張啟龍

（ 中海石油（ 中國）有限公司天津分公司 海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300459）

渤海X 油田位于渤海灣水域，平臺位置的平均水深為30m，目的層為東營組東二下段，為典型湖相三角洲沉積。油田儲層發(fā)育，垂向上發(fā)育多套砂體，橫向上砂體展布相對穩(wěn)定，其儲層物性較好，平均孔隙度為31.0%，平均滲透率2000mD 左右，為高孔、高滲儲層。該油田原油黏度普遍大于0.5Pa·s，且經(jīng)過長時間冷采開發(fā)，逐漸體現(xiàn)出典型欠壓、稠油油田特征。完井液作為長期與地面儲層接觸的液體，對此類油田儲層保護(hù)效果至關(guān)重要，而前期實(shí)踐過程顯示，目前，常用完井液體系存在以下問題：（1）油田經(jīng)過長時間開發(fā)，處于欠壓狀態(tài)，而水基壓裂液密度下限為1.0g·cm-3，因此，導(dǎo)致完井液漏失較為嚴(yán)重，易造成近井表皮增加，而導(dǎo)致儲層發(fā)生污染；（2）該油田屬于稠油油田，原油黏度較高，而現(xiàn)有完井液體系的降黏作用有限，影響開采效果；（3）該油田含水率逐漸上升，儲層水敏傷害嚴(yán)重，目前完井液體系抑制性有限，易發(fā)生儲層水化膨脹。為保證該油田后續(xù)調(diào)整井的開發(fā)效果，亟需對該類油田的完井液體系進(jìn)行優(yōu)化[1-3]。

本文結(jié)合渤海X 油田實(shí)際情況，制定了完井液體系優(yōu)化方案，利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對3 種完井液體系進(jìn)行評價優(yōu)選，在優(yōu)選出的完井液體系基礎(chǔ)上，對體系性能進(jìn)一步優(yōu)化，形成了適合渤海欠壓稠油油田的完井液體系配方，并通過高溫長期浸泡實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證了該完井液體系的綜合性能，對類似油田開發(fā)時完井液體系的選擇具有指導(dǎo)和借鑒意義。

1 完井液優(yōu)化方案

1.1 油田基本情況

渤海X 油田前期壓力測試顯示，該油田儲層原始地層壓力系數(shù)接近1.0，屬于正常壓力系統(tǒng)，但由于該油田經(jīng)過長期注水開發(fā)，目的層受高速注采帶來的壓力頻繁波動，尤其是加密調(diào)整后，井網(wǎng)距離已經(jīng)縮短至150m 左右，壓力傳遞和波動對儲層壓力有較大影響，根據(jù)近幾年壓力測試資料，調(diào)整井所在井區(qū)地層壓力均已下降，預(yù)測綜合調(diào)整井目的層段壓力系數(shù)在0.7～0.95 之間，最大凈壓差達(dá)到6.4MPa，考慮到完井液密度低值較高，易發(fā)生漏失污染，應(yīng)重點(diǎn)考慮完井液儲層保護(hù)性能。

X 油田原油密度（20℃）在0.9456～0.9960g·cm-3之間，原油黏度（50℃）為113.2～4080mPa·s，屬于中、高黏度重油，其組分中含硫、含蠟量低，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高（30%～40%），凝固點(diǎn)大約在－20～10℃之間，油田主體部位不超過0℃，屬低凝油田?？紤]到原油黏度較高，為了保障流體的順利開采，建議加強(qiáng)完井液的稠油降黏性能。

完井液直接與儲層接觸，易造成沉淀堵塞、高流速沖擊剝落、運(yùn)移堵塞等污染，因此，開展敏感性實(shí)驗(yàn)以優(yōu)化完井液性能，按照（SY/T5358-94）《砂巖儲層敏感性評價實(shí)驗(yàn)方法》進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，所采用的標(biāo)準(zhǔn)鹽水是根據(jù)X 油田儲層段水分析資料配制，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1，儲層易發(fā)生水敏傷害。

表1 巖芯敏感性傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.1 Test results of core sensitivity damage

為分析其原因，對儲層進(jìn)行了巖土礦物分析，見表2。

由表2 可見，儲層泥巖黏土礦物含量高，主要為伊/蒙混層（I/S）、高嶺石（K）、伊利石為主，易膨脹、強(qiáng)分散，因此，易發(fā)生水敏破壞[4-6]。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，X 油田儲層具有強(qiáng)水敏傷害傾向，應(yīng)考慮采用強(qiáng)抑制性完井液。

1.2 技術(shù)方案

根據(jù)對渤海X 油田東二段儲層特點(diǎn)分析結(jié)果，該油田完井液性能應(yīng)重點(diǎn)考慮以下因素：（1）目的層位經(jīng)過多年開采，地層壓力屬于欠壓狀態(tài)，應(yīng)重點(diǎn)考慮完井液儲層保護(hù)性能；（2）該油田原油黏度較高，為保障原油的順利開采，應(yīng)重點(diǎn)加強(qiáng)完井液稠油降黏性能；（3）根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，儲層黏土含量高，水敏傷害強(qiáng)，應(yīng)重點(diǎn)加強(qiáng)完井液的抑制性[7，8]?；谝陨戏治?，提出完井液優(yōu)化方案：首先，對利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對渤海常用完井液體系進(jìn)行優(yōu)選，重點(diǎn)考慮完井液儲層保護(hù)性能、稠油降黏性能和抑制性能，兼顧完井液配伍性和腐蝕性；再對優(yōu)選出的完井液體系進(jìn)行優(yōu)化，通過實(shí)驗(yàn)確定藥劑量的加入量。

2 完井液體系優(yōu)選

利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價渤海油田常用的3 種完井液體系，即隱形酸完井液（過濾海水+0.5%HTA 螯合劑+1.5%HCS 黏土穩(wěn)定劑）、有機(jī)胺完井液（過濾海水+1.5%RF-NETROL 有機(jī)胺抑制劑）和清潔鹽水。綜合考慮配伍性、抑制性、腐蝕性、儲層保護(hù)性和降黏性，優(yōu)選完井液體系。

2.1 配伍性能對比

根據(jù)區(qū)塊地層水資料，配制模擬地層水，另外準(zhǔn)備鉆開液和地下原油，將模擬地層水、鉆開液和地下原油分別與完井液按不同比例混合，用濁度儀測其混合后的濁度值，并觀察是否出現(xiàn)沉淀，如果混合液濁度值增加或出現(xiàn)沉淀，則說明混合不配伍，若無沉淀且清澈，說明配伍性較好[9,10]。在60℃環(huán)境下進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表3。

表3 完井液配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.3 Compatibility test results of completion fluid

由表3 可見，3 種完井液與地層水或鉆開液的濁度都小于30NTU，且液體清澈，與地層水和鉆開液的配伍性均較好。而且3 種完井液與原油混合后均出現(xiàn)油水分層，分層液體清澈且未出現(xiàn)沉淀，即與原油的配伍性都較好。因此，3 套完井液體系的配伍性良好，滿足現(xiàn)場配伍性要求。

2.2 抑制性能對比

根據(jù)強(qiáng)抑制性優(yōu)化方案，在60℃實(shí)驗(yàn)環(huán)境下，使用常溫動態(tài)線性膨脹儀測試巖粉在3 種不同完井液體系中浸泡0.5、2.0 和16.0h 的線性膨脹率，根據(jù)其值大小進(jìn)行抑制性對比，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 線性膨脹率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.1 Experimental results of linear expansion rate

測試巖粉浸泡0.5、2.0 和16.0h 的線性膨脹率，分別表征3 種完井液體系在浸泡初期、短時間浸泡和長時間浸泡的抑制性。由圖1 可見，隨著浸泡時間的增加，3 種完井液體系的線性膨脹率都增大，由于有機(jī)胺完井液成分中含有抑制劑RF-NETROL，其防黏土膨脹效果在3 個浸泡時間段（0.5、2.0 和16.0h）都是最優(yōu)的，綜合抑制性能排序?yàn)椋河袡C(jī)胺完井液＞隱形酸完井液＞清潔鹽水。

2.3 腐蝕性對比

完井液直接與井下生產(chǎn)管柱接觸，其腐蝕性對工具壽命有較大影響，因清潔鹽水腐蝕性較大，利用實(shí)驗(yàn)重點(diǎn)對比隱形酸和有機(jī)胺兩種體系。采用掛片失重法對N80 鋼片進(jìn)行腐蝕實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度為80℃，靜態(tài)腐蝕時間持續(xù)72h。實(shí)驗(yàn)分兩組進(jìn)行，分別為純完井液和加入0.3%緩蝕劑，結(jié)果見圖2。

圖2 腐蝕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比Fig.2 Comparison of corrosion test results

由圖2 可見，無論是否添加緩蝕劑，有機(jī)胺的腐蝕速率均明顯低于隱形酸，因此，有機(jī)胺完井液的腐蝕性能優(yōu)于隱形酸完井液。

2.4 儲層保護(hù)性能對比

由于渤海X 油田地層壓裂處于欠壓狀態(tài)，完井液易因壓裂差進(jìn)入地層，利用膠結(jié)巖芯完井液損害實(shí)驗(yàn)對完井液的儲層保護(hù)性能進(jìn)行評價，參照標(biāo)準(zhǔn)SY/T6540-2002《鉆開液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，使用多功能耐酸雙巖芯流動儀對巖芯進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，環(huán)境溫度設(shè)置為70℃，封閉式的內(nèi)部空間能保證巖芯在驅(qū)替過程中，整個環(huán)境溫度保持在設(shè)定的恒溫。利用驅(qū)替前滲透率變化計(jì)算滲透率恢復(fù)值，3 種完井液體系的實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 完井液儲層保護(hù)性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.4 Reservoir protection test results of completion fluid

由表4 可見，有機(jī)胺完井液的儲層滲透率恢復(fù)值最大，因此，儲層保護(hù)性能排序?yàn)椋河袡C(jī)胺完井液＞隱形酸完井液＞清潔鹽水。

2.5 降黏性能對比

根據(jù)分析結(jié)果，渤海X 油田井下原油黏度較高，完井液中需要加入降黏劑進(jìn)行原油降黏，降低原油流動阻力，因此降黏劑能有效提高完井液儲層保護(hù)效果。3 種完井液分別加入1%稠油降黏劑，利用3 種完井液滲透率恢復(fù)值的變化評估完井液與降黏劑的匹配性，有機(jī)胺、隱形酸、清潔鹽水3 種完井液加入藥劑后的滲透率恢復(fù)值增加量分別為10.91%、16.83%、16.21%，因此，降黏效果排序?yàn)椋弘[形酸完井液＞清潔鹽水＞有機(jī)胺完井液。

綜上，有機(jī)胺完井液在抑制性、腐蝕性、儲層保護(hù)性能方面最優(yōu)，隱形酸完井液在降黏效果上最優(yōu)，清潔鹽水各項(xiàng)性能較其余兩種完井液相對較差，綜合各方面性能表現(xiàn)，建議渤海X 油田采用有機(jī)胺完井液體系，通過優(yōu)化加入降黏劑的量彌補(bǔ)其在降黏效果上的不足。

3 完井液體系配方優(yōu)化

優(yōu)選完完井液后，利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的方法對有機(jī)胺完井液體系的配方進(jìn)行優(yōu)化，重點(diǎn)優(yōu)化緩蝕劑和降黏劑的用量[11，12]，確保完井液的抗腐蝕和降黏性能。

3.1 緩蝕劑用量優(yōu)化

利用腐蝕評價實(shí)驗(yàn)進(jìn)行緩蝕劑的優(yōu)選，實(shí)驗(yàn)裝置見圖3。

圖3 緩蝕劑用量優(yōu)化實(shí)驗(yàn)裝置Fig.3 Experimental apparatus of optimization of corrosion

該實(shí)驗(yàn)裝置將N80 鋼材掛片置于高壓釜內(nèi)不同的液體環(huán)境，實(shí)驗(yàn)溫度為80℃，靜態(tài)腐蝕時間持續(xù)72h，通過觀察不同濃度緩蝕劑條件下的掛片腐蝕情況，優(yōu)選緩蝕劑最優(yōu)濃度。緩蝕劑采用CA101，該藥劑是根據(jù)緩蝕劑協(xié)同作用理論而復(fù)配的一種有機(jī)陽離子吸附膜型緩蝕劑，其利用多種抗溫處理劑的協(xié)同增效原理，依靠分子吸附作用在金屬表面上形成分子定向排列的保護(hù)膜，從而防止金屬被腐蝕。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4 緩蝕劑用量優(yōu)化結(jié)果Fig.4 Results of optimization of corrosion inhibitor dosage

由圖4 可見，腐蝕速率與CA101 的加量呈負(fù)相關(guān)，當(dāng)CA101 的濃度為0.5%時，腐蝕速率降低至0.064mm·a-1，小于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的0.076mm·a-1，考慮到作業(yè)成本，優(yōu)化的緩蝕劑CA101 濃度為0.5%。

3.2 降黏劑用量優(yōu)化

將渤海X 油田原油與有機(jī)胺完井液按照質(zhì)量比為7∶3 混合后，利用黏度測試儀測量其在不同降黏劑濃度下的黏度和降黏率，實(shí)驗(yàn)溫度為50℃。所用降黏劑成分中含有化學(xué)結(jié)構(gòu)與原油中大分子結(jié)構(gòu)相似的長碳?xì)滏?，并與其作用阻止其形成網(wǎng)絡(luò)層狀結(jié)構(gòu)，具有很強(qiáng)的滲透性、反向乳化性能，能夠?qū)崿F(xiàn)稠油在油藏條件下的強(qiáng)制降黏，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖5。

圖5 降黏劑用量優(yōu)化結(jié)果Fig.5 Results of viscosity reducer dosage optimization

由圖5 可見，隨著降黏劑用量的加大，原油黏度逐漸降低，降黏率逐漸上升后趨于平緩，當(dāng)降黏劑加量為1.0%時，原油降黏率為98.1%，后續(xù)再增加降黏劑用量，黏度降低效果無明顯變化，因此，推薦稠油降黏劑用量為1.0%。

由于渤海X 油田為注水開發(fā)，隨著開采程度的加深，后期油田含水率上升較快，為了探究地層水含量對完井液降黏效果的影響情況，利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究了不同油水比條件下（10∶0、8∶2、7∶3、5∶5、4∶6）完井液體系的降黏效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 不同油水比的完井液降黏效果Tab.5 Viscosity reducing effect of completion fluid with different oil-to-water ratios

由表5 可見，油水比對完井液的降黏效果影響較小，不會對降黏劑的用量產(chǎn)生影響。

3.3 完井液體系綜合評價

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，確定渤海X 油田完井液體系為有機(jī)胺完井液體系，其主要配方為：海水（過濾海水）+1.5% RF-NETROL（有機(jī)胺）+0.5% CA101+1%稠油降黏劑（1.02g·cm-3）。為了驗(yàn)證該完井液體系的綜合效果，進(jìn)行巖芯高溫長期浸泡實(shí)驗(yàn)，通過測定巖芯滲透率恢復(fù)值來評估完井液的綜合性能[13-15]。實(shí)驗(yàn)方法為：在50℃下先用動態(tài)濾失儀向巖芯注入鉆開液，注入時間為125min；再在50℃下向巖芯注入完井液，時間為125min；最后將巖芯取出靜置于老化罐中，加入350mL 完井液，充入2.0MPa N2，在烘箱中分別靜置1、3、5、7d，對比損害前后滲透率恢復(fù)值。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖6。

圖6 損害前后巖芯滲透率恢復(fù)值Fig.6 Permeability test recovery value before and after damage

由圖6 可見，該完井液體系在長期浸泡后，其巖芯滲透率恢復(fù)值維持在90%以上，證明了該完井液體系的可靠性。

4 結(jié)論

（1）渤海X 油田經(jīng)過長期注水開發(fā)，表現(xiàn)出地層欠壓、原油黏度高、儲層污染等問題，為此，制定了完井液體系強(qiáng)抑制、強(qiáng)降黏、強(qiáng)儲層保護(hù)的優(yōu)化方案。

（2）通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對渤海X 油田常用的隱形酸、有機(jī)胺和清潔鹽水3 種完井液體系進(jìn)行評價，綜合考慮配伍性、抑制性、腐蝕性、儲層保護(hù)性和降黏性，優(yōu)選出有機(jī)胺完井液體系為基礎(chǔ)體系。

（3）通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對有機(jī)胺完井液體系的腐蝕性能和降黏性能進(jìn)行優(yōu)化，當(dāng)緩蝕劑CA101 濃度為0.5%、降黏劑濃度為1.0%時，完井液性能達(dá)到最優(yōu)，且通過實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證了油水比對降黏效果影響較小，不會對降黏劑的用量產(chǎn)生影響。

（4）優(yōu)化形成了適合渤海欠壓稠油油田的改進(jìn)型有機(jī)胺完井液體系，并通過高溫長期浸泡實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證了該完井液體系的綜合性能，有望在渤海及其它欠壓稠油油田推廣應(yīng)用。