舒福昌向兴金李蔚萍肖加敏

何保生3李玉光3靳 勇3廖仲毅4

(1.长江大学; 2.荆州市汉科新技术研究所; 3.中海油研究总院; 4.中海石油(中国)有限公司上海分公司)

活性盐水完井液研究＊

舒福昌1向兴金1李蔚萍2肖加敏2

何保生3李玉光3靳 勇3廖仲毅4

(1.长江大学; 2.荆州市汉科新技术研究所; 3.中海油研究总院; 4.中海石油(中国)有限公司上海分公司)

针对渤海疏松砂岩稠油油藏储层特点以及普通盐水完井液与稠油不配伍的问题,研制了活性盐水完井液。性能评价结果表明,所研制的活性盐水完井液与储层岩石、地层水和稠油均具有较好的配伍性,与稠油具有较低的油-水界面张力,并具有很好的储层保护性能,适用于海上疏松砂岩稠油油藏完井作业。

海上 疏松砂岩 稠油油藏 活性盐水完井液 界面张力 配伍性 储层保护

1 问题的提出

研究表明,普通盐水完井液的优点是不含任何固相,可消除固相对油气层的损害,滤液为一定浓度的盐溶液,对粘土矿物的水化膨胀具有一定的抑制作用,可基本消除水敏损害,油气层保护效果特别好[1]。但是通过实验评价发现,普通盐水完井液与渤海SZ36-1、Q HD32-6、埕北等油田疏松砂岩稠油油藏的原油存在不配伍问题,即完井液与稠油混合后出现严重的增粘现象(图1)。这是由于稠油中存在着一些天然的油溶性表面活性剂,如环烷酸、胶质、沥青质等[2],当在稠油中混入普通盐水完井液时会形成油包水型乳状液,且乳状液粘度随着盐水完井液含量增大而迅速增大[3],完井液含量在40%～60%时粘度达到最大;当盐水完井液含量增加到一定程度后,乳状液由油包水型反相成水包油型或稳定性不高而破乳[3],其粘度显著降低。普通完井液与稠油混合出现的乳化增粘现象,不利于稠油开采,因此必须要研制一种适用于海上疏松砂岩稠油油藏的活性盐水完井液,通过降低油-水界面张力来改善其与稠油的配伍性。

图1 普通盐水完井液与渤海疏松砂岩稠油油藏原油的配伍性

2 活性盐水完井液研制

2.1 配方确定

为了解决普通盐水完井液和稠油混合出现的乳化增粘问题,同时显著降低油-水界面张力,提高油井产能,在普通盐水完井液(KCl加重至 1.10 g/cm3)中加入表面活性剂,形成活性盐水完井液,并对活性盐水完井液与稠油混合后粘度以及油-水界面张力分别进行评价,结果见图2和图3。

图2 含1%表面活性剂的活性盐水完井液与QHD32-6-C4井原油的配伍性

图3 表面活性剂加量对油-水界面张力的影响

由图2可以看出:含1%表面活性剂SAA的活性盐水完井液与Q HD32-6-C4井原油混合,随着完井液体积比例增大,混合液粘度减小,表明活性盐水完井液与稠油是配伍的,这是由于表面活性剂SAA亲水性较强,可通过改变乳状液类型,将原来油包水乳状液转换成不稳定的水包油乳状液,此时完井液为外相,其粘度远低于稠油粘度;含1%表面活性剂HRT的活性盐水完井液与 QHD32-6-C4原油混合,随着完井液体积比例增大,混合液体粘度先增大后减小,因此 HRT不能解决完井液与稠油混合出现的乳化增粘问题。但是表面活性剂SAA对油-水界面张力降低效果不够理想,当其加量为2%时,油-水界面张力仍大于10mN/m(图3);而表面活性剂HRT却能显著降低油-水界面张力,当其加量为1%时油-水界面张力即小于1mN/m(图3)。综合上述分析,将表面活性剂SAA和 HRT进行复配,复配后的表面活性剂称为HUL,HUL在盐水完井液中的加量为2%。

最终确定的活性盐水完井液配方为:天然海水+0.5%～1.0%溶蚀剂HRS+2.0%粘土稳定剂HTW+2.0%缓蚀剂CA101-3+2.0%减阻剂HUL+ KCl(加重至1.10g/cm3)。

2.2 性能评价

2.2.1 配伍性

(1)与储层岩石的配伍性

在完井作业过程中,完井液不可避免地会侵入储层,如果完井液不能抑制储层中粘土矿物的水化膨胀和微粒运移,必然会导致储层孔喉堵塞,达不到保护储层的目的。室内评价了所研制的活性盐水完井液对疏松砂岩稠油油藏储层岩心粉(岩样经抽提洗油后,粉碎过100目筛)的防膨率,结果表明活性盐水完井液对 NB35-2、SZ36-1、Q HD32-6和埕北油田储层岩心粉的防膨率均大于 85%,分别为90.0%、86.7%、91.7%和90.0%,说明活性盐水完井液与渤海疏松砂岩稠油油藏储层岩石具有较好的配伍性。

(2)与地层水的配伍性

将所研制的活性盐水完井液与地层水用5#玻砂漏斗过滤并在具塞三角瓶中按体积比1∶1混合,用SZD-1型散射光台式浑浊计(上海市自来水公司节水设备总厂)测试浊度值。先在室温下测定静置0.5h、2h后的浊度值,然后将混合液放在恒温水浴中(70℃)密闭加热一定时间,观察是否有沉淀生成,并测静置6h、12h后的浊度值(表1)。

表1 所研制的活性盐水完井液与地层水混合后的浊度

由表1可以看出,活性盐水完井液与NB35-2、SZ36-1、QHD32-6、埕北油田储层地层水混合后,其浊度值均较小,且无沉淀发生,表明活性盐水完井液与渤海疏松砂岩稠油油藏地层水的配伍性较好。

(3)与稠油的配伍性

将所研制的活性盐水完井液与疏松砂岩稠油油藏的原油以不同体积比例混合,然后在50°C下测得混合液体的粘度,结果见图4。

图4 活性盐水完井液与疏松砂岩稠油油藏原油的配伍性

由图4可以看出,活性盐水完井液与NB35-2、SZ36-1、QHD32-6及埕北等渤海疏松砂岩稠油油田原油混合,混合液体的粘度随着完井液比例增大而显著降低,说明活性盐水完井液与稠油具有较好的配伍性。因此,活性盐水完井液进入储层可降低稠油流动阻力,有利于提高油井产能。

2.2.2 与稠油的界面张力

室内测定了所研制的活性盐水完井液与疏松砂岩稠油油藏原油的油-水界面张力。结果表明,活性盐水完井液与NB35-2、SZ36-1、QHD32-6等海上疏松砂岩稠油油田原油均具有较低的油-水界面张力,分别为1.028、0.185和0.914mN/m,这有利于降低稠油流动阻力。

2.2.3 储层保护性能

依据石油天然气行业标准《钻井液完井液损害油层室内评价方法》(SY/T6540-2002)进行评价, 2块人造岩心原始气测渗透率分别为409×10-3μm2和356×10-3μm2。将人造岩心抽真空,用2%标准盐水饱和;在80°C下正向用煤油测定原始渗透率Ko;反向挤入2倍孔隙体积(PV)的活性盐水完井液,污染4h;取出岩心,在80°C下正向用煤油测定渗透率 Kd。实验测得2块岩心渗透率恢复值(Kd/ Ko)分别为108.3%和105.9%,均大于100%(表面活性剂 HUL改变了岩心润湿性,从而使渗透率增大),可见所研制的活性盐水完井液的储层保护性能良好。

3 结论

(1)针对普通盐水完井液与稠油混合存在乳化增粘不配伍问题,研制了适用于渤海疏松砂岩稠油油藏的活性盐水完井液。该完井液体系配方为:天然海水+0.5%～1.0%溶蚀剂HRS+2.0%粘土稳定剂HTW+2.0%缓蚀剂CA101-3+2.0%减阻剂HUL+加重剂KCl。

(2)室内实验评价表明,所研制的海上疏松砂岩稠油油藏活性盐水完井液与储层岩石、地层水和稠油均具有较好的配伍性,同时能够降低油-水界面张力,岩心渗透率恢复值大于100%,具有很好的储层保护效果。

[1] 向兴金,董星亮,岳江河.完井液手册[M].北京:石油工业出版社,2002.

[2] 赵福麟.油田化学[M].山东东营:石油大学出版社,2002.

[3] 孟江,向阳,魏小林,等.高内相稠油油包水乳状液流变性研究[J].西南石油大学学报:自然科学版,2007,29(2):122-124.收稿日期:2010-04-02 改回日期:2010-06-05

(编辑:孙丰成)

Abstract:The active brine completion fluid is developed for the characteristic of the unconsolidated sandstone heavy oil reservoir in Bohai Sea as well as for the incompatibility between the common brine completion fluid and the heavy oil in the offshore oilfields.The performance evaluation of the active brine completion fluid shows that the completion fluid owns excellent compatibility with the reservoir rocks,formation water and heavy oil, and has low interfacial tension of oil and water. The developed brine completion fluid also is demonstrated with good reservoir protective property. Therefore,it can be applied in the completion operation of offshore unconsolidated sandstone heavy oil reservoir.

Key words:offshore;unconsolidated sandstone; heavy oil reservoir;active brine completion fluid; interfacial tension;compatibility;reservoir protection

Study on active brine completion fluid

Shu Fuchang1Xiang Xingjin1Li Weiping2Xiao Jiamin2He Baosheng3Li Yuguang3Jin Yong3Liao Zhongyi4
(1.Yangtze University,Hubei,434023;2.Institute of J ingzhou Hanke New Technology,Hubei,434001; 3.CNOOC Research Institute,Beijing,100027; 4.Shanghai B ranch of CNOOC Ltd.,S hanghai,200030)

＊国家科技重大专项“多枝导流适度出砂技术”(2008ZX05024-003-10)部分研究成果。

舒福昌,男,副教授,1989年毕业于石油大学(华东)石油加工专业,现主要从事油田化学方面的教学与科研工作。地址:湖北省荆州市南湖路1号(邮编:434023)。