“雙保型”射孔液在大港油田的應(yīng)用

何丕祥，李 倩，喬偉澤

（1.大港油田公司采油工藝研究院，天津 300280；2.遼河油田安全環(huán)保技術(shù)監(jiān)督中心，遼寧盤錦 124010）

油層保護(hù)涉及油田勘探開(kāi)發(fā)的各個(gè)領(lǐng)域，射孔作為一種重要的完井方式，在陸上油田廣泛應(yīng)用，射孔液質(zhì)量的好壞直接關(guān)系到油層保護(hù)的效果和單井油氣產(chǎn)量。目前，國(guó)內(nèi)各油田都十分重視射孔液的研制與優(yōu)選，以油層保護(hù)、增效、增產(chǎn)為目標(biāo)，形成了適用不同地質(zhì)條件的無(wú)固相清潔鹽水、聚合物、油基、酸基和乳化液5類射孔液體系。然而，這些射孔液各有優(yōu)勢(shì)和不足，油基、酸基和乳化液射孔液由于受價(jià)格的限制未得到規(guī)模應(yīng)用，實(shí)際應(yīng)用較多的是無(wú)固相清潔鹽水射孔液，這類射孔液雖無(wú)人為加入固相的傷害，價(jià)格較為便宜，但其黏度低攜屑能力差、清洗炮眼能力弱、濾失量高、進(jìn)入油層易與原油乳化、進(jìn)入低滲層易造成水鎖等傷害[1-6]。聚合物射孔液能克服無(wú)固相清潔鹽水的缺點(diǎn)，但是聚合物的選擇至關(guān)重要，有些聚合物不易降解，易造成環(huán)境污染。因此，通過(guò)大量室內(nèi)研究，研制出了“雙保型”射孔液體系，該射孔液具有無(wú)固相、低濾失、強(qiáng)抑制黏土膨脹、界面張力低、易返排、滲透率恢復(fù)率高且對(duì)環(huán)境無(wú)污染等特點(diǎn)，既能保護(hù)油氣層又能保護(hù)環(huán)境。

1 室內(nèi)研究

1.1 研究思路

考慮射孔液可能對(duì)油氣層產(chǎn)生的傷害及當(dāng)前對(duì)環(huán)境保護(hù)的要求，確定了所研究的“雙保型”射孔液要達(dá)到的性能要求[7]：（1）體系無(wú)固相，減少固相顆粒堵塞；（2）有一定黏度，保證攜巖屑性能和保證泵送性；（3）濾失量低，減少濾液侵入對(duì)儲(chǔ)層造成損害；（4）抑制性強(qiáng)，防止黏土水化膨脹；（5）界面張力低，有利于液體返排，減小由于毛細(xì)管效應(yīng)引起的地層損害[2]；（6）處理劑無(wú)毒無(wú)害，保護(hù)環(huán)境。根據(jù)這些要求其研究思路是：進(jìn)行基液和各種添加劑的優(yōu)選評(píng)價(jià)，選用高效添加劑進(jìn)行組合優(yōu)選，確定體系的基本配方，再進(jìn)行性能評(píng)價(jià)，達(dá)到預(yù)期性能要求。

1.2 基液優(yōu)選

常用的配制射孔液的基液有清水、污水、鹵水等，由于污水中含有油污、雜質(zhì)等可能對(duì)地層造成損害，而鹵水可能降低某些聚合物的性能，且與地層不配伍時(shí)會(huì)產(chǎn)生沉淀，因此實(shí)驗(yàn)研究選用清水作為基液配制“雙保型”射孔液。

1.3 增黏組分優(yōu)選及加量研究

增黏劑主要用來(lái)提高工作液的黏度，保證攜帶巖屑及泵要求。考慮到環(huán)境保護(hù)的要求，選擇了可降解的生物聚合物HPG、V-BP、ZNJ-B進(jìn)行優(yōu)選。 分別用清水配制0.1%～0.5%的HPG、V-BP、ZNJ-B，低速攪拌4 h，采用DV-II黏度計(jì)測(cè)其黏度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)圖1）。

從圖1中可以看出，相同濃度下，V-BP溶液黏度高于HPG和ZNJ-B，V-BP在較低濃度下就能夠達(dá)到較好的增黏效果，因此，選定V-BP作為“雙保型”射孔液的增黏組分。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明加量在0.2%時(shí)能達(dá)到51.7 mPa·s，為保證體系攜帶巖屑及滿足泵送要求黏度在 50 mPa·s～150 mPa·s，因此增黏組分加量范圍應(yīng)在0.2%～0.3%。

1.4 降濾失組分優(yōu)選及加量研究

選用了JLS-C、TB-YR、MEG三種降濾失劑進(jìn)行考察（見(jiàn)表1）。其中JLS-C是一種與纖維結(jié)構(gòu)相似的碳水化合物，吸收水分，形成囊狀物進(jìn)入泥餅的細(xì)縫中，阻塞水的通道從而達(dá)到降失水作用；TB-YR是一種油溶性降濾失劑，可以減少地層漏失；MEG是一種具有強(qiáng)抑制黏土膨脹且具有較好的降濾失性能的聚糖類高分子物質(zhì)的單體衍生物。

圖1 三種聚合物黏度與濃度變化關(guān)系圖

表1 降濾失劑優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，三種降濾失劑都有一定的降濾失作用，相同濃度下JLS-C的降失水效果最好，且具有一定的增黏作用。因此選用JLS-C作為射孔液體系的降濾失組分。

考察不同濃度的JLS-C對(duì)體系濾失量的影響，進(jìn)行最優(yōu)加量確定實(shí)驗(yàn)（見(jiàn)圖2）。

由圖2所示，隨著降濾失組分濃度的增大，失水量逐漸降低，1%JLS-C失水量為20 mL，在濃度大于2%后失水量變化趨于平穩(wěn)，因此初步確定降濾失組分JLS-C的加量為1%～2%。

1.5 防膨組分優(yōu)選及加量研究

實(shí)驗(yàn)對(duì)FSA、FSK、FSP等黏土防膨劑進(jìn)行篩選，以清水配制為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%、2%、3%、4%、5%的水溶液，采用離心法對(duì)其防膨性進(jìn)行評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表2）。

表2 黏土防膨劑優(yōu)選

由表2可以看出，F(xiàn)SA對(duì)黏土的抑制能力相對(duì)較強(qiáng)，濃度大于3%后防膨率無(wú)明顯變化。因此實(shí)驗(yàn)確定FSA為射孔液體系的防膨組分，加量為2%～3%。

1.6 表面活性劑組分優(yōu)選及加量研究

射孔液中加入表面活性劑可降低體系的界面張力，使侵入地層的流體易從儲(chǔ)層返排，易于疏通油氣通道，常用的表面活性劑有平平加、OP-10、陽(yáng)離子表面活性劑SQ-8，高效表面活性劑CL-NNR。用旋轉(zhuǎn)低界面張力儀分別測(cè)不同濃度下，四種表面活性劑的界面張力（見(jiàn)圖3）。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明相同濃度下CL-NNR的油水界面張力最低。濃度為0.1%時(shí)界面張力不再隨濃度增大而降低。因此實(shí)驗(yàn)確定CL-NNR作為體系的表面活性劑組分，加量范圍為0.05%～0.1%。

1.7 配方確定

根據(jù)添加劑單組分優(yōu)選研究結(jié)果，將優(yōu)選出的高效添加劑進(jìn)行組合研究，采用正交實(shí)驗(yàn)法以黏度、失水量、防膨率及界面張力為指標(biāo)考察組合后的整體性能（見(jiàn)表 3）。

根據(jù)極差結(jié)果分析，最終確定“雙保型”射孔液體系配方為 0.2%～0.3%V-BP+1%～2%JLS-C+3%FSA+0.1%CL-NNR。

2 性能評(píng)價(jià)

2.1 常規(guī)性能

分別配制三種不同濃度配比的“雙保型”射孔液，對(duì)黏度、中壓失水量、防膨率及界面張力進(jìn)行評(píng)價(jià)（見(jiàn)表4）。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，“雙保型”射孔液具有一定黏度，能夠保證攜帶巖屑作用，濾失量控制在10 mL～20 mL，減少了濾液對(duì)地層的損害?！半p保型”射孔液防膨率都大于90%，具有較強(qiáng)的抑制黏度膨脹作用[8-10]。

圖2 降濾失組分加量考察圖

圖3 不同活性劑界面張力隨濃度的變化關(guān)系

表3 正交設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表4 常規(guī)性能評(píng)價(jià)

界面張力大小表征返排能力，界面張力越小表明返排能力越強(qiáng)。采用旋轉(zhuǎn)滴法超低界張力測(cè)定儀測(cè)定射孔液與煤油之間的界面張力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明“雙保型”射孔液界面張力低于3 mN/m，有利于液體返排。

表5 人造巖心滲透率恢復(fù)率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.2 滲透率恢復(fù)率

滲透率恢復(fù)率表征油層保護(hù)效果，滲透率恢復(fù)率越高，表明油層損害小，油層保護(hù)效果好。按SY/T 5358-2002儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法中工作液評(píng)價(jià)方法進(jìn)行測(cè)定滲透率恢復(fù)率（見(jiàn)表5）。從表5中可以看出，“雙保型”射孔液對(duì)巖心的損害程度較低，是一種優(yōu)質(zhì)的射孔液。

2.3 環(huán)保性能評(píng)價(jià)

根據(jù)中國(guó)石油集團(tuán)安全環(huán)保技術(shù)研究院HSE檢測(cè)中心檢測(cè)，“雙保型”射孔液生物毒性檢測(cè)結(jié)果為EC50為2.1×105mg/L，毒性分級(jí)為無(wú)毒，檢測(cè)結(jié)果表明“雙保型”射孔液對(duì)環(huán)境友好，無(wú)毒無(wú)害（見(jiàn)表6）。

2.4 與其他常用射孔液對(duì)比

將“雙保型”射孔液體系與大港油田常用的其他射孔液進(jìn)行整體性能的對(duì)比（見(jiàn)表7）。

從表7中可以看出“雙保型”射孔液黏度在50 mPa·s～150 mPa·s范圍內(nèi)，能夠保證攜帶巖屑的作用，API失水量遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于清水、鹵水和氯化鉀鹽水，減少了對(duì)地層的濾失量，同時(shí)界面張力也遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于清水、鹵水及氯化鉀鹽水，有利于液體返排，因此說(shuō)明“雙保型”射孔液性能優(yōu)于其他三種常用射孔液，具有更好的油層保護(hù)效果。

表6 環(huán)境檢測(cè)結(jié)果

表7 與其他常用射孔液實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比

表8 自25-18井與鄰井投產(chǎn)情況對(duì)比表

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

“雙保型”射孔液在大港油田應(yīng)用12井次，其中自來(lái)屯油田6口、風(fēng)化店油田2口、港東油田2口、唐家河油田2口，應(yīng)用層位有館陶、東營(yíng)、沙河街、孔店組，井深1 770 m～3 386 m。目的層孔隙度范圍15.8%～25.9%，滲透率范圍 44.3×10-3μm2～586.2×10-3μm2，泥質(zhì)含量6.2%～16.2%，覆蓋了中孔、低滲、中滲、高滲儲(chǔ)層物性范圍，并均處于水敏地層。

其中自25-18井是“雙保型”射孔液現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)的第一口井，也是一口評(píng)價(jià)井。該井位于自來(lái)屯油田自25-18斷塊，完鉆層位孔二段，井段2 392 m～2 452 m，孔隙度 15.8%，滲透率 69.1×10-3μm2，泥質(zhì)含量 16.2%，地質(zhì)配產(chǎn)8 t/d，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液13.6 m3，日產(chǎn)油12.78 t（見(jiàn)表 8）。

與采用普通射孔液的鄰井對(duì)比，實(shí)驗(yàn)井自25-18井的米采油量比自26-16井提高了129%，比自23-20井的米采油量提高了44.7%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明實(shí)驗(yàn)井儲(chǔ)層保護(hù)效果更好，地層滲流能力更強(qiáng)。

4 結(jié)論

（1）射孔液作為直接與油層接觸的液體，其性能的好壞直接關(guān)系到單井油氣產(chǎn)量，因此選擇優(yōu)質(zhì)的射孔液體系，有利于提高油層保護(hù)效果。

（2）“雙保型”射孔液具有低濾失、強(qiáng)抑制黏土膨脹、界面張力低、滲透率恢復(fù)率高等特點(diǎn)，能夠有效保護(hù)油氣層。

（3）對(duì)于中低滲油藏，射孔液的性能要求應(yīng)該更為嚴(yán)格，才能保證地層不被污染，保持地層良好的滲流能力至關(guān)重要。

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