適合海上某氣田高溫高壓低滲儲層的修井液體系

梁玉凱，羅剛，周玉霞，宋吉鋒，鄭華安，任坤峰，林科雄

（1.中海石油(中國)有限公司海南分公司,?？?570311；2.湖北油田化學產業技術研究院有限公司,湖北荊州 434000）

0 引言

我國南海鶯歌海盆地深層天然氣儲量十分豐富，自20世紀80年代以來，國外各大石油公司先后開展了十余口高溫高壓井的勘探施工作業[1–9]，從90年代開始，中國海油對高溫高壓天然氣儲層的勘探開發研究力度逐漸加大，并取得了較多重大理論突破和技術進步，南海地區已探明多個大型的高溫高壓氣藏，針對海上高溫高壓氣田的勘探及開發工作已逐漸進入規?；瘜嵤╇A段[10–12]。

高溫高壓氣田儲層通常伴隨有低孔、低滲的特點，儲層物性較差，敏感性較強，鉆完井、壓裂、解堵增產以及修井等作業過程中外來流體的侵入極易對地層產生二次傷害，影響作業效果[13–15]。海上某高溫高壓氣田（溫度為150 ℃左右，地層壓力系數大于1.8）大部分氣井后期將面臨更換管柱以及調整挖潛等修井作業的需求，為保障修井作業的施工安全以及氣田儲層不受外來流體的侵入傷害，需要針對性的研究適合海上高溫高壓低滲氣田的高效修井液技術。目前針對海上高溫高壓低滲氣藏修井液體系的研究及報道則相對較少[16–18]。因此，本文以海上某高溫高壓低滲氣田為研究對象，在分析了氣田基本概況以及修井所面臨的難題的基礎之上，通過對加重材料、抗高溫緩蝕劑、耐溫抗鹽防水鎖劑以及抗高溫鍵合劑等主要處理的研究及優選，研制出了一套適合海上高溫高壓低滲氣田的雙保型（保證修井工程安全以及保護儲層）高溫高密度修井液體系，室內對其綜合性能進行了評價，并成功進行了現場應用，以期為海上高溫高壓氣田的高效合理開發提供一定的技術支持和借鑒。

1 目標氣田基本概況

目標研究區塊位于我國南海海域，氣田儲層段埋深普遍在2 900～3 200 m左右，主要含氣層位H1Ⅰa、H1Ⅱb、H1Ⅱc砂體，儲層滲透率分布在3.0～15.9 mD之間，孔隙度分布在16.0%～18.0%之間，屬于典型的中低孔、低滲儲層；另外，目標氣田儲層段溫度最高可接近150 ℃，壓力系數最高可達1.8，屬于典型的高溫高壓儲層；儲層黏土礦物含量較高（20%以上），黏土礦物中伊蒙混層含量較高（20%～30%），而且蒙脫石混層比在20%～30%。儲層存在潛在的水敏損害。天然氣組分主要為CHn（含量達到88%左右），CO2含量小于4%，N2含量小于9%，不含H2S。

2 高溫高壓低滲氣田修井所面臨的難題及對策

由于目標氣田屬于典型的高溫、高壓、低滲儲層，修井時所面臨的難題主要包括：①儲層高溫對修井液的耐高溫性能提出了更大的挑戰，需要研究高溫穩定性較好、耐高溫腐蝕性優良的修井液體系。②高壓地層對修井液的密度要求較高，需要針對性的研究高密度修井液體系。③低孔、低滲儲層可能存在水鎖等儲層傷害的風險，需要研究儲層保護性能較好的修井液體系。④儲層存在水敏損害的風險，需要研究抑制性較好的修井液體系。

針對高溫高壓低滲氣田修井采取的技術對策包括：①結合目標區塊儲層壓力系數較高的特點，為保證修井工程的安全，需要修井液的密度在一定范圍內可調，為此，研究出了一種新型可溶性復合鹽加重材料，使修井液的密度可以達到現場施工的要求。②結合目標區塊儲層溫度較高的特點，為減輕高溫條件下修井液對井下管柱等設備的腐蝕程度，研究了性能穩定的抗高溫緩蝕劑。③為降低儲層潛在的水鎖傷害，研究了一種耐溫抗鹽防水鎖劑和抗高溫鍵合劑，確保修井液在高溫高鹽的環境下仍能具有良好的防水鎖能力和返排能力，降低修井液對儲層的傷害程度，起到較好的儲層保護效果。

3 雙保型高溫高密度修井液體系構建

3.1 加重材料

采用重晶石、鐵礦粉或者微錳礦粉等固相加重材料進行加重時，修井液體系中會含有大量的固相粒子，在修井過程中不可避免的會對低孔、低滲儲層造成嚴重的傷害，并且此類固相加重材料在長時間高溫環境下的穩定性也存在一定的問題，因此，從保護儲層以及修井液高溫穩定性方面考慮，選擇可溶性鹽作為目標氣田修井液的加重材料。

然而常用的可溶性鹽，例如甲酸鈉、甲酸鉀、溴化鈉、溴化鉀以及溴化鈣的最大加重密度范圍均達不到目標氣田的要求，而甲酸銫和溴化鋅雖然加重密度可以滿足要求，但甲酸銫的價格昂貴，而溴化鋅在高溫環境下對金屬的腐蝕性較強，均不適合作為目標氣田修井液的加重材料。針對常規可溶性鹽存在的不同優缺點，研究出了一種新型可溶性復合鹽加重材料HGBZ，其主要由無機鹽、有機鹽組成，可使修井液的加重密度最高達到1.8 g/cm3左右。

3.2 抗高溫緩蝕劑

在高溫條件下，大多數的吸附成膜型緩蝕劑會產生熱解吸以及熱降解作用，導致其無法在高溫環境中起到良好的防腐蝕效果。因此，研制出了一種具有沉淀膜型抑制機理的抗高溫緩蝕劑HSJ-S。室內參照石油與天然氣行業標準SY/T 5273—2014《油田采出水處理用緩蝕劑性能指標及評價方法》中的靜態掛片失重法，對HSJ-S在不同加量下的防腐蝕性能進行了評價，實驗用鋼片材質均為13Cr-L80，腐蝕介質為1.80 g/cm3的修井液，實驗溫度均為150 ℃，實驗時間均為7 d，實驗結果見表1。由表1可知，不加緩蝕劑修井液對鋼片的腐蝕速率可以達到4.256 mm/a，腐蝕及其嚴重，而隨著HSJ-S加量的不斷增大，腐蝕速率呈現出逐漸減小的趨勢，當HSJ-S的加量達到1%時，腐蝕速率可以減小至0.047 mm/a，小于行業標準規定的0.076 mm/a。說明研制的HSJ-S具有良好的防腐蝕效果，推薦其最佳加量為1%。

表1 抗高溫緩蝕劑HSJ-S加量優選

3.3 耐溫抗鹽防水鎖劑

為了滿足高溫高鹽環境下降低修井液表面張力的需求，研制了一種耐溫抗鹽防水鎖劑HAD-2，室內采用JZ-200型表面/界面張力儀測定了其在高溫高鹽環境下降低修井液表面張力的性能，并與其他不同類型的常規防水鎖劑進行了對比。修井液的密度為1.80 g/cm3，防水鎖劑的加量均為2%，將不同溶液在150 ℃下老化12 h后冷卻至室溫測定表面張力，實驗結果見圖1。

圖1 不同類型防水鎖劑性能評價結果

由圖1結果可知，在修井液中加入2%的HAD-2，經過高溫老化后溶液的表面張力仍低至26.7 mN/m，效果明顯優于其他幾種不同類型的常規防水鎖劑，說明HAD-2具有良好的耐溫抗鹽性能，這是由于HAD-2的首端基團是烯氧基，而尾端基團是耐溫抗鹽性能較好的氟碳基，使其能在高溫高鹽環境下仍能發揮較好的降低表面張力的性能，有利于修井液的返排。

3.4 抗高溫鍵合劑

為了更好地降低修井液對低滲氣田儲層的水鎖傷害程度，不僅需要修井液體系具有良好的表面活性，使其易于返排，還需要修井液自身具有良好的結合水能力，使水相不易進入儲層。因此，研制了一種抗高溫鍵合劑HJH-2，并通過毛細管吸收時間（CST）測定儀測定了其對修井液中自由水的鍵合能力。在1.80 g/cm3的修井液中加入不同加量的HJH-2，然后將其在150 ℃下老化12 h后，再測定其CST值，實驗結果見圖2。

圖2 鍵合劑HJH-2加量對CST值的影響

由圖2可知，隨著HJH-2加量的不斷增大，修井液的CST值呈現出逐漸增大的趨勢，當HJH-2的加量達到1%時，CST值就可以延長至5456 s，起到了良好的鍵合水效果，能夠有效延緩修井液中自由水向低滲氣田儲層擴散的速度。這是由于HJH-2分子結構中含有大量能與水分子相鍵合的官能團，其能通過鍵合劑分子與水分子的化學鍵合作用形成網絡結構，使修井液中的自由水不能隨意運動，達到降低自由水擴散的效果。

3.5 雙保型高溫高密度修井液體系配方

通過對加重材料、抗高溫緩蝕劑、耐溫抗鹽防水劑以及抗高溫鍵合劑的性能評價實驗，確定了雙保型高溫高密度修井液體系的最終配方為：淡水+1%抗高溫緩蝕劑HSJ-S+2%耐溫抗鹽防水鎖劑HAD-2+1%抗高溫鍵合劑HJH-2+可溶性復合鹽加重材料HGBZ至密度為1.8 g/cm3。

4 性能評價

4.1 基本性能

雙保型高溫高密度修井液體系具有良好的密度調節能力，密度范圍可控制在1.03～1.80 g/cm3之間，修井液外觀清潔，為無色透明液體，表觀黏度最高可達55 mPa·s，結晶點低于0 ℃。

4.2 腐蝕性能

室內進一步評價了雙保型高溫高密度修井液體系在不同時間下對金屬鋼材的腐蝕性能，實驗用鋼片材質均為13Cr-L80，實驗溫度均為150 ℃，修井液密度均為1.80 g/cm3，實驗結果見圖3。

圖3 修井液體系的腐蝕性能

由圖3結果可知，隨著腐蝕實驗時間的不斷延長，雙保型高溫高密度修井液體系對13Cr-L80鋼材的腐蝕速率呈現逐漸減小的趨勢，當腐蝕實驗時間處在1～15 d時的腐蝕速率均明顯小于0.076 mm/a，這說明雙保型高溫高密度修井液體系具有良好的防腐蝕效果，能夠確保長時間修井作業施工時，修井液不對井下設備造成嚴重的腐蝕損害。

4.3 防膨性能

室內參照石油與天然氣行業標準SY/T 5971—2016《油氣田壓裂酸化及注水用黏土穩定劑性能評價方法》中的離心法，評價了雙保型高溫高密度修井液體系對目標氣田儲層段黏土礦物的防膨性能，修井液密度均為1.80 g/cm3，實驗結果見圖4。由圖4可知，雙保型高溫高密度修井液體系在不同實驗時間條件下對目標氣田儲層段黏土礦物的防膨率均能達到95%以上，說明修井液體系具有良好的防膨性能。

圖4 修井液體系的防膨性能

4.4 與地層水的配伍性

表2為雙保型高溫高密度修井液體系與目標氣田儲層段模擬地層水按不同比例混合加熱前后的濁度值實驗結果，其中地層水的礦化度為18 783 mg/L，水型為NaHCO3，加熱條件為150 ℃、12 h，濁度測定實驗儀器為散熱光濁度儀。由實驗結果可以看出，修井液體系與地層水按不同比例混合加熱前后的濁度值均低于5NTU，均是澄清透明的狀態，這說明研制的雙保型高溫高密度修井液體系與目標氣田儲層段地層水具有良好的配伍性，能夠有效避免修井作業過程中對儲層造成的二次傷害。

表2 修井液體系與地層水的配伍性

4.5 巖心自吸水性能

室內進一步評價了目標氣田儲層段天然巖心在雙保型高溫高密度修井液體系中的自吸水性能，并與1.8 g/cm3可溶性復合鹽HGBZ基液進行了對比，具體實驗步驟為：將洗油烘干后的天然巖心放入修井液中，稱量不同時間后巖心重量的變化情況，并與巖心初始重量相比計算出吸水量。實驗結果見圖5。由圖5可知，隨著自吸水實驗時間的逐漸延長，巖心自吸水量呈現出逐漸增大的趨勢，其中天然巖心在1.8 g/cm3HGBZ基液中的自吸水量明顯高于雙保型高溫高密度修井液體系，當實驗時間達到2880 min時，天然巖心在雙保型高溫高密度修井液體系中的自吸水量僅為1.2620 g，而在密度為1.8 g/cm3的HGBZ基液中自吸水量則達到了2.4205 g。這是由于修井液體系中的耐溫抗鹽防水鎖劑HAD-2和抗高溫鍵合劑HJH-2能夠較好地阻止自由水的流動，有效降低巖心中毛細管的吸水量，減弱水鎖和水侵對目標氣田儲層的損害程度。

圖5 巖心自吸水實驗結果

4.6 儲層保護性能

室內參照石油與天然氣行業標準SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法標準》中無固相完井液損害油層實驗評價方法部分，對雙保型高溫高密度修井液體系的儲層保護性能進行了評價，實驗結果見表3。由表3可知，巖心被修井液體系污染后，氣測滲透率恢復值則可以達到80%，說明在該修井液具有良好的儲層保護效果。

表3 修井液體系儲層保護性能評價結果

5 現場應用

研制的雙保型高溫高密度修井液體系在海上X井進行了成功應用。X井屬于典型高溫高壓井，X井儲層埋深為3105.5 m，地層溫度在140 ℃左右，含氣層位為中孔低滲儲層，2020年4月因更換生產管柱需要對其進行修井作業，根據室內相關研究結果，為保證修井施工的安全，選擇使用雙保型高溫高密度修井液體系對X井進行壓井施工。根據X井的現場實際壓力系數，選擇密度為1.68 g/cm3的修井液進行正循環壓井施工，修井液的總用量為125 m3，X井修井過程順利，修井液循環正常，未發生井下復雜情況，井下工具及設備未出現明顯腐蝕。X井修井作業完成后，產能恢復率達到95%以上，說明修井液未對儲層造成明顯傷害。研制的雙保型高溫高密度修井液體系既保證了修井施工的安全，又起到了良好的儲層保護效果，達到了良好的修井效果。

6 結論

1.海上某氣田屬于典型的高溫、高壓、低滲儲層，后期修井過程中對修井液的耐溫性能、密度調節能力、抗高溫腐蝕性能以及儲層保護性能提出了較高的要求。

2.以可溶性復合鹽加重材料HGBZ為基礎，通過研制及優選性能優良的抗高溫緩蝕劑、耐溫抗鹽防水劑以及抗高溫鍵合劑等主要處理劑，研制了一套適合目標氣田的雙保型高溫高密度修井液體系。

3.雙保型高溫高密度修井液體系具有良好的基本性能（密度可調、外觀清潔、黏度適中、結晶點較低），體系對13Cr-L80鋼材的腐蝕速率低于0.076 mm/a，防膨率可以達到95%以上，與地層水具有較好的配伍性，天然巖心在修井液體系中的自吸水量較小，修井液污染后巖心在長時間高溫條件下滲透率恢復值較高（恒溫45 d后滲透率恢復值可達92.31%），儲層保護效果較好。

4.雙保型高溫高密度修井液體系在X井進行了成功的現場應用，X井修井過程順利，未發生安全事故，并且儲層保護效果較好，起到了良好的修井效果。