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无固相低伤害修井液研究 　　摘 要：修井液是钻井完井液后一种直接接触储层的入井液，其的合理选择可有效减少修井液对储层的伤害。为有效解决现有修井液储层保护效果差、抗温稳定性差等问题，优选抗高温的修井液体系，并逐一优选合适的处理剂，形成无固相保护储层修井液。综合评价表明，储层有良好的抗温性能，抗温可达160℃，防腐效果好，具有良好的流变性和失水造壁性能，渗透率恢复率可达85%以上，满足现场使用的要求。 　　关键词：修井液；无固相；抗高温；储层保护 　　随着国内油气资源钻探逐渐转向泥页岩、7000m以上超深层、异常高温高压层等复杂层位，对入井流体提出更高的要求[1]。修井液的有效性不仅关系到修井过程对油气层的保护程度，在一定程度上也决定着钻完井过程储层保护的有效性。修井液必须在早吃与地层配伍的情况下，具备防膨、性能稳定，满足正常循环和携砂、携污染物的能力。国内鄢捷年[2]、向兴金[3]、郑力会[4]、杨宪民[5]等学者和现场工程技术人员已经完成包括绒囊修井液、暂堵型修井液、新型聚合物盐水修井液、强抑制修井液等体系研究，这些修井液针对具体地层都有较好的效果。本文从抗温和储层保护两个角度出发，研制无固相低伤害修井液体系。 　　1 处理剂的优选 　　无固相修井液体系配方是对各处理剂的优选组合而形成的，配方主要对温度和储层保护两个方面进行针对性的分析研究。 　　1.1 增粘剂 　　增粘剂主要用来提高修井液的粘度与控制失水，常见的增粘剂主要有水解聚丙烯酰胺、黄原胶、CMC等。XC的抗盐能力比聚丙烯酰胺好，且性能比较稳定，但不同厂家生产的黄原胶性能差异相当大，因此必须对黄原胶进行筛选。通过对XC、CMS与瓜胶抗高温抗盐流变性性能的实验分析，XC较CMS、瓜胶提粘及抗温性能好，因此在实验配方中选择了XC增粘剂。 　　1.2 降滤失剂 　　常规的降滤失剂主要有SMP、SPNH、SPC、NPAN、CMC、PAC以及胜利油田井下作业公司提供的SD-102、SD-201、SD-202、聚合物降失水剂等，降滤失剂主要是在井壁上形成低渗透率、薄而致密的滤饼，减少修井液中的水进入井壁，防止滤液造成的储层损害。 　　综合考虑各种因素，实验选用多种种降滤失剂，分别为：PAC-LV、JT888、CMC-LV、聚丙烯腈胺盐、SD-102、SD-201、SD-202、SPC、SPNH等。实验使用配方体系为：3%膨润土+5%PD+3%SMC+20%NaCl+0.3%待评价降滤失剂。其中固定降滤失剂的加量均为3%，配方体系经过热滚后，考察降滤失剂的变化对修井液流变性能的影响，部分实验结果见表1。从表1中可以发现，PAC-LV的API滤失量最小，为38.2ml/30min；与CMC-LV、聚丙烯腈胺盐的API滤失量很接近；而JT888的API滤失量最大，为79.2ml/30min，是PAC-LV的2倍多。因此射孔液、修井液体系配方中的降滤失剂优选PAC-LV。 　　1.3 缓蚀剂 　　盐水体系的修井液有很强的腐蚀性，因此在体系中选择适当种类和浓度的缓蚀剂对防止套管和井下工具的盐腐蚀非常重要。油田现用缓蚀剂、1号缓蚀剂、2号缓蚀剂，实验温度为160℃，腐蚀材料为N80、X20，腐蚀介质为修井液，实验时间为72h。 　　油田现用的缓蚀剂防腐性能较差，也可能是本项目研究体系中显示防腐性能稍差。1号、2号缓蚀剂都有一定的防腐性能，均能够满足项目要求，建议采用1号缓蚀剂其加量为0.5%。 　　1.4 油层保护剂 　　油气层保护剂是水基修井液中抑制粘土水化、膨胀或收缩、分散与运移的主要成分。实验选用CD-5、BCS-851、RX-5、NPG-4等四种油气层保护剂，进行储层保护剂性能评价。 　　实验结果说明，在无固相清洁盐水修井液（射孔液）体系中，CD-5、NPG-4两种油气层保护剂能与其他处理剂在高温下相配伍。 　　2 体系建立与评价 　　无固相修井液配方优选实验是在处理剂优选的基础上确定的，经过多次优选实验，确定修井液配方为：水+1%XCT+0.5%PAC-LV+8%CMJ-1+0.5-1.0% CD-5+1%1号缓蚀剂+其它。 　　2.1 流变性能评价 　　加入适量的KCOOH将其密度调至1.40g/cm3，经过150℃高温热滚16h后取出测其流变性能，该修井液流变性较好，滤失量较低，动/塑比、初/终切力值均较高，说明修井液的悬浮携砂性能好，其pH值较热滚前略有降低。 （下转第132页） 　　（上接第245页） 　　2.2 储层保护效果评价 　　在研究出无固相保护储层抗高温修井液配方的基础上，进行了体系配方保护油气层效果的评价实验（模拟实验），用储层岩心进行了体系渗透率恢复实验（体系油气层保护效果评价实验）。实验结果见表5所示。