适合油田修井作业的低伤害修井液体系研究_魏军红.pdf

第52卷第2期 当 代 化 工 Vol.52，No.2 2023 年 2 月 Contemporary Chemical Industry February，2023 基金项目基金项目：陕西省自然科学基金项目（项目编号：2020XJ7092）。收稿日期收稿日期：2022-11-09 作者简介作者简介：魏军红（1976-），男，甘肃省甘谷县人，工程师，研究方向：石油开发、原油生产管理、原油集输、设备管理、井下作业、轻烃生产、应急管理。E-mail：weijunh_。适合油田修井作业的低伤害修井液体系研究 魏军红，李小军，王杰，郑建林（中国石油天然气集团有限公司长庆油田分公司第九采油厂，宁夏 银川 750000）摘 要：为确保低渗透碳酸盐岩油藏油井修井作业的顺利实施，以复合有机盐加重剂 WG-1 为主要材料，并结合抗高温增黏剂、黏土稳定剂、抗高温缓蚀剂等主要处理剂，研制了一套适合油田修井作业的低伤害修井液体系，修井液的具体配方为：淡水+WG-1 加重至 1.75 gcm-3+2.5%抗高温增黏剂 LZN-1+2%黏土稳定剂YZ-2+3%缓蚀剂 HS-4。性能评价结果表明：该修井液体系具有良好的抗高温稳定性能和抑制性能，能够确保其在地层温度条件下具有较高的黏度值，并能有效抑制地层黏土的水化膨胀；修井液体系与地层水具有良好的配伍性，不会引起结垢堵塞等现象；修井液体系对目标区块储层段岩心的渗透率损害程度较低，不同渗透率的岩心使用修井液污染后的渗透率恢复值均能达到 90%以上，储层保护效果较好。研究结果认为该低伤害修井液体系能够满足目标油田油井修井作业施工的要求。关 键 词：低渗透油藏；碳酸盐储层；修井液；低伤害；储层保护 中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1671-0460（2023）02-0374-04 Study on Low Damage Workover Fluid System Suitable for Oilfield Workover Operation WEI Jun-hong,LI Xiao-jun,WANG Jie,ZHENG Jian-lin（No.9 Oil Producyion Plant of PetroChina Changqing Oilfield Branch,Yinchuan Ningxia 750000,China）Abstract:In order to ensure the smooth implementation of workover operations for oil wells in low permeability carbonate rock reservoirs,a set of low damage workover fluid system suitable for oilfield workover operations was developed with composite organic salt weighting agent WG-1 as the main material,combined with high temperature resistant viscosity increasing agent,clay stabilizer,high temperature corrosion inhibitor and other main treatment agents.The specific formula of workover fluid was determined as follows:fresh water+WG-1 weighted to 1.75 gcm-3+2.5%high temperature resistant viscosity increasing agent LZN-1+2%clay stabilizer YZ-2+3%corrosion inhibitor HS-4.The performance evaluation results showed that the workover fluid system had good high-temperature stability and inhibition performance,which could ensure that it had a high viscosity value at the formation temperature,and could effectively inhibit the hydration expansion of the formation clay;The workover fluid system had good compatibility with formation water and could not cause scaling and plugging;In addition,the damage of workover fluid system to the permeability of cores in the reservoir section of the target block was relatively low.The permeability recovery value of cores with different permeability after being polluted by workover fluid can was more than 90%,and the reservoir protection effect was good.The research results show that the low damage workover fluid system can meet the requirements of workover operation in target oil wells.Key words:Low permeability reservoir;Carbonate reservoir;Workover fluid;Low injury;Reservoir protection 在石油天然气资源需求量不断增加的背景下，世界各国对油气资源的勘探开发投入力度也在不断加大。然而目前中、高渗油气藏的开发已基本进入中后期阶段，针对低渗透以及非常规油气储层的勘探开发受到越来越多的关注1-4。低渗透碳酸盐岩油藏在世界各国的分布较为广泛，我国的碳酸盐岩油气储量也比较丰富，高效合理地开发碳酸盐岩油气藏对优化我国能源结构具有十分重要的意义。碳酸盐岩储层通常裂缝发育较多，并且具有储层物性较差、孔喉细小、黏土矿物含量高以及自然产能较低的特点，在碳酸盐岩储层钻完井、压裂、酸化以及修井等措施作业过程中，外来流体进入储层不可避免地会对地层造成一定的影响，进而影响油气井的投产产能5-8。其中修井作业是为确保油井后期顺利生产而采取的一项常规维护作业，主要包括油井井筒打捞、油套管修复以及套管内侧钻井等，此外，修井作业还能有效解除油井井筒内的结垢、结蜡等堵塞，使油井产能恢复，提高油井的生产效率9-11。修井过程中修井液的性能对施工效果的影响较为重要，修井液体系不仅需要具有良好的基础性能，例如合适密度、黏度、pH 值等，还需要其与地层流体具有良好的配伍性能，确保入井以后不会DOI:10.13840/21-1457/tq.2023.02.025 第 52 卷第 2 期 魏军红，等：适合油田修井作业的低伤害修井液体系研究 375 对储层造成二次伤害，具备良好的储层保护效 果12-14。因此，为确保低渗透碳酸盐岩油藏油井修井作业的顺利进行，提高修井作业效率，以复合有机盐加重剂 WG-1 为主要材料，并结合抗高温增黏剂、黏土稳定剂、抗高温缓蚀剂等主要处理剂，研制了一套适合油田修井作业的低伤害修井液体系，并对其综合性能进行了评价，以期为低渗透碳酸盐岩油井的高效修井作业提供一定的技术支持。1 低伤害修井液体系配方确定 1.1 加重剂的选择 为了降低修井过程中修井液体系对目标区块储层的伤害程度，通常选择无固相清洁盐水修井液体系进行修井施工，然而由于目标区块储层段地层压力系数较高，需要修井液具有较高的比重，以确保修井施工过程中的安全。因此，加重剂的选择对修井液性能的影响至关重要。根据大量文献调研及室内实验评价，选择目前常用的无机盐（氯化钠、氯化钾和氯化钙等）以及有机盐（甲酸盐等）作为加重剂配制的修井液均无法达到平衡地层压力的要求。因此，项目组通过大量实验，优选出了一种加重性能较好的复合有机盐 WG-1，使用 WG-1 作为加重剂可使修井液的密度最高达到 1.78 gcm-3，能够满足目标区块储层修井作业的需求。1.2 抗高温增黏剂加量优化 由于目标区块储层段温度较高（最高可达 120），在修井作业施工过程中需要修井液体系具备较强的抗高温性能，因此，室内开展了适合修井液体系的抗高温增黏剂 LZN-1 加量的优化实验。用复合有机盐加重剂 WG-1 配制的密度为 1.75 gcm-3的盐水作为基液，加入不同质量分数的增黏剂LZN-1 后将其放置在 120 下老化 24 h，然后测定其表观黏度的变化情况，实验结果见图 1。图 1 抗高温增黏剂 LZN-1 加量对黏度的影响 Fig.1 Effect of the dosage of high temperature resistant tackifier LZN-1 on viscosity 由图 1 实验结果可以看出，随着抗高温增黏剂LZN-1 加量的不断增大，修井液的黏度值呈现出逐渐升高的趋势，当 LZN-1 的加量达到 2.5%时，表观黏度值可以达到 36.5 mPas，再继续增大其加量，表观黏度值则迅速升高。根据现场应用经验，修井液黏度值过高会影响其泵入操作，因此，推荐抗高温增黏剂 LZN-1 的最佳加量为 2.5%。1.3 黏土稳定剂优选 目标区块储层段黏土矿物含量较高（平均可以达到 21.6%），当外来流体进入储层以后极易引起黏土水化膨胀，因此，需要修井液体系具有良好的抑制性能，以防止黏土水化膨胀对储层造成的二次伤害。室内参照石油与天然气行业标准油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法（SY/T 59712016）中的相关要求，采用 NP-01 系列泥页岩膨胀仪，以线性膨胀率为评价指标，对不同类型黏土稳定剂的防膨性能进行了评价，其中黏土稳定剂的加量均为 2%（质量分数），实验用岩屑取自目标区块储层段，实验时间均为 16 h，基液均为清水。实验结果见图 2。图 2 黏土稳定剂优选实验结果 Fig.2 Experimental results of clay stabilizer optimization 由图 2 实验结果可以看出，目标区块储层段岩屑在清水中的线性膨胀率可以达到 35.7%，而加入不同类型的黏土稳定剂以后，岩屑的线性膨胀率均呈现出不同程度的下降现象，其中黏土稳定剂 YZ-2的效果明显优于其他几种黏土稳定剂，当其加量为2%时，可使岩屑的线性膨胀率降低至 5%以下。因此，选择 YZ-2 作为修井液体系的黏土稳定剂。1.4 缓蚀剂优选 外来流体进入井筒以后不可避免地会对井下管柱或其他设备造成一定程度的腐蚀现象，这就需要修井液体系具有良好的防腐蚀性能。因此，室内采用挂片失重法对适合目标区块修井液体系的缓蚀剂进行了优选，实验用钢片材质均为 N80，腐蚀实验 376 当 代 化 工 2023年2月 介质均为淡水+WG-1 加重至 1.75 gcm-3+2.5%抗高温增黏剂 LZN-1+2%黏土稳定剂 YZ-2，实验温度为120，实验时间为 3 d，缓蚀剂的加量均为 3%，实验结果见图 3。图 3 缓蚀剂优选实验结果 Fig.3 Results of corrosion inhibitor optimizatio