫低壓易漏油氣藏修井作業(yè)的需要，研究出了一種絡(luò)合水修井液體系，該體系是一種新型暫堵修井液，阻止修井液中的水與地層中的水相互遷移，絡(luò)合水基液具有密度調(diào)節(jié)范圍大、提高液相黏度、可有效抑制黏土礦物水化膨脹、降低界面張力、較好的抗溫穩(wěn)定性等優(yōu)點。構(gòu)建的修井液體系具有較好的耐溫穩(wěn)定性和承壓封堵性，能夠滿足崖城13－1氣田高溫、低壓儲層修井作業(yè)要求。

［1］Faruk Civan.Reservoir Formation Damage－Fundamentals，Modeling，Assessment，and Mitigation ［M］.Houston：Gulf Publishing Company，2003.

［2］謝克姜，胡文軍.PRD儲層鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用 ［J］.石油鉆采工藝，2007，29（6）：99～101.

［3］丁阿曼 .絡(luò)合作用對鉆井液性能影響研究 ［J］.科技創(chuàng)新導(dǎo)報，2011，18（12）：3.

［4］賈存龍 .絡(luò)合作用對鉆井泥漿液性能影響的分析 ［J］.科技資訊，2012，12（18）：111.

［編輯］ 帥群