SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液技術

趙全民， 李 燕， 劉浩亞， 何青水， 唐文泉

（1. 中國石化國際石油勘探開發有限公司，北京 100083；2. 中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

修井是恢復油氣井正常生產、提高單井產量與采收率和延長生產周期的重要措施。修井時，修井液直接與儲層接觸，易發生漏失、儲層損害等問題，加之老區塊經多年開采，油層物性和溫度壓力系統紊亂，給修井作業造成很大困難[1-3]。選擇合適的修井液是防止修井作業時發生漏失和儲層損害等問題的關鍵[4-6]。

目前應用比較普遍的修井液主要有泡沫修井液、膠液修井液、烴基修井液、凝膠型修井液、清潔鹽水修井液和屏蔽暫堵型修井液[7-9]。其中，泡沫修井液配制成本高，施工過程復雜；膠液修井液不能完全防止漏失，液相進入產層造成的損害和因聚合物造成的吸附損害不可避免；烴基修井液安全環保問題突出，且成本較高；凝膠型修井液對儲層損害小，堵漏性能突出；清潔鹽水修井液漏失嚴重，水鎖損害突出；屏蔽暫堵型修井液具有使用簡便、成本低廉等特點，目前應用最為廣泛[10-11]。筆者針對老油區修井作業特點和要求、并兼顧儲層保護，研發了SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液，其兼具凝膠型修井液和屏蔽暫堵型修井液的優點，在勝利油田和哈薩克斯坦KKM 油田3 口井進行了現場應用，獲得良好的應用效果，修井后的排水復產期明顯縮短。

1 低傷害暫堵修井液的研制

1.1 技術思路與作用機理

根據屏蔽暫堵技術思路，在修井液基液中加入可解堵屏蔽暫堵材料，在一定壓差作用下在近井壁處或射孔孔眼處形成一層屏蔽暫堵帶，阻止修井液繼續侵入儲層；油氣井完成修井作業投入生產后，在反向壓力作用下，大部分屏蔽暫堵材料被直接沖出孔隙，另一部分在地層產出液的作用下分解，屏蔽帶被解除，恢復儲層與井筒間的連通通道，從而達到保護儲層的目的。

低傷害暫堵修井液由基液、屏蔽暫堵主劑、膠體保護劑和屏蔽暫堵輔劑等組成，主要成分為吸水樹脂。吸水樹脂吸水之前，其高分子網絡是未電離的固態網絡；吸水樹脂與水相接觸時，親水基團COOMe—（Me 為堿性金屬）與水分子發生水合作用，高分子網絡伸展，此時，膠體網絡內外的離子存在濃度差。吸水樹脂聚合物鏈上的陰離子是固定的，而陽離子Me+可移動，陽離子向外擴散后，聚合物鏈上形成陰離子間的靜電斥力，促使網絡結構發生擴張，溶液的黏度增大，濾失量降低，形成流變性良好的膠體溶液。而吸水樹脂高分子結構為了保持電中性使陽離子不能自由向外擴散，必須滿足陽離子在樹脂網絡內外存在較大濃度差，形成滲透壓，促使水分子大量滲入聚合物網絡內部。隨著網絡的擴張，樹脂分子鏈—(CH2—CH2)—的彈性收縮力與陰離子斥力和水分子的膨脹力慢慢達到平衡，此時修井液表現出最佳流變性和封堵性能。隨后，水分子會逐漸破壞吸水樹脂聚合物分子鏈的彈性連接，破壞網絡結構，樹脂開始溶解。

除吸水樹脂外，修井液中還含有少量吸油樹脂。吸油樹脂是一種由親油性單體經適度交聯形成的具有三維網絡結構的聚合物。吸油樹脂具有一定的孔隙，油分子通過孔隙進入樹脂內部與高分子鏈上的親油基團發生溶劑化作用，樹脂發生溶脹[12]。當進入樹脂中的油分子使高分子鏈完全展開時，樹脂高分子的彈性回縮力使舒展的高分子鏈慢慢回縮，最終達到熱力學平衡，樹脂達到溶脹平衡，此時吸油樹脂具有最理想的堵漏性能。隨后，油分子開始脹破樹脂交聯鏈，吸油樹脂開始溶解，修井液對地層的暫堵作用逐漸解除，滲透率恢復。

吸水樹脂和吸油樹脂共同作用，使修井液具有良好的流變性和濾失性，進入井筒后在壓差作用下，小粒徑樹脂顆粒進入地層并逐漸堵塞孔道，起到屏蔽暫堵作用，使修井液不再流失（屏蔽暫堵過程約為2～3 d，），以確保修井作業順利實施。隨后，地層水和原油逐漸破壞樹脂彈性分子鏈，吸水樹脂和吸油樹脂分子開始分解，樹脂顆粒慢慢溶解，地層滲透率開始恢復，表現出修井液的低傷害暫堵特性。

1.2 屏蔽暫堵主劑優化

為了防止工作液及其濾液進入儲層使黏土礦物膨脹造成儲層損害[13-15]，選用3%的KCl 溶液作為低傷害修井液基液。屏蔽暫堵主劑選用吸水樹脂，其主要作用是：一是吸附自由水，提高修井液體系黏度，降低濾失量；二是可變形顆粒在壓差作用下封堵地層孔隙，起到屏蔽暫堵作用[5]。在修井液基液中添加不同加量的屏蔽暫堵主劑，采用ZNN-D6型六速旋轉黏度計和ZNS-5A 濾失儀測試其流變性和濾失性，結果見表1。

表 1 屏蔽暫堵主劑加量優化試驗結果Table 1 Optimization results of the dosage of main shielding temporary plugging agent

由表1 可以看出：基液加入0.5%～1.0%屏蔽暫堵主劑后其黏度較低，濾失量較大；加入2%的屏蔽暫堵主劑后的黏度升高、濾失量降低，但其黏度偏高，現場配制難度加大。因此，屏蔽暫堵主劑的推薦加量為1.5%。

1.3 膠體保護劑加量優化

膠體保護劑的主要作用是提高修井液的黏度，優化修井液的流變性能，進一步降低修井液的濾失量[10,16]。考慮修井液抗鹽抗溫能力和現場施工便利性，在修井液基液中添加不同加量的膠體保護劑，測試其流變性和API 濾失量，結果見表2。

表 2 膠體保護劑加量優化試驗結果Table 2 Experimental results of optimizing the dosage of colloidal protective agent

注：修井液基液為基液+1.5%屏蔽暫堵主劑

由表2 可以看出，修井液基液加入膠體保護劑后，流變性能得到改善，同時API 濾失量也大幅降低。膠體保護劑加量為0.2%時，API 濾失量控制在較低范圍內，流變性也較好；加量超過0.2%時，其流變性變差，因此膠體保護劑的推薦加量為0.2%。

1.4 屏蔽暫堵輔劑加量優化

屏蔽暫堵輔劑為吸油樹脂，添加到修井液中可以提高修井液的封堵能力，其與屏蔽暫堵主劑協同作用還可以降低修井液的濾失量。在修井液基液中添加不同加量的屏蔽暫堵輔劑，測試其流變性和API 濾失量，結果見表3。

表 3 屏蔽暫堵輔劑加量優化試驗結果Table 3 Experimental results of optimizing the dosage of shielding temporary plugging assisting agent

由表3 可以看出，屏蔽暫堵輔劑對修井液流變性、濾失性能的影響程度較小，其加量超過2.0%時，修井液濾失量無明顯降低，考慮修井液的配制成本，屏蔽暫堵輔劑的推薦加量為2.0%～3.0%。

綜合以上優化結果，確定SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的配方為：基液（3.0% KCl 溶液）+1.5%屏蔽暫堵主劑+0.2%膠體保護劑+2.0%～3.0%屏蔽暫堵輔劑。

2 低傷害暫堵修井液性能評價

2.1 抗溫能力

根據勝利油田及哈薩克斯坦KKM 油田主要產層的埋深與地溫梯度，要求SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液具備抗溫120 ℃的能力。為確保該修井液滿足現場施工要求，測試了SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液老化前后的流變性能（老化條件為在120 ℃下滾動16 h），結果見表4。

表 4 SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液抗溫能力評價Table 4 Evaluation on the temperature resistance of SXJD-Ⅰtype low damage temporary plugging workover fluid

由表4 可以看出，SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液老化前、后的流變性能與API 濾失量變化不大，說明該修井液可抗溫120 ℃。

2.2 封堵、解堵及儲層保護效果

2.2.1 封堵效果

采用FA 砂床濾失儀評價勝利油田應用的常規修井液（1.5%表面活性劑+淡水）和SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的封堵性能。首先，配制常規修井液和SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液各2 組，每組500 mL，一組在溫度120 ℃下老化16 h，另一組在室溫下放置16 h；然后向FA 濾失儀有機玻璃管內分別灌注約350 cm3粒徑為40/60 目和120/150 目的河砂并壓實，以模擬滲透率為50 mD 及20 mD 的砂床；再分別向FA 濾失儀有機玻璃管內緩慢灌注溫度120 ℃下老化16 h 和室溫放置的常規修井液及SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液；最后將有機玻璃管放置到FA砂床濾失儀臺架上，加壓至0.69 MPa，壓力維持30 min后釋放系統圈閉壓力，使用鋼尺測量修井液侵入砂床的深度，測量收集濾液的體積，結果見表5。

由表5 可以看出：常規修井液的堵漏性能較差，老化前后均全部漏失；SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液老化前后均能夠封堵滲透率20～50 mD 的砂床，且侵入深度小，具有較強的封堵性能，堵漏效果明顯。

表 5 SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液封堵效果Table 5 Sealing effect of SXJD-Ⅰ type low damage temporary plugging workover fluid

2.2.2 解堵效果

為了評價模擬形成的屏蔽暫堵帶與地層流體接觸后的解堵效果，進行了室內解堵試驗。配制500 mL SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液，使用API 濾失儀進行30 min 標準濾失實驗，得到API 濾失形成的濾餅；將濾餅在CaCl2溶液中（模擬地層水Ca2+含量）浸泡2 h，并使用玻璃棒在濾餅上方間斷緩慢攪動1 min，以模擬地層產出液的流動；然后取出濾餅在煤油中浸泡2 h，并使用玻璃棒在濾餅上方間斷緩慢攪動1 min；取出濾餅，觀察濾餅殘留情況。

觀察結果發現：SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液形成的濾餅較為致密；經模擬產出水浸泡后，濾餅變得松散；經產出油浸泡后，松散的濾餅已基本分解。這說明SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液形成的屏蔽暫堵帶能夠被油井高含水產出液快速分解，具備暫堵和解堵性能。

2.2.3 儲層保護效果

室內對SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液及常規修井液的巖心污染程度進行對比試驗。由于SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的解堵機理不同，為了準確評價其儲層保護效果，在SY/T 5358—2010“儲層敏感性流動實驗評價方法”的基礎上，制定了SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的實驗流程：使用過濾煤油正向測定巖心原始滲透率；使用SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液反向污染巖心；使用模擬地層水礦化度的工作液正向解除巖心污染帶的封堵；使用過濾煤油正向測定巖心滲透率；計算巖心滲透率恢復率。常規修井液及SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的巖心污染實驗結果見表6 和表7。

由表6 和表7 可以看出，現用常規修井液對巖心的傷害程度嚴重，滲透率恢復率僅為35.6%～51.9%；SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液污染巖心的滲透率恢復率可達88.7%～94.0%，儲層保護效果明顯。

表 6 現用常規修井液巖心污染實驗結果Table 6 Core pollution test results of the existing conventional workover fluid

表 7 SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液巖心污染實驗結果Table 7 The water drainage and production resuming of well 301 in KKM Oilfield by using SXJD-Ⅰ type low damage temporary plugging workover fluid

3 現場應用

3.1 總體應用情況

SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液在勝利油田GU249 井、哈薩克斯坦KKM 油田301 井和190 井進行了現場應用。其中，勝利油田GU249 井采用SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液修井后排水復產，日產液量13.0～14.5 m3，含水率87.2%，排水復產期5 d，而未采用該修井液進行修井作業的鄰井排水復產期長達9 d。哈薩克斯坦KKM 油田301 井和190 井采用SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液修井后排水復產期分別為22 h 和16 d，與前期采用常規修井液修井后的排水復產期（分別為51 h 和32 d）縮短50.0%以上，應用效果顯著。現場應用表明，SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液具有良好的封堵和儲層保護效果。下面以301 井為例介紹SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的應用情況。

3.2 301 井應用情況

哈薩克斯坦KKM 油田301 井人工井底深度2 700.00 m，產層（射孔）段2 613.00～2 663.00 m，油層平均孔隙度17.0%，平均滲透率10.0 mD，油層壓力系數0.87，地層溫度約102 ℃。該井于2018 年9 月實施修井換泵作業，現場配制SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液20 m3，其配方為：污水（粗過濾地層產出水）+1.5%屏蔽暫堵主劑+2.0%屏蔽暫堵輔劑+0.2%膠體保護劑。使用泵車向油套環空正循環泵入低傷害修井液19 m3，80 min 后環空出油，隨后泵入頂替液KCl溶液20 m3，環空返液正常，原油完全排出油管后壓井結束。該井壓井結束后3 d 完成換泵修井作業，開泵順利排液。

301 井修井前產液量56 m3/d，產油量5.5 t/d，含水88.0%，使用SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液修井復產后跟蹤15 d，日均產油量7.5 t，累計增產約30.0 t。

4 結論

1）通過優化屏蔽暫堵主劑、膠體保護劑及屏蔽暫堵輔劑加量，研制了SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液，其具有良好的流變性能、濾失性、堵漏性能和低傷害性。

2）SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的主要暫堵成分為吸水樹脂，修井結束后可迅速被油井產出液分解；少量吸油樹脂顆粒可被原油組分溶脹和溶解，起到暫堵和解堵作用。

3）現場應用表明，SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液具有良好的封堵效果，排水復產期明顯縮短，具有顯著的儲層保護效果。