邢希金，罗刚，谢仁军，何松

（1.中海油研究总院，北京100028；2.荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州434000）

适用于稠油热采井的热降解型修井液实验研究

邢希金1，罗刚2，谢仁军1，何松1

（1.中海油研究总院，北京100028；2.荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州434000）

本文针对渤海在产稠油油田修井过程中存在的聚合物修井液侵入污染储层问题，从聚合物热降解机理出发，优选了可热降解的聚合物HZN-8，该聚合物在80℃条件15 d内仍然保持相对较高的粘度，30 d后热降解相对彻底，并以此聚合物为基础建立了可热降解型修井液体系。室内评价表明，研究的修井液常规性能满足修井要求，具有很好的封堵能力且承压能力达到7 MPa，体系在80℃～120℃条件下经过一段的降解，降解率可以达到80%以上，对岩心污染后其渗透率恢复值均大于90%，说明体系具有很好的储层保护效果。

稠油热采；热降解；修井液；聚合物；储层保护

1　问题的提出

渤海在产的稠油油田在大修井过程中出现了聚合物类修井液漏失，储层在不同程度上受到污染。聚合物进入储层后堵塞孔隙空间，由于聚合物的堵塞常规的酸化、氧化［1］等解堵措施难于进入储层，这增加了后期的解堵难度。本文针对稠油热采井在开采过程中存在注热、地层升温这一特点，提出了优选可热降解聚合物的研究思路，利用聚合物的热降解特征构建可热降解的修井液体系，修井过程中一旦发生聚合物漏失，可利用储层自身温度及注热温度实现聚合物降解，从而保护稠油储层。

2　聚合物热降解机理

用于修井液的可以降解的处理剂主要为高分子聚合物，由于高分子聚合物的分子链很大，不容易降解，这些高分子在地层中容易捕积而伤害储层。所以必须优选出在一定温度下可以自行降解高分子增粘剂，以满足在修井作业后恢复油井产能。

文献［2］介绍了聚合物热降解的研究历程及降解反应的分类情况。1860年，C.G.William在研究天然橡胶的结构时发现，将橡胶加热后可分离得到异戊二烯。1949年，N.Grassie和H.W.Melville系统地研究了热对聚合物的降解效应。以后，W.G.Oakes，F. Chevassus，M.B.Neiman和W.J.Bailey等人均在热降解方面做了大量研究工作。归纳起来，从机理上热降解可分为三大类：

2.1解聚反应（又称拉链降解）

降解开始于分子链的端部成分子中的薄弱点，相连的单体链节逐个分开，形成唯一的产物-单体。例如，聚甲基丙烯酸甲酯的热降解，解聚反应的示意图（见图1）。

图1　聚合物解聚反应示意图

图2　聚合物无规断链反应示意图

2.2无规断链反应

热造成聚合物无规则的断链，反应的主要产物是低相对分子质量的聚合物。例如，聚乙烯的热分解，无规断链反应的示意图（见图2）。

2.3主链不断裂的小分子消除反应

聚合物的降解始于侧基的消除，形成的小分子不是单体。待小分子消除至一定程度，主链薄弱点增多，最后发生主链断裂，全面降解。典型的例子是聚氯乙烯的热降解，主链不断裂的小分子消除反应的示意图（见图3）。

图3　聚合物小分子消除反应示意图

3　可降解的聚合物的优选

3.1评价实验方法

聚合物的自降解评价主要从聚合物的表观粘度AV值的变化情况来衡量。实验方法如下：

（1）将聚合物配制成一定浓度的水溶液，在30℃条件下用六速旋转粘度计测定其表观粘度，记为AV1。

（2）将配制好的样品放入老化罐密封，在一定的温度下恒温放置一定的时间，取出冷却至30℃，用六速旋转粘度计测定其表观粘度AV2。

（3）按下式计算降解率：

式中：AV1-原胶液的粘度，mPa·s；AV2-在一定温度下放置一定时间后溶液的粘度，mPa·s。

3.2实验评价结果

修井液中可降解的物质通常为聚合物类增粘剂，该剂的主要作用是提供一定粘度，维持修井液体系的悬浮能力，减少修井液漏失。研究选择常用的6种增粘剂，均配制成1%水溶液，分别置于不同温度下静置72 h，考察各种增粘剂的热降解情况（见表1），常见的几种高分子增粘剂随着温度的升高，体系的表观粘度降低，说明所选聚合物均具备一定的热降解能力，当温度升高至140℃后，体系的表观粘度降至清水相当，说明所选的聚合物能够彻底降解，修井后残留在地层的高分子聚合物均可以通过地层自身温度进行热降解。

表1　所选增粘剂在不同温度系静置72 h表观粘度

所选增粘剂在不同放置时间的表观粘度（见表2）。由实验数据看出，这6种高分子聚合物在80℃条件下随着热降解时间的延长，均有一定的降解能力，降解时间越长，降解程度相应越高。综合比较而言，瓜尔豆胶和HZN-8这两种材料经过30 d降解后降解相对彻底，但瓜尔豆胶经过3 d后，降解程度较为严重，说明形成的胶体稳定时间较短，不利于现场作业的要求；HZN-8经过在15 d内仍然保持相对较高的粘度，说明高分子聚合物稳定时间较长，30 d后热降解相对彻底，从随时间的热降解变化情况认为HZN-8更适合作为修井液的增粘剂，下一步将对该高分子聚合物的生物酶降解性进行研究。

表2　所选增粘剂在不同放置时间的表观粘度

4　可降解修井液配方构建与性能评价

经过大量的室内实验筛选和评价，考虑修井液的滤失控制、粘土稳定性及封堵效果，最终优化出了适合稠油热采井的修井液体系的配方如下，不同密度下的基本性能（见表3）。

可热降解修井液参考配方：过滤海水+0.2% Na2CO3+2.0%增粘剂HZN-8+1.5%降滤失剂FLOCAT+1.5%防膨剂HTW+1.5%减阻剂HUL+3%封堵剂，用KCl加重。

室内采用无机盐KCl调整修井液的密度，分别测试了1.05 g/cm3、1.10 g/cm3、1.15 g/cm3和1.20 g/cm3四个密度点的流变性能，由表3数据可以看出，体系的流变性能良好，尤其是体系的切力相对较高，均在20 Pa以上，对修井过程中混入的固相具有很好的悬浮能力，有效防止在修井过程中固相物质下沉。同时体系的高温高压滤失量液比较低，均小于15 mL，说明进入地层的滤液相对较少，可以有效减少滤液侵入对储层的伤害。

表3　不同密度修井液的性能

为进一步考察构建体系的储层保护效果，室内对构建的修井液进行了热降解能力、防膨性能及储层保护性能评价。

4.1封堵能力评价

封堵能力是考察修井液进入储层多少的重要指标。由表4实验结果表明，对于60～80目高渗砂床，单纯的海水在瞬间基本全漏失，室内研究修井液高温砂床30 min的滤失量很小，且在逐渐加大压力的情况下，滤失量均非常小，当压力达到7 MPa时，滤失量并没有猛烈增长，说明完全堵住，说明该研究的修井液具有很好的封堵能力且承压能力达到7 MPa。

表4　钻井液封堵及承压能力

图4　不同时间修井液侵入砂床的深度

由图4实验曲线可以知，随着实验时间和压差的延长，修井液在填砂管中的侵入深度相应的增加，40～60目24 h侵入深度小于4.5 cm，60～80目24 h侵入深度小于3.0 cm，但总的说来，体系具有很好的封堵能力。

4.2热降解能力评价

修井压井过程中难免会有修井液中的聚合物进行储层，热降解能力是考察进入储层聚合物在储层温度下的自然降粘和返排能力。由图5数据可以看出，相同的降解时间下，随着温度的升高，体系的降解率相对较大。综合看来，体系在80℃～120℃条件下经过一段的降解，降解率可以达到80%以上，说明研究的修井液体系在储层温度下具有很好的热降解能力。新配修井液和放置不同时间段修井的外观情况（见图6）。修井作业残留在地层中的高分子经过热降解成小分子，很容易返排出地层，从而恢复油井产能。

图5　修井液随温度和时间的降解率

图6　新配修井液与降解7 d、15 d、30 d和45 d的修井液

4.3储层保护能力

按照中国石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》室内研究评价了室内构建的修井液体系的储层保护能力。在80℃条件下放置7 d，进行热降解处理。

由体系的储层保护效果评价数据看（见表5），室内构建的修井液经过热降解后，不论是室内小样还是中试样品，对岩心污染后其渗透率恢复值均大于90%，说明体系具有很好的储层保护效果。

表5　热降解后的储层保护能力

5　结语

本文针对稠油热采井易受修井液污染特点，从热降解角度筛选了可降解的聚合物HZN-8，筛选出的聚合物经过30 d降解后降解相对彻底。以优选出的HZN-8为基础室内构建了可降解修井液体系，该修井液体系具有很好的封堵能力且承压能力达到7 MPa，在80℃～120℃条件下降解率可以达到80%以上，岩心污染后其渗透率恢复值均大于90%，储层保护好。

［1］张可，姜维东，卢祥国，等.氧对聚合物污水溶液黏度影响的实验研究［J］.油田化学，2006，23（3）：240-242.

［2］王艳玲.聚合物热分解机理的理论研究［D］.湘潭：湘潭大学，2009.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.007

TE256.6

A

1673-5285（2015）06-0022-04

2015－03-27

“海上稠油热采井注汽过程储层保护实验（试验）研究”项目资助，项目编号：2011ZX05024-005。

邢希金，男，工程师，2008年毕业于西南石油大学，硕士研究生学位，现任中海油研究总院钻采研究院油田化学工程师，主要从事海洋石油开发钻完井液及非常规工作液研究工作，邮箱：xingxj2@cnooc.com.cn。