邢希金，刘书杰，罗刚，谢仁军

（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激活型完井液体系

邢希金1，刘书杰1，罗刚2，谢仁军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）

邢希金等.适用于稠油热采井的激活型完井液体系[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：112-116.

摘要稠油热采井在注蒸汽过程中及关井后，进入油层的完井液滤液和蒸汽中的水在高温下将与地层岩石矿物及地层流体发生反应，产生储层伤害。为此，提出使用激活型完井液体系。引入激活酸HJS，使残留在地层中的完井液在一定温度下激活，释放出[H+]，降低pH值，减小矿物在高pH条件下溶解和转化而对储层产生的伤害；并优选出了高温防膨剂HTW、高温减阻剂HUL、高温溶蚀剂HDB、高温缓蚀剂HJP以及最优加量，构建了激活型完井液体系。室内评价表明，该体系激活温度为80 ℃，激活时间为60 min，激活酸HJS的加入可以大幅度提高完井液对钻屑的溶蚀能力；体系在220℃高温下老化8 h的膨胀率仅为1.11%，与地层水配伍，混合液的浊度在3.6～6.9 NTU之间，蒸汽（270 ℃）驱替后渗透率恢复值大于90%（测温为80 ℃），表明该激活型完井液体系具有很好的储层保护效果。

关键词稠油热采；完井液；激活型；减阻；蒸汽驱替；防止地层损害

稠油热采井在完井过程中完井液滤液难免漏失进入油层，在注蒸汽过程中及关井后进入油层的完井液滤液和蒸汽中的水在高温下将与地层岩石矿物及地层流体发生反应。文献研究表明，黏土矿物在高温、高pH值蒸汽中部分向水敏性矿物蒙脱石转化，蒙脱石在储层中遇矿化度低的蒸汽凝析液时会产生严重的水化膨胀[1-4]，水液反应导致碳酸钙结垢沉淀[5-7]，高温条件下原油沥青质等重质组分增加[8-10]，增大烃类黏度，降低其流动性。基于渤海稠油热采井注蒸汽过程中完井液在高温条件下产生的伤害问题，提出了激活型完井液设计思路，通过处理剂筛选构建了激活型完井液体系，并对该体系进行了室内评价。

1　激活型完井液设计思路

考虑完井液在注蒸汽过程中对油层的伤害，适用于稠油注汽开采的完井液应具有高温下对黏土的抑制性，能够降低蒸汽凝析液的pH值，防止矿物在高温高pH值条件下的溶解和转化，能够解除高温蒸汽凝析液和地层水不配伍形成的有机或无机垢，降低油液界面张力，而且能显著降低稠油黏度，减小油流阻力，提高油气产能；最大限度地解除前期工作液对储层造成的损害等特性。基于上述要求，在完井液中引入几种特殊处理剂，其作用性能如下。

1）引入激活酸。使残留在地层中的完井液在一定温度下激活释放出[H+]，降低体系的pH值，降低蒸汽凝析液的pH值，减小矿物在高pH值条件下的溶解和转化对储层的伤害；消除无机垢；降低蒸汽pH值，防止碱敏伤害。综合以上要求，对稠油注汽开采的完井液推荐使用激活型完井液体系。

2）引入高温防膨剂。防止储层黏土矿物水化膨胀、分散运移堵塞孔喉，使流体渗滤面积减小，导致流动受阻，间接增加流体流动阻力，降低产能。

3）引入高温减阻剂。改善储层润湿性，降低油液界面张力，减弱毛管力效应，从而减小油气的流动阻力，提高产能。

4）引入高温缓蚀剂。缓解高温条件下对井下工具的腐蚀。

5）引入溶蚀剂。解除前期工作液对储层造成的损害，疏通油流通道，增大泄油面积。

2　激活酸的制备及工作原理

激活酸是一类特殊的化学物质，它本身不是一种酸性物质，但是当达到一定激活温度时，高温条件下激活酸E与水发生反应，生成有机酸RCOOH和无机酸HX。公式（1）和公式（2）给出激活酸的制备过程，激活酸可以通过A、B、D三种化学物质制备，因该物质酸性体现受温度控制，在一定温度下才能激发，故称激活酸。

激活酸用在完井液中的优势在于完井液的配制与泵入过程中体系的pH值较高，无腐蚀性，而当漏失或渗滤到储层后，由于储层自身的温度加热或井筒注热，导致完井液温度升高，达到激活温度后，完井液中激活酸与完井液中的水发生反应释放酸，使体系pH值降低，可以有效清除注热高温条件下水岩、水液等不配伍造成的储层伤害。

3　高温处理剂优选

3.1防膨剂

水敏伤害是稠油注蒸汽开发过程中的主要伤害方式之一。在无机盐类、无机聚合物类及有机阳离子聚合物类中选择了7种防膨剂，分别用蒸馏水配制成3%溶液，加入膨润土，80 ℃下采用离心法进行防膨效果评价，结果见表1。由表1可知，3%HTW的防膨效果在90%以上，可以引入完井液中，进一步进行加量评价。

表1　高温条件下7种防膨剂的防膨效果（离心法、膨润土）

采用CB-A29M井岩样，按照SY/T 5971—94 对HTW的加量进行评价，结果见表2。由表2可知，随着HTW加量的增加，对储层岩心的防膨率也不断增大；当HTW加量大于2.0%时，对储层岩心的防膨率均达到90%以上，满足现场防膨要求，而且随着加量的增加，防膨率增大趋势变缓。推荐HTW加量为2.0%。

表2　利用CB-A29M井岩心优选HTW加量

3.2减阻剂

稠油流动性差，在完井液中加入一种减阻剂，可以降低稠油油藏的油水界面张力，降低稠油黏度，减少流动阻力。表3给出了2%的减阻剂在50 ℃时原油的黏度下降情况。由表3可知，高温减阻剂HUL具有很好的减阻效果，其黏度下降率达11.07%，可以引入完井液中，进一步进行加量评价。

表3　加量为3%的不同减阻剂对NB35-2-8井原油的减阻效果

在NB35-2-8井的原油中，加入不同浓度的减阻剂HUL，通过黏度下降率的大小来衡量HUL的合适加量，见图1。由实验数据可知，HUL加量在2%时，原油黏度下降率高于10%，并随加量增加降黏效果趋缓，适合加量可定为2%。

图1　减阻剂HUL加量对原油降黏率的影响

3.3溶蚀剂

在钻完井过程中，各入井工作液滤液在油层孔隙中的吸附、滞留，液相间的相互不配伍，形成无机垢和有机垢沉淀堵塞孔喉，增加流体流动阻力。所以在完井液的设计中，应该设计一种溶蚀剂，它不仅对高价金属离子具有螯合掩蔽作用，能防止有机垢和无机垢的生成；而且对已生成的有机垢、无机垢、吸附有机大分子和碳酸钙等酸溶性暂堵剂具有较好的溶蚀解除作用，从源头上解决液相不配伍造成储层的深部损害问题，达到减阻增产的目的。

利用CB-A29M井岩心粉，室内参照行业标准SY/T 5358—2002进行溶蚀实验，评价了HDB 对CB-A29M井油层岩石的溶蚀效果并确定最佳加量，结果见图2。从实验现象与实验结果可知，在CB-A29M井储层岩心溶蚀实验中均发现有一定量气泡产生，说明CB-A29M井储层岩石均有一定的与酸反应的胶结物；随着HDB加量的增大，岩样溶蚀率增加，残酸的pH值降低，但对于CB-A29M井的岩样来说，HDB的加量增加到0.7%之后，再增大其加量，岩样的溶蚀率增加缓慢，因此确定HDB的合理加量为0.7%。

图2　HDB对CB-A29M井岩心的溶蚀作用

3.4高温缓蚀剂

由于减阻性完井液呈酸性，故需考察其腐蚀性能并筛选出合适的缓蚀剂。参照SY5273—91对高效缓蚀剂优选评价，结果见表4。由表4可见，完井液对钢材具有一定的腐蚀性，空白样平均腐蚀速率为6.269 3 mm/a，但通过添加3.0%HJP缓蚀剂后可大幅度降低腐蚀速率，平均腐蚀速率降为0.048 9 mm/a，腐蚀速率小于完井液要求的0.076 mm/a。

表4　不同缓蚀剂的优选评价（80 ℃、72 h）

注：空白为海水+2.0%防膨剂HTW+0.7%溶蚀剂HDB+1.5%激活酸HJS；使用N80、挂片面积为12.6 cm2。

4　完井液配方确定及性能评价

根据上述处理剂的筛选，结合注蒸汽对储层的伤害特征，确定了激活型完井液的基本配方如下。

过滤海水+2.0%防膨剂HTW+2%减阻剂HUL+0.7%溶蚀剂HDB+3.0%缓蚀剂HJP+1.5%激活酸HJS（用KCl调节密度）

4.1激活能力

如图3、图4所示，在激活时间为60 min时，当温度低于80 ℃，体系自身的酸度维持在5～5.5之间；当温度高于80 ℃，体系中的激活酸在温度的作用下被激活，降低了体系pH值；当在90 ℃激活不同时间，完井液体系的pH值随着激活时间的延长而降低，当时间超过60 min后，体系的pH值降低缓慢，说明60 min基本完全被激活。激活型完井液体系的溶蚀效果见图5。

图3　激活型完井液在不同温度下的pH值（60 min ）

图4　激活型完井液在90 ℃激活不同时间下的pH值

图5　激活型完井液体系的溶蚀效果

由图5可知，在未加入HJS的体系中，在70 ～90 ℃之间，随着温度的升高，对钻屑的溶蚀率变化缓慢，而在加入1.5%HJS的体系中，当温度升高到90 ℃时，由于温度对HJS具有一定的激活作用，激活型完井液对钻屑的溶蚀能力大幅度提高。

4.2防膨性能

以膨润土为膨胀介质，采取高温老化法测定激活型完井液的膨胀率，并以海水为空白样进行对比，结果见表5。操作步骤为：在高温老化罐中分别放入350 mL海水和完井液；在盛装海水和完井液的老化罐中，分别放入14 g膨润土，用玻璃棒搅拌均匀；密封老化罐，放入不同温度的高温滚子炉中老化8 h，冷却；取出老化罐中混合物，放入量筒中至澄清；读取膨润土在量筒中的体积数。由表5可知，海水与完井液均随温度升高而膨胀率增大。

表5　高温下膨润土在激活型完井液中的膨胀率

4.3配伍性

将地层水与完井液以不同比例混合，测量不同混合比例下的浊度，结果见表6。由表6可知，完井液与地层水按照不同比例混合后，体系的浊度值均较小，体系清澈透明，说明不会因为混合后浊度偏高伤害储层。从悬浮物含量的实验数据看出，悬浮物含量非常小，完井液在地层中与地层水混合后不会产生悬浮物而堵塞储层。

表6　完井液与地层水的配伍性实验结果

4.4蒸汽驱替下储层保护性能

蒸汽驱替下储层保护评价方法：①岩心洗油，气测渗透率；②用煤油在油藏温度80 ℃下测定天然岩心的初始渗透率K0；③在80 ℃下挤入2 PV的激活型完井液；④用270 ℃高温蒸汽进行驱替，驱替出2 PV的高温蒸汽凝析液，停止蒸汽驱替，模拟蒸汽驱替过程；⑤冷却至80 ℃，用煤油测定损害后的渗透率Kd；⑥计算渗透率的恢复值。结果见表7。由表7可知，单纯的高温蒸汽驱替后，岩心的渗透率恢复值仅在65%左右，说明高温蒸汽驱对储层造成了一定程度的伤害；注入完井液后再进行蒸汽驱替，其渗透率均有不同程度的上升，说明高温蒸汽对储层伤害逐渐减小，而激活型完井液注入岩心后，再进行蒸汽驱替，其渗透率恢复值大于90%，说明激活型完井液储层保护效果较好。

表7　激活型完井液储层保护评价结果

5　结论

1.介绍了激活酸的制备方法及工作原理，根据激活型完井液的设计思路，对引入的高温防膨剂、高温减阻剂、高温溶蚀剂及高温缓蚀剂进行了筛选和评价，并确定了筛选出的各处理剂的最佳加量。

2. 通过引入激活酸，构建了激活型完井液体系。通过评价表明，激活温度为80 ℃，激活时间为60 min，体系高温下膨胀率低，与地层水配伍，蒸汽驱替后渗透率恢复值大于90%，室内研究的激活型完井液具有很好的储层保护效果。

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Activated Completion Fluid for Thermal Heavy Oil Recovery

XING Xijin1, LIU Shujie1, LUO Gang2, XIE Renjun1
(1.Research Institute of CNOOC, Beijing 100028;2. Hubei HANC New-Technology Research Center, Jingzhou, Hubei 434000)

AbstractIn thermal recovery of heavy oils，after well shut-in，the fltrates of the completion fuids entering the reservoir formations and water from the injected steam will react with rock minerals and formation fuids at high temperature. This reaction will inevitably damage the reservoir formations in contact. To avoid this damage，an activating completion fuid has been introduced. The activating acid，HJS，is used to activate the residue completion fuid in reservoir formations at certain temperature，and hydrogen ions are released to reduce the pH of the reaction system. This will mitigate the dissolution of formation minerals at high pH which is a cause of formation damage. Several additives such as high temperature swelling inhibitor HTW，high temperature friction reducer HUL，high temperature erosion agent HDB and high temperature corrosion inhibitor HJP were chosen and their optimum concentrations determined. With these additives，an activating completion fuid has been formulated. In laboratory experiments，the activating temperature of the completion fuid is 80 ℃，and the activating time，60 min. The use of HJS greatly enhances the dissolution of drilled cuttings by the completion fuid. The ratio of swelling of the completion fuid after aging at 220 ℃ for 8 h is only 1.11%. The completion fuid is compatible with formation waters，and the turbidity of the mixed fuid is between 3.6 NTU and 6.9 NTU. The recovery of permeability after steam (270 ℃) fooding is greater than 90% (measured at 80 ℃). These data demonstrate that the activating completion fuid plays a positive role in protecting reservoir formations.

Key wordsThermal recovery of heavy oil； Completion fuid； Activating； Friction reduction； Steam fooding； Prevent formation from damaging

中图分类号：TE257.6

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0112-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.023

基金项目：国家科技重大专项“海上稠油热采井注汽过程储层保护实验（试验）研究”（2011ZX05024-005）项目资助。

第一作者简介：邢希金，高级工程师，2008年毕业于西南石油大学并获硕士研究生学位，现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。电话 （010）84526245；E-mail：xingxj2@cnooc.com.cn。

收稿日期（2016-3-25；HGF=1601N1；编辑王小娜）