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(fā)有限公司，北京 100083；2. 中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

修井是恢復(fù)油氣井正常生產(chǎn)、提高單井產(chǎn)量與采收率和延長生產(chǎn)周期的重要措施。修井時(shí)，修井液直接與儲層接觸，易發(fā)生漏失、儲層損害等問題，加之老區(qū)塊經(jīng)多年開采，油層物性和溫度壓力系統(tǒng)紊亂，給修井作業(yè)造成很大困難[1-3]。選擇合適的修井液是防止修井作業(yè)時(shí)發(fā)生漏失和儲層損害等問題的關(guān)鍵[4-6]。

目前應(yīng)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(fù)雜；膠液修井液不能完全防止漏失，液相進(jìn)入產(chǎn)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(huán)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(yán)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(diǎn)，目前應(yīng)用最為廣泛[10-11]。筆者針對老油區(qū)修井作業(yè)特點(diǎn)和要求、并兼顧儲層保護(hù)，研發(fā)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(yōu)點(diǎn)，在勝利油田和哈薩克斯坦KKM 油田3 口井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，獲得良好的應(yīng)用效果，修井后的排水復(fù)產(chǎn)期明顯縮短。

1 低傷害暫堵修井液的研制

1.1 技術(shù)思路與作用機(jī)理

根據(jù)屏蔽暫堵技術(shù)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(xù)侵入儲層；油氣井完成修井作業(yè)投入生產(chǎn)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(chǎn)出液的作用下分解，屏蔽帶被解除，恢復(fù)儲層與井筒間的連通通道，從而達(dá)到保護(hù)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(hù)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(wǎng)絡(luò)是未電離的固態(tài)網(wǎng)絡(luò)；吸水樹脂與水相接觸時(shí)，親水基團(tuán)COOMe—（Me 為堿性金屬）與水分子發(fā)生水合作用，高分子網(wǎng)絡(luò)伸展，此時(shí)，膠體網(wǎng)絡(luò)內(nèi)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(kuò)散后，聚合物鏈上形成陰離子間的靜電斥力，促使網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)發(fā)生擴(kuò)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(jié)構(gòu)為了保持電中性使陽離子不能自由向外擴(kuò)散，必須滿足陽離子在樹脂網(wǎng)絡(luò)內(nèi)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(wǎng)絡(luò)內(nèi)部。隨著網(wǎng)絡(luò)的擴(kuò)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(dá)到平衡，此時(shí)修井液表現(xiàn)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(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，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(jīng)適度交聯(lián)形成的具有三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的聚合物。吸油樹脂具有一定的孔隙，油分子通過孔隙進(jìn)入樹脂內(nèi)部與高分子鏈上的親油基團(tuán)發(fā)生溶劑化作用，樹脂發(fā)生溶脹[12]。當(dāng)進(jìn)入樹脂中的油分子使高分子鏈完全展開時(shí)，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(dá)到熱力學(xué)平衡，樹脂達(dá)到溶脹平衡，此時(shí)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(lián)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(fù)。

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(jìn)入井筒后在壓差作用下，小粒徑樹脂顆粒進(jìn)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(yè)順利實(shí)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(fù)，表現(xiàn)出修井液的低傷害暫堵特性。

1.2 屏蔽暫堵主劑優(yōu)化

為了防止工作液及其濾液進(jìn)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(zhuǎn)黏度計(jì)和ZNS-5A 濾失儀測試其流變性和濾失性，結(jié)果見表1。

表 1 屏蔽暫堵主劑加量優(yōu)化試驗(yàn)結(jié)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(xiàn)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(hù)劑加量優(yōu)化

膠體保護(hù)劑的主要作用是提高修井液的黏度，優(yōu)化修井液的流變性能，進(jìn)一步降低修井液的濾失量[10,16]?？紤]修井液抗鹽抗溫能力和現(xiàn)場施工便利性，在修井液基液中添加不同加量的膠體保護(hù)劑，測試其流變性和API 濾失量，結(jié)果見表2。

表 2 膠體保護(hù)劑加量優(yōu)化試驗(yàn)結(jié)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(hù)劑后，流變性能得到改善，同時(shí)API 濾失量也大幅降低。膠體保護(hù)劑加量為0.2%時(shí)，API 濾失量控制在較低范圍內(nèi)，流變性也較好；加量超過0.2%時(shí)，其流變性變差，因此膠體保護(hù)劑的推薦加量為0.2%。

1.4 屏蔽暫堵輔劑加量優(yōu)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(xié)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(jié)果見表3。

表 3 屏蔽暫堵輔劑加量優(yōu)化試驗(yàn)結(jié)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(shí)，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(yōu)化結(jié)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(hù)劑+2.0%～3.0%屏蔽暫堵輔劑。

2 低傷害暫堵修井液性能評價(jià)

2.1 抗溫能力

根據(jù)勝利油田及哈薩克斯坦KKM 油田主要產(chǎn)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(xiàn)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(jié)果見表4。

表 4 SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液抗溫能力評價(jià)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(hù)效果

2.2.1 封堵效果

采用FA 砂床濾失儀評價(jià)勝利油田應(yīng)用的常規(guī)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(guī)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(jī)玻璃管內(nèi)分別灌注約350 cm3粒徑為40/60 目和120/150 目的河砂并壓實(shí)，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(jī)玻璃管內(nèi)緩慢灌注溫度120 ℃下老化16 h 和室溫放置的常規(guī)修井液及SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液；最后將有機(jī)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(tǒng)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(jié)果見表5。

由表5 可以看出：常規(guī)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(qiáng)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(jià)模擬形成的屏蔽暫堵帶與地層流體接觸后的解堵效果，進(jìn)行了室內(nèi)解堵試驗(yàn)。配制500 mL SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液，使用API 濾失儀進(jìn)行30 min 標(biāo)準(zhǔn)濾失實(shí)驗(yàn)，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(chǎn)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(jié)果發(fā)現(xiàn)：SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液形成的濾餅較為致密；經(jīng)模擬產(chǎn)出水浸泡后，濾餅變得松散；經(jīng)產(chǎn)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(chǎn)出液快速分解，具備暫堵和解堵性能。

2.2.3 儲層保護(hù)效果

室內(nèi)對SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液及常規(guī)修井液的巖心污染程度進(jìn)行對比試驗(yàn)。由于SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的解堵機(jī)理不同，為了準(zhǔn)確評價(jià)其儲層保護(hù)效果，在SY/T 5358—2010“儲層敏感性流動實(shí)驗(yàn)評價(jià)方法”的基礎(chǔ)上，制定了SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的實(shí)驗(yàn)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(jì)算巖心滲透率恢復(fù)率。常規(guī)修井液及SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的巖心污染實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6 和表7。

由表6 和表7 可以看出，現(xiàn)用常規(guī)修井液對巖心的傷害程度嚴(yán)重，滲透率恢復(fù)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(fù)率可達(dá)88.7%～94.0%，儲層保護(hù)效果明顯。

表 6 現(xiàn)用常規(guī)修井液巖心污染實(shí)驗(yàn)結(jié)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(shí)驗(yàn)結(jié)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(xiàn)場應(yīng)用

3.1 總體應(yīng)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(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)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(fù)產(chǎn)，日產(chǎn)液量13.0～14.5 m3，含水率87.2%，排水復(fù)產(chǎn)期5 d，而未采用該修井液進(jìn)行修井作業(yè)的鄰井排水復(fù)產(chǎn)期長達(dá)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(fù)產(chǎn)期分別為22 h 和16 d，與前期采用常規(guī)修井液修井后的排水復(fù)產(chǎn)期（分別為51 h 和32 d）縮短50.0%以上，應(yīng)用效果顯著?，F(xiàn)場應(yīng)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(hù)效果。下面以301 井為例介紹SXJD-Ⅰ型低傷害暫堵修井液的應(yīng)用情況。

3.2 301 井應(yīng)用情況

哈薩克斯坦KKM 油田301 井人工井底深度2 700.00 m，產(chǎn)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(shù)0.87，地層溫度約102 ℃。該井于2018 年9 月實(shí)施修井換泵作業(yè)，現(xiàn)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(chǎn)出水）+1.5%屏蔽暫堵主劑+2.0%屏蔽暫堵輔劑+0.2%膠體保護(hù)劑。使用泵車向油套環(huán)空正循環(huán)泵入低傷害修井液19 m3，80 min 后環(huán)空出油，隨后泵入頂替液KCl溶液20 m3，環(huán)空返液正常，原油完全排出油管后壓井結(jié)束。該井壓井結(jié)束后3 d 完成換泵修井作業(yè)，開泵順利排液。

301 井修井前產(chǎn)液量56 m3/d，產(chǎn)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(fù)產(chǎn)后跟蹤15 d，日均產(chǎn)油量7.5 t，累計(jì)增產(chǎn)約30.0 t。

4 結(jié)論

1）通過優(yōu)化屏蔽暫堵主劑、膠體保護(hù)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(jié)束后可迅速被油井產(chǎn)出液分解；少量吸油樹脂顆?？杀辉徒M分溶脹和溶解，起到暫堵和解堵作用。

3）現(xiàn)場應(yīng)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(fù)產(chǎn)期明顯縮短，具有顯著的儲層保護(hù)效果。