酸性完井液技术在长北气田的应用

董宏伟 ，陈在君 ，高 洁

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710016；2.川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安 710016）

钻井液对低渗砂岩气藏的伤害主要来自钻井液滤液，同时也有少量的固相微粒进入形成堵塞，一般伤害较浅[1-3]。而滤液进入储层随时间的增长及液柱压力的增大（如为防塌加重）以及储层本身的强毛管力作用，其浸入深度也不断增加，因而其产生的伤害特别严重且难于克服。滤液产生的伤害主要为水锁，同时也有水敏膨胀及高分子聚合物在孔隙内壁的吸附滞留作用。如果能将钻井液伤害真正降到轻度伤害，那么气产量会得到进一步提高[4-11]，因此，研究一套能降低钻井液伤害的酸性完井液体系，十分必要，具有重要的现实意义。

1 室内评价试验

针对现场钻井液储层的伤害，主要从改变储层表面性质着手，室内研制出了酸性完井液，加入研制的解水锁剂，使储层低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水或微亲油，消除储层毛管力，提高气驱水效率，使储层残水饱和度接近原始含水饱和度，最大程度地克服水锁伤害；加入筛选的有机或无机黏土防膨剂或具此功能的解水锁剂，抑制储层黏土的膨胀与分散，消除由此产生的伤害，同时也有利于克服水锁（防止孔径缩小）；降解高分子聚合物，消除其吸附滞留堵塞伤害；据进入储层的固相种类或储层所含酸溶物种类，选相应的酸适量加入完井液，使酸性完井液体系能溶解进入部分固相或部分储层孔道内壁，拆散堵塞，使其易于排出，消除固相伤害，从而岩心渗透率恢复率得到明显提高。

该酸性完井液由 G313-JSJ（A）、G313-JSJ（B）两组分组成，现场施工时体系配方为16%G313-JSJ（A）+24%G313-JSJ（B）+60%水，采用光油管将酸性完井液挤进低渗砂岩储层以解堵，然后用连续油管氮气气举。

1.1 酸性完井液体系表面张力

室内采用德国KRUSS公司K100型表界面张力仪评价了该体系室内温度下的表面张力，结果（见表1）。

表1 表面张力随表面活性剂浓度变化数据

由表1可以看出，表面活性剂在酸性完井液中的用量为0.08%～0.16%时，就能使酸性完井液的表面张力降至20 mN/m以下，由此可知，冲洗液体系具有较低的表面张力，具有较好的解除水锁的功能。

1.2 酸性完井液体系腐蚀评价试验

室内进行了不同缓蚀剂的筛选试验，最终筛选了缓释效果最好的缓蚀剂HSJ，并做了不同浓度的缓蚀剂HSJ在酸性完井液中的腐蚀速率测定试验，测定结果（见表2，图1）。

表2 缓蚀剂HSJ常压静态腐蚀速率测定结果汇总表

图1 缓蚀剂HSJ缓蚀速率矩阵图

由表2可知，在90℃下，6 h后，1.0%缓蚀剂 HSJ的腐蚀速率达到了0.361 g/m2·h，24 h后1.0%缓蚀剂HSJ的腐蚀速率达到了0.725 g/m2·h，均达到了优于一级标准规定。因此现场施工时缓蚀剂的加量为1.0%即可满足现场施工要求。

1.3 评定工业化解水锁剂产品配成的酸性完井液冲洗效果的岩心试验

使用美国TEMCO公司生产AC-FDS-800-10000地层伤害系统，评价了经现场取泥浆钻井液伤害后的岩心，经酸性完井液冲洗后渗透率变化（见表3）。

由表3可知，三块岩心经过现场钻井液伤害后，平均伤害率为40.29%，属于高伤害，经过酸性完井液冲洗后，平均恢复率达到108.45%，恢复率提高率达到168.77%，冲洗效果显著。

图2 酸性完井液冲洗岩心后的照片

表3 酸性完井液对伤害岩心渗透率恢复率对比

由图2可以看出，经过酸性完井液冲洗岩心后，岩心伤害端面基本没有泥饼，但可以看出岩心表面存在很微小的溶蚀孔，说明酸性完井液能有效地去除泥饼。

2 使用工艺及注意事项

2.1 酸性完井液现场配制流程

现场使用时，配制酸性完井液的罐、池子、管线及泵内壁具有耐酸和抗氧化等耐腐蚀能力（按酸性完井液的pH，按一般酸化要求设备，完全可满足要求）。

加药顺序：严格按以下顺序加药配液：

（1）在配液罐或池中先加入所需水量；

（2）边循环或搅拌池中水，同时加入所需A组分,循环或搅拌均匀，待用；

（3）当挤注所有准备工作准备就绪后，加入所需组分B，迅速搅拌或循环均匀，立即向井中按设计的流量泵送入井中。

注意事项：在没有加入所需的水量前，禁止将组分A，B一起加入。

2.2 KCl顶替液的配制流程

配液罐中预先泵入30 m3现场水，缓慢加入600 kg KCl（12袋），使用700型泵车搅拌，KCl完全溶解后停止搅拌待用。

2.3 碱液配制流程

酸性完井液返排至配液罐后，需要中和pH值为7后才能集中处理，现场使用碱液进行中和，在沉砂罐里预先加入20 m3现场水（现场按照沉砂罐体积确定），缓慢加入纯碱3 t，使用700型泵车搅拌，待纯碱完全溶解后，将碱液水直接泵入储备的返排液罐中中和，直到酸性完井液pH为7后，停止泵入。

3 现场应用

3.1 CB X-X井洗井作业

CB X-X井于2014年8月11日开始洗井作业，泵入压力维持在11 MPa～12 MPa，泵入酸性完井液体积220 m3，泵入顶替液KCl溶液和水共计50 m3，2014年8月25日8：00开始接连续油管，进行液氮气举，下至500 m处气举，举活，井口压力4.14 MPa，共返排液体201.42 m3，返排率74.6%。放喷，晚上关井，8月26日早上井口压力10.34 MPa，放喷一天，取返排液测pH值为5。

表4 洗井作业前后平均产量对比

图3 CB X-X井产量洗井前后对比

3.2 应用效果

CB X-X井完井后约在2012年10月投产。从提供的产量纪录曲线看，初期产量为7.0×104m3/d左右，到2013年6月底以后产量降至4.0×104m3/d，2013年12月后关井停产。如果以初期的产量7.0×104m3/d作为比较，洗井后提供的平均产量数据为9.9×104m3/d，洗井后产量提高率为41.43%。如果以施工前的产量4.0×104m3/d作为比较，洗井后产量提高率达到了147.5%，平均产量洗井前后对比（见表4，图3）。

4 结论与建议

酸性完井液通过CB X-X井洗井施工取得的数据：洗井后产量提高率达到41.43%（以初期产量计），现场酸性完井液样品室内清洗伤害岩心渗透率恢复率108.45%，以及以前大量的室内岩心试验数据均表明该酸性完井液体系具有良好的洗井效果。

建议再试验2～3口井。应设法用顶替法施工，只要储层物性达到一定指标，就应设法采用顶替法施工，可能取得比现挤注法更好的效果。

［1］李惠东，韩福成，潘国辉.采用屏蔽暂堵技术保护油气层［J］.大庆石油地质与开发，2004，23（4）：50-52.

［2］王飞，魏军，李元启，等.钻井液屏蔽暂堵技术在陕北探区的应用实验［J］.江汉石油学院学报，2003，25（2）：70-71.

［3］陈在君，黎金明，杨斌，等.长北气田长水平井段裸眼钻井（完井）液技术［J］.天然气工业，2007，27（11）：49-51.

［4］赵振峰，赵文，何治武，等.低压低渗气藏伤害因素分析及对策探讨［J］.天然气工业，2005，25（4）：110-112.

［5］杨永利.低渗透油藏水锁伤害机理及解水锁实验研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2013，35（3）：137-141.

［6］李宁，王有伟，张绍俊，等.致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：14-19.

［7］盛军，孙卫，段宝虹，等.致密砂岩气藏水锁效应机理探析-以苏里格气田东南区上古生界盒8段储层为例［J］.天然气地球科学，2015，26（10）：1972-1978.

［8］袁颖婕，杨辉，郭永强，等.苏里格上古气藏液锁伤害机理及防治技术探讨［J］.石油化工应用，2016，35（11）：81-85.

［9］杨智凯，汪婷，史跃凯，等.苏里格C区气藏水锁伤害机理及解水锁效果评价［J］.石油化工应用，2017，36（12）：41-44.

［10］林光荣，邵创国，徐振锋，等.低渗气藏水锁伤害及解除方法研究［J］.石油勘探与开发，2003，30（6）：117-118.

［11］赵东明，郑维师，刘易非.醇处理减缓低渗气藏水锁效应的实验研究［J］.西南石油学院学报，2004，26（2）：67-69.