房炎偉 楊嘉偉 馬玉梁 緲慶林

(中國(guó)石油西部鉆探工程有限公司)

進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期的油氣田，儲(chǔ)層能量可能?chē)?yán)重不足，在油氣井的檢泵、轉(zhuǎn)抽、修井等各種增產(chǎn)措施作業(yè)施工中，就可能引起嚴(yán)重漏失的情況，特別在衰竭地層的修井過(guò)程中，濾液的深侵入、惡性漏失現(xiàn)象普遍[1]；而在某些存在多壓力層系的地區(qū)將會(huì)出現(xiàn)窄安全密度窗口或無(wú)安全密度窗口的情況，施工中表現(xiàn)為高壓層壓不住，低壓層漏失嚴(yán)重[2]。漏失的壓井液或使用清水壓井時(shí)會(huì)引起儲(chǔ)層水敏、水鎖等傷害[1]，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲流能力下降，油氣井產(chǎn)液、產(chǎn)油氣能力下降及含水上升。某些井即使產(chǎn)量恢復(fù)也需要一個(gè)較長(zhǎng)周期，造成油氣井減產(chǎn)。針對(duì)目前低壓、多壓力層系壓井修井難題，研制了樹(shù)脂型壓井液。樹(shù)脂型壓井液體系呈顆粒狀凍膠狀態(tài)，凍膠粒徑大，有一定強(qiáng)度，在壓差作用下，凍膠顆粒變形貼服于井壁，不會(huì)進(jìn)入儲(chǔ)層，可以起到隔離的效果[3-4]。由于凍膠顆粒與井壁的親和力小，作業(yè)結(jié)束后樹(shù)脂型壓井液可以很好地返排，解除凍膠顆粒對(duì)儲(chǔ)層孔隙的堵塞，恢復(fù)產(chǎn)能。

1 室內(nèi)研究

(1) 常規(guī)性能。經(jīng)過(guò)試驗(yàn)，確定出樹(shù)脂型壓井液體系配方為：水+1.0%(w)KE-CA+0.5% (w)膠體保護(hù)劑+0.2%(w)其他處理劑樹(shù)脂型壓井液由清水和聚合物類(lèi)高分子處理劑組成，體系中不含任何固相。高吸水性樹(shù)脂吸水后呈凍膠狀，凍膠顆粒粒徑達(dá)到毫米級(jí)[3-4]，凍膠顆粒之間有少量水存在，顆粒之間的摩擦阻力小，流動(dòng)性好。從壓井液的常規(guī)性能(表1)可以看出：壓井液密度低，具有較高的黏度和屈服值，懸浮能力強(qiáng)，濾失量低。在80 ℃、4.2 MPa下的高溫高壓濾失僅有29 mL，適合于修井作業(yè)。

表1 樹(shù)脂型壓井液常規(guī)性能表

(2) 抗溫性能評(píng)價(jià)。在輥?zhàn)蛹訜釥t中，將壓井液熱滾16 h，溫度100 ℃，熱滾后壓井液的性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 抗溫性評(píng)價(jià)結(jié)果

熱滾后，壓井液流變性變化不大，只是失水量略有上升，說(shuō)明該壓井液可以抗100 ℃的高溫。

(3) 巖心傷害評(píng)價(jià)。巖心傷害評(píng)價(jià)通過(guò)返排解堵、污染深度和暫堵層強(qiáng)度來(lái)評(píng)價(jià)對(duì)儲(chǔ)層的傷害情況。采用巖心滲透率實(shí)驗(yàn)儀測(cè)定巖心滲透率。試驗(yàn)條件：3.5 MPa，80 ℃，3 h，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 巖心滲透率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

用壓井液污染巖心后，在污染端切去一定長(zhǎng)度后再測(cè)其滲透率K3，與污染前滲透率K1進(jìn)行對(duì)比，滲透率恢復(fù)值達(dá)95%以上時(shí)，其切去長(zhǎng)度視為污染深度。試驗(yàn)條件：3.5 MPa，80 ℃，3 h，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 巖心滲透率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

樹(shù)脂型壓井液的凍膠顆粒粒徑在毫米級(jí)別，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于巖石的孔隙直徑，當(dāng)壓井液注入井筒后，凍膠顆粒在壓力作用下擠向井壁，并發(fā)生形變，在儲(chǔ)層表面能夠形成暫堵層[4]，可對(duì)儲(chǔ)層形成有效封堵。

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出：用壓井液污染巖心后，巖心滲透率恢復(fù)值均大于80%。在污染端切去不到2 cm，巖心滲透率恢復(fù)值為96.7%～98.7%，均大于95%。說(shuō)明壓井液的污染深度淺，對(duì)巖心的傷害小。

(4) 承壓能力評(píng)價(jià)。把用壓井液污染后的巖心取出，刮下巖心表面的濾餅，重新裝入巖心加持器中，加圍壓，用巖心滲透率實(shí)驗(yàn)儀測(cè)其承壓能力，即用平流泵將航空煤油逐漸加壓，直至接受杯中有液滴流出時(shí)的平流泵壓力即為巖心承壓能力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 承壓能力實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從表5可以看出，壓井液暫堵層一旦形成，可承受12 MPa的壓差而不破裂，暫堵效果良好。

(5) 抗原油污染評(píng)價(jià)。壓井液在井筒中與原油接觸可能改變性能而影響到修井效果。室內(nèi)將壓井液與原油按1∶1的體積比加入到試管中，振蕩5 min后在常溫下放置7天，觀(guān)察壓井液與原油分層明顯，沒(méi)有乳化現(xiàn)象，說(shuō)明壓井液有良好的抗原油污染能力。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

樹(shù)脂型壓井液在吐哈油田應(yīng)用10口井，壓井過(guò)程中未出現(xiàn)漏失，壓井液返排正常，施工成功率100%，壓井作業(yè)效果見(jiàn)表6。

表6 壓井作業(yè)效果統(tǒng)計(jì)表

現(xiàn)場(chǎng)施工情況以HN9-21井轉(zhuǎn)抽作業(yè)為例，HN9-21井位于紅南區(qū)塊，自噴投產(chǎn)，轉(zhuǎn)抽壓井前停噴，地層壓力系數(shù)：0.9 MPa/100 m。

施工之前在配液站配制壓井液，循環(huán)均勻后測(cè)定壓井液性能——漏斗黏度：120 s，密度：1.01g/c m3。壓井施工采用反循環(huán)方式，待井口返出壓井液與進(jìn)口性能基本一致后停泵，停泵時(shí)壓井液密度0.98 g/cm3。壓井成功后開(kāi)始下完井管柱，一天后完井，返排。壓井液返排方式為抽排，返排5 h后見(jiàn)油，原油質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%，16 h后返排壓井液16.67 m3，進(jìn)入生產(chǎn)流程，日產(chǎn)液量較壓井前提高48%。使用清水壓井返排時(shí)間一般在7天左右。

3 結(jié) 論

(1) 樹(shù)脂型壓井液巖心滲透率恢復(fù)值大于85%，污染深度小于2 cm，暫堵層承壓能力大于12 MPa，可以達(dá)到良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

(2) 樹(shù)脂型壓井液施工過(guò)程安全，施工過(guò)程中未發(fā)生漏失且性能穩(wěn)定，返排時(shí)間短，施工后產(chǎn)液量有較大程度增加，達(dá)到了良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

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