可降解抗高溫暫堵體系研究

任 強，劉俊軍，方培林，楊 凱，權寶華

（中海油能源發展工程技術公司，天津 300451）

油田隨著投產的時間延長，地層能量不斷降低，導致修井作業中大量修井液漏入地層，對地層造成不同程度的傷害，同時也延長了入井液返排的周期[1]。近年來，國內外開發了多種類型暫堵劑，降低大漏失井在修井作業期間的漏失量，但這些暫堵劑對于高溫井（地層溫度＞120 ℃）的效果較差，表現為暫堵有效期短或暫堵后不能降解，不能滿足修井作業要求。

為了滿足高溫井暫堵作業的需求，特開發出一種適用于高溫井的暫堵體系，該體系不僅具有良好的封堵效果，而且在修井液作業后能快速破膠，不會對地層產生傷害，對儲層起到良好的“暫屏蔽”效果。

1 實驗部分

1.1 藥劑及儀器

實驗藥劑：高溫暫堵劑BH-VES，增黏劑BH-VIS，破膠劑BH-SYSN，一級膨潤土，40～60 目石英砂。

儀器：水浴鍋，六速旋轉黏度計，低速電動攪拌器，多功能修井液評價儀，秒表及玻璃儀器若干。

1.2 暫堵劑抗高溫性能研究

1.2.1 暫堵劑單劑抗溫性能研究 實驗選擇兩種暫堵劑，分別研究不同溫度下兩種暫堵劑的黏度變化，篩選出抗高溫性能較好的暫堵劑[2]。實驗配置兩種暫堵劑1%溶液，分別在設定溫度下老化8 h，使用六速旋轉黏度計測定老化后暫堵劑黏度。兩種暫堵劑的1 %溶液黏度隨溫度變化情況（見表1）。

表1 溫度對暫堵劑黏度的影響（mPa·s）

從表1 中可以看出，VES 的抗溫性明顯優于VIS，在150 ℃老化8 h 后，黏度降低至45.1 mPa·s，降黏率為52.33 %。VIS 溶液經過140 ℃老化8 h 后黏度降低至3.2 mPa·s，降黏率為98.40 %。考慮到VIS 的增黏效果較為明顯，實驗將不同比例的VES 和VIS 進行復配，測定復配后暫堵劑的抗溫性能。

1.2.2 兩種暫堵劑復配抗高溫性能研究 實驗分別將不同比例的兩種暫堵劑進行復配，研究復配后暫堵劑的抗高溫性能[3，4]。實驗分別按照VES：VIS=2：1 和3：1進行復配，并研究不同濃度的高溫暫堵劑分別在110 ℃、130 ℃和140 ℃老化12 h 后，測定老化后暫堵劑黏度。不同溫度下復配暫堵劑的黏度變化情況（見表2）。

從表2 可以看出，隨著VES 濃度的增加，同濃度下的原始暫堵劑黏度不斷降低；高溫老化后暫堵劑的黏度也隨著VES 含量的不斷增加而增加。綜合考慮體系的抗溫性及作業成本，選擇VES 和VIS 的最佳比例為3：1，最佳加入濃度為2 %。

表2 復配暫堵劑在不同溫度下老化后黏度（mPa·s）

1.3 暫堵劑體系破膠劑研究

為了保證暫堵劑在作業后能完全破膠，減少修井作業后儲層恢復時間，實驗對破膠劑加量進行了評價[5]。實驗以1.5 %VES+0.5 %VIS 配置暫堵劑，分別加入不同濃度的BH-SYSN，在30 ℃、110 ℃、130 ℃和140 ℃下老化1 d 后，測定暫堵體系黏度，優選出最佳的破膠劑加量。不同溫度下不同濃度的BH-SYSN 對暫堵體系黏度的影響（見表3）。

表3 不同溫度下不同濃度的BH-SYSN 對暫堵體系黏度的影響（mPa·s）

從表3 可以看出：（1）同溫度下，隨著BH-SYSN含量的不斷增加，暫堵劑體系的黏度不斷降低，表明加入的BH-SYSN 起到了一定的破膠作用；（2）隨著BHSYSN 濃度不斷增加到0.4 %，老化后膠液體系的黏度不斷降低，當濃度大于0.4 %后，膠液黏度變化不大，為了減少暫堵液對地層的影響，保證暫堵作業后油井產能迅速恢復，BH-SYSN 的最佳加入濃度為0.4 %。

1.4 暫堵劑體系抗鹽性

實驗使用2 %暫堵劑（VES：VIS=3：1）+0.4 %BHSYSN 配置暫堵液，分別在配置好的暫堵液中加入不同礦化度的NaCl，攪拌均勻后分別在30 ℃、110 ℃、130 ℃和140 ℃下老化10 h 后，測定暫堵體系黏度。不同溫度下不同礦化度鹽水對暫堵體系黏度的影響（見表4）。

表4 不同溫度下不同礦化度鹽水對暫堵體系黏度的影響（mPa·s）

從表4 可以看出，隨著暫堵劑體系中礦化度的不斷提高，同溫度下老化后暫堵劑黏度不斷降低，當鹽水礦化度大于10 000 mg/L 后，暫堵劑體系黏度降低幅度大，表明該體系最高抗鹽的礦化度為10 000 mg/L。

1.5 暫堵劑體系封堵性能

實驗使用2 %暫堵劑（VES：VIS=3：1）配置暫堵液，以0.4 %BH-SYSN 溶液作為破膠劑，使用修井液評價儀分別對暫堵劑在不同溫度下的封堵性能進行測試。實驗按照膨潤土：石英砂=1：9 自制巖心，使用白油測定巖心滲透率，使用暫堵劑反驅測定不同溫度下暫堵劑的封堵效果。封堵穩定后老化24 h，再次反驅0.4 %破膠劑溶液浸泡4 h 后，使用白油正驅測定巖心滲透率恢復率（見表5）。

表5 不同溫度下暫堵劑封堵性能

從表5 可以看出：（1）該暫堵體系具有良好的封堵效果，使用該暫堵劑的封堵壓力均能達到10 MPa 以上，能滿足現場封堵要求；（2）封堵后巖心滲透率恢復率隨著溫度升高而不斷增加，表明提高溫度能進一步提高暫堵劑降解速度。其中，120 ℃暫堵中巖心滲透率恢復率為79.17 %，建議現場作業中根據不同油藏的自身特點和封堵時間要求，選擇不同的暫堵劑加量。

2 結論及建議

（1）實驗優選出的可降解高溫暫堵劑配方為：2 %暫堵劑（VES：VIS=3：1）+0.4 %BH-SYSN，暫堵劑具有良好的封堵性能，在140 ℃封堵壓力可以達10 MPa以上。

（2）研究評價的暫堵劑體系具有良好的抗鹽性，可使用礦化度小于10 000 mg/L 的鹽水配置暫堵劑體系。

（3）暫堵劑經24 h 封堵后，不同溫度下滲透率恢復率不同，建議現場使用中根據油藏和封堵時間要求，選擇不同的封堵劑加量。

［1］ 張紹槐，羅平亞主編.保護儲集層技術［M］.北京：石油工業出版社，1993.

［2］ 李丹，劉建儀，等.新型抗高溫水溶性暫堵劑實驗研究［J］.應用化工，2011，40（12）：2071-2074+2079.

［3］ 李克華，王任芳，鄭延成，等.新型水溶性暫堵劑SZD 的研究與應用［J］. 石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2008，30（3）：147-149.

［4］ 趙強.水溶性暫堵劑的制備及性能研究［D］.蘭州：蘭州理工大學，2011.

［5］ 馬如然，劉音，常青.油田壓裂用暫堵劑技術［J］.油田化學，2013，31（6）：79-82.