CN110819315A

CN110819315A - 油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液

Info

Publication number: CN110819315A
Application number: CN201911091626.7A
Authority: CN
Inventors: 李夫宝; 高华
Original assignee: Karamay Guang Zhen Petroleum Technology Service Co Ltd
Current assignee: Karamay Guang Zhen Petroleum Technology Service Co Ltd
Priority date: 2019-11-10
Filing date: 2019-11-10
Publication date: 2020-02-21

Abstract

本发明涉及石油采收技术，属于压井液成分的改进，特别是油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液，按比重百分比包括4‑6%膨润土浆、0.2‑0.4%KOH、5‑10%聚合盐、3‑6%防卡降滤失剂、2‑4%高粘羧甲基纤维素、3‑6%抗盐降滤失剂、7‑10%KCl、1‑2%油溶性树脂、2‑4%轻钙、1‑2%重钙及剩余比重百分比合适的BaSO₄。本发明滤失量低，抑制性强，与现有以无机盐为主体的无固相压井液相比可以减少无机垢的沉淀，并可在裸露的储层表面形成致密高强度的“屏蔽环”进行有效地封堵，可有效减少对储层的伤害。

Description

油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液

技术领域

本发明涉及石油采收技术，属于压井液成分的改进，特别是油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液。

背景技术

目前，新疆油田压井液作业中采用的压井液主要为清洁盐水、防膨液、无固相压井液或采用普通泥浆改性的压井液，这些压井液尽管固相含量少，但滤失量均较高，对储层的污染比较严重，尤其是对强水敏性储层的污染更严重，如阜东地区，据X衍射和扫描电镜公析，该地区头屯河组粘土矿物主要为高岭石、蒙脱石，其含量分别为28-57％、27-63％，平均分别为41％和44％，其次为伊蒙混层，含量为22-52％，平均为35.6％，表明该地区侏罗系头屯河组储层具有一定水敏性，现有压井液已无法满足该地区生产的需要，非常有必要针对该地区的储层物性开展适合该地区储层生产需要的压井液，确保减少压井液对储层的污染。

发明内容

本发明的目的在于提供一种油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液，滤失量低，抑制性强，与现有以无机盐为主体的无固相压井液相比可以减少无机垢的沉淀，并可在裸露的储层表面形成致密高强度的“屏蔽环”进行有效地封堵，可有效减少对储层的伤害。

本发明的目的是这样实现的：一种油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液，按比重百分比包括4-6％膨润土浆、0.2-0.4％KOH、5-10％聚合盐、3-6％防卡降滤失剂、2-4％低粘羧甲基纤维素、3-6％抗盐降滤失剂、7-10％KCl、1-2％油溶性树脂、2-4％轻钙、1-2％重钙及剩余比重百分比合适的BaSO₄。

本发明是由无机盐和有机盐的复配物+防塌润滑剂+高位降滤失剂+防膨抑制剂+油层屏蔽暂堵剂+加重剂组成的一种油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液。该压井液的使用密度为1.10-2.10g/cm³。

附图说明

图1为MV-CMC和FA367加量与密度的关系函数曲线图；

图2为MV-CMC和FA367加量与表观黏度的关系函数曲线图；

图3为JN-2、KCl和OS-100加量与密度的关系函数曲线图；

图4为JN-2、KCl和OS-100加量与表观黏度的关系函数曲线图；

图5为聚合盐加量与API滤失量及表观黏度的关系函数曲线图；

图6为聚合盐加量与岩心回收率的关系函数曲线图；

图7为RSTF(抗盐降虑失剂)加量与石灰抑制性钻井液(D＝1.6g/cm³)HTHP滤失量的关系函数曲线图；

图8为RSTF(抗盐降虑失剂)加量与石灰抑制性钻井液(D＝2.0g/cm³)HTHP滤失量的关系函数曲线图；

图9为RSTF(抗盐降虑失剂)加量与聚合物钻井液(D＝1.6g/cm³)HTHP滤失量的关系函数曲线图；

图10为RSTF(抗盐降虑失剂)加量与聚合物钻井液(D＝2.0g/cm³)HTHP滤失量的关系函数曲线图；

图11为RSTF(抗盐降虑失剂)加量与正电胶钻井液(D＝1.6g/cm3)HTHP滤失量的关系函数曲线图；

图12为1#岩心重量在不同钻井液中随浸泡时间变化的关系函数曲线图；

图13为2#岩心重量在不同钻井液中随浸泡时间变化的关系函数曲线图。

具体实施方式

一种油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液，按比重百分比包括4-6％膨润土浆、0.2-0.4％KOH、5-10％聚合盐、3-6％防卡降滤失剂、2-4％低粘羧甲基纤维素、3-6％抗盐降滤失剂、7-10％KCl、1-2％油溶性树脂、2-4％轻钙、1-2％重钙及剩余比重百分比合适的BaSO₄。

本发明配方(屏蔽暂堵型压井液配套处理剂)的筛选与加量优化

1、复合盐的筛选、复配比例与加量优化

室内评价表明，聚合盐在水中的溶解过程以及水溶后的基本性质，反映出该物质同时具有高分子聚合物的特性和盐类物质的特殊性质，即随着加量或分子量的改变，溶液黏度明显变化：①水溶性强，随着加量的提高溶液密度增加，过饱和情况下盐析；②由于聚合盐首先解离出了大量的Na+、K+和长分子链的多酸根离子，其次由于增大了分子回旋半径，提高了溶液的黏度，使压井液的抑制性和流变性有机地结合在一起。

实验中使用的聚合盐为胶体，其代号为JN-2，其干基的有效浓度为25％。用清水配制不同浓度的JN-2、KCl、OS-100(有机盐)、MV-CMC(中粘度羧甲基纤维素钠盐)和FA367(两性离子聚合物包被剂)溶液，测定各溶液的密度及表观黏度，普通聚合物在溶液中随浓度增加表观黏度增加幅度较大，但密度几乎没有变化；无机盐中则恰恰相反；随着浓度增加，密度明显增加，而表观黏度几乎没有变化。聚合盐在溶液中随浓度改变，密度和表观黏度都随着改变，同时表现出聚合物与盐类的双重特性。

聚合盐加量：在4％预水化膨润土浆中分别加入不同浓度的聚合盐JN-2，高速搅拌20min，中速搅拌1h，测定压井液的API滤失量(静滤失量)和表观黏度，并进行岩心滚动回收率实验，在4％膨润土浆中随JN-2加量增加，API滤失量下降，加量为10％以上时下降幅度较大，随后变化平缓，加量超过45％后滤失量略有增加，但随JN-2加量继续增加，滤失量略微下降，变化幅度很小；表观黏度增加，加量较低时增加幅度不大，当加量超过50％时表观黏度增加幅度变大，岩心滚动回收率增大，加量超过40％后，回收率趋于平缓。因此从压井液的失水造壁性、流变性及抑制性综合分析可确定聚合盐的最佳加量为5-25％。

2、降滤失剂的筛选与加量优化

1)降滤失评价

将RSTF(抗盐降虑失剂)分别加入CT3-4石灰抑制性钻井液体系、聚合物钻井液体系及正电胶钻井液体系中进行评价实验，结果见图7-图13。前两种钻井液体系的老化条件为150℃、16h，后一种钻井液体系在120℃下老化16h。

从图9中可以看出：在三种钻井液体系(包括SMP-1型处理剂钻井液、SPNH型处理剂钻井液及RSTF型处理剂钻井液)中，无论是在低密度条件下还是在高密度条件下，RSTF均能显著降低钻井液体系的HTHP滤失量，并且RSTF加量在2-3％时效果比较明显。HTHP滤失量降低率可达50％左右，在加量相同的情况下明显优于对比产品，且规律性强。而SMP-1的规律性差，在高密度钻井液中，经150℃高温老化后，SMP-1不起降滤失作用，反而使HTHP滤失量陡然增加。因此，不得不对SMP-1在这种情况下的降滤失作用进行重新认识，同时也说明筛选RSTF的必要性。

2)抗污染评价

用RSTF分别对受盐、石膏、水泥污染的钻井液进行室内处理。配方如下。各配方经150℃、16h老化后，高速搅拌5min，在45℃时测其性能。基浆A主要分CT3-4，LS-2及石灰等，对应配方如下所示：

1^# 基浆A+0.2％FA-367+0.6％CMC-7+15％盐+石粉

2^# 1^#+3％RSTF

3^# 1^#+3％SPNH

4^# 基浆A+3％石膏

5^# 4^#+5％RSTF

6^# 4^#+5％SPNH

7^# 基浆A+5％水泥

8^# 7^#+5％RSTF

9^# 7^#+5％SPNH

从表1中看出，RSTF对受盐污染的钻井液经150℃高温老化后，具有显著的降滤失效果，提高了钻井液在高温下的抗污染能力，因此RSTF是深井段盐膏层、复合盐压井液较理想的HTHP滤失控制剂。

表1 RSTF抗盐、膏、水泥污染效果

3)抗温评价

将RSTF加入原浆中进行220℃、16h下的恒温老化试验，在176℃时测其性能，结果见表2。

配方如下：10#：原浆(7％膨润土)、11#：10#+3％RSTF、12#：10#+5％RSTF；

表2 RSTF在不同钻井液体系中的性能

由表2可知，RSTF经220℃高温老化后，仍能显著降低HTHP滤失量，这表明RSTF是一种优良的高温抗盐处理剂。

评价筛选结果：经室内评价及现场试验表明，高温抗盐降滤失剂RSTF能显著降低水基钻井液在各种条件下的HTHP滤失量，具有较强的抗盐、钙污染能力，能有效提高钻井液高温稳定性，并且改善了钻井液流变性能，是一种新型的高温抗盐降滤失剂。

3、压井液配方的筛选与优化

根据聚合盐JN-2、防卡降滤失剂PHT、抗盐降滤失剂性能评价结果、阜东斜坡区岩心浸泡实验结果及阜东斜坡区试油对压井液性能要求，根据图1至图13所示的相关实验所得出的关系函数曲线图进行相关分析，可确定出5％JN-2与7％KCl复配作为体系的抑制剂，通过优选其它处理剂，形成了满足该区块井下作业要求的具有良好流变性、强抑制性和抗污染能力较强的复合盐屏蔽暂堵压井液体系，配方如下：4-6％膨润土浆+0.2-0.4％KOH+5-10％JN-2(聚合盐)+3-6％PHT(防卡降滤失剂)+2-4％LV-CMC(低粘羧甲基纤维素)+3-6％RSTF(抗盐降滤失剂)+7-10％KCl+1-2％油溶性树脂+2-4％QCX(轻钙)+1-2％WC-1(重钙)+BaSO₄。

基本性能及抗温性能

按照体系配方的顺序及加量配制聚合盐钻井液，根据阜东斜坡区作业施工要求，调整压井液密度至1.64g/cm3，在50℃下测定体系的各项性能，并将该压井液分别在80℃及120℃下滚动16h，冷却至50℃测定体系的各项性能，结果见表3。

表3屏蔽暂堵复合盐压井液基本性能及抗温性能评价

注：高温高压滤失实验条件为120℃，3.5MPa。

由表3可知，屏蔽暂堵复合盐压井液体系热滚前后均有较好的流变性，高温高压及API滤失量较低，润滑性较好，表明聚合盐钻井液具有较好的抗温能力。

3.1抑制性

岩心滚动回收率实验：使用不同区块不同地层的岩心进行回收率实验，评价聚合盐钻井液体系的抑制性，结果见表4。

表4滚动回收率实验结果

注：实验条件为120℃热滚16h；*为北96井井浆。

由表4可以看出，阜东斜坡区1#岩心、2#岩心具有极强的水敏性，针对这2块岩心及霍尔果斯安集海河组强水敏岩心，屏蔽暂堵复合盐压井液的回收率均高于白油基钻井液的回收率，表明针对不同地层的水敏性泥岩，聚合盐钻井液体系均具有较强的抑制性。

岩心浸泡实验：采用屏蔽暂堵复合盐压井液和白油基钻井液对阜东斜坡区的1#和2#岩心进行浸泡实验。实验中由于压井液颜色混浊，采用重量法描述岩心的变化情况。屏蔽暂堵复合盐压井液对阜东斜坡区1#岩心的抑制性略低于油基钻井液，对2#岩心的抑制性与油基钻井液相当。

3.2抗污染性能

在配好的压井液基浆中分别加入不同量的三级土、10％NaCl和1％CaSO4，测定体系热滚前后性能，结果见表5和表6。由表5和表6看出，该压井液抗膨润土能力较强，体系中加入5％的膨润土后性能没有发生变化，加入10％及15％的膨润土后黏度略有上升，但仍具有良好的流变性。体系中分别加入10％NaCl和1％CaSO4后黏度和滤失量有所变化，但幅度不大，均在可调控的范围内，表明该体系具有较强的抗污染性能。

表5屏蔽暂堵型复合盐压井液抗膨润土污染性

表6屏蔽暂堵型复合盐压井液抗盐及抗钙实验结果

4、屏蔽暂堵压井液性能

API失水测定：我们将所选的暂堵剂加入到泥浆体系中，通过测API失水来初步评价架桥粒子与填充粒子的选择是否适当，测85℃/3.5MPa的高温高压失水来评价软化变形粒子的封堵效果。

表7钻井液流变性及失水试验结果对比

注：A为利用分形理论优选的暂堵剂，B为利用传统方法选择的暂堵剂

由表7中的数据可看出，加入暂堵剂后泥浆的API失水降低，高温高压滤失降低，其中A暂堵剂的效果最为明显，说明利用分形理论优选的屏蔽暂堵剂的暂堵效果优于传统方法选择的暂堵剂。

4.1对泥浆性能的影响

由表7中的数据可知，加入暂堵剂后体系的粘度有所上升，但是并未发生明显变化，所以5％暂堵剂的加量并不会对泥浆的流变性能产生较大的影响。

室内模拟试验：选用人造岩心进行室内模拟试验。实验仪器主要用静态岩心流动测试仪。该试验包括不同渗透率岩心的屏蔽效果试验、屏蔽环的承压试验和屏蔽环的深度试验。

1)屏蔽环的有效性评价试验

表8为屏蔽环的有效性评价试验结果，表8中数据表明，不使用屏蔽暂堵技术，2小时后失水都比较大，使用屏蔽暂堵技术在相同试验条件下，20分钟之后失水就很小了，也就是说，使用屏蔽暂堵技术，20分钟后就能够形成屏蔽环。

表8屏蔽环有效性评价试验结果

注：1#、2#、3#岩心采用井浆封堵，4#、5#、6#岩心采用井浆加3％的屏蔽暂堵剂封堵

2)屏蔽环的承压能力试验

屏蔽环的另一个重要性能是应具有一定的承压能力，也就是屏蔽环的强度。选用暂堵好的人造岩心，评价屏蔽环的强度，试验结果如表9所示。

表9屏蔽环强度的评价试验结果

注：7#、8#、9#岩心加3％的屏蔽暂堵剂封堵

试验结果表明，随着压差的增加，岩心出口端的滤失量有所增加。人造岩心形成的屏蔽环都能承受至少15MPa的压差，在压差为15MPa时，未见失水突然增加，说明屏蔽环并没有受到破坏，也说明屏蔽环能够承受至少15MPa的压力。

3)屏蔽环的深度评价试验

测得岩心原始渗透率及污染后渗透率，再将污染后的岩样进行切片，并测得剩余岩样的油相渗透率K2，屏蔽环的深度评价结果如表10。

表10屏蔽环的深度评价试验结果

注：10#、11#岩心使用井浆封堵，12#、13#岩心采用井浆加3％的屏蔽暂堵剂封堵，K0为原始渗透率，K1为污染后岩心反向渗透率，K2为截取后岩心的渗透率，L为截取的岩心长度

从实验结果可以看出，在切去污染端后，加入暂堵剂的钻井液污染后的岩样渗透率恢复值相较于经过原浆污染后的岩样渗透率恢复值有了明显提高，表明采用暂堵技术确实可在距离污染面很短的距离内形成一个渗透率极低的屏蔽环，从而充分阻止了钻井液中的固相颗粒和滤液进入油气层，达到了保护油气层的目的。

5、压井液对储层岩心伤害

压井液在确保修井作业过程顺利完成的基础上，必须保证对储层伤害小，因此必须减少压井液的液相、固相侵入储层，最有效的办法就是实施压井液对修井作业过中裸露储层的有效封堵；储层岩心伤害研究就是评价压井液的封堵效果，使用北80井区B703井储层岩心进行储层保护效果评价，实验结果见表11。

表11

注：污染实验所用岩心为B703井储层岩心，污染实验条件为80、3.5MPa、污染时间为125min；Ka和K′a分别为污染前后岩心的空气渗透率

由表11看出，对储层岩心聚合盐钻井液的渗透率恢复值高于柴油基钻井液，而略低于白油基钻井液的渗透率恢复值，表明聚合盐钻井液有较好的储层保护效果。

Claims

1.一种油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液，其特征在于：按比重百分比包括4-6%膨润土浆、0.2-0.4%KOH、5-10%聚合盐、3-6%防卡降滤失剂、2-4%高粘羧甲基纤维素、3-6%抗盐降滤失剂、7-10%KCl、1-2%油溶性树脂、2-4%轻钙、1-2%重钙及剩余比重百分比合适的BaSO₄。