Damage Preventative Completion Fluid for Sandstone Geothermal Reservoir
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摘要: 我国地热资源开发利用正处于快速发展阶段，以中低温的砂岩热储层地热资源开发利用为主。然而在开发地热资源时，由于疏松的砂岩热储层特殊的地质构造，在钻完井的过程中，储层出砂严重同时钻完井液容易进入储层造成敏感性伤害以及钻完井液中固体物质堵塞储层引起储层渗透下降的问题。针对上述问题，本研究引入了关键处理剂仿生固壁剂、隐形酸PF-HTA、缓蚀剂并通过实验进行了加量的优选，最终形成了聚膜隐形酸完井液体系。室内研究表明该完井液体系污染储层岩心后渗透率恢复值大，与钻井液配伍性良好，对储层损伤小，具有良好的储层保护效果。Abstract: The development and utilization of geothermal resources in China is at a rapid stage of development, with the development and utilization of geothermal resources in sandstone thermal reservoirs of medium and low temperatures as the main. However, during the development of geothermal resources, due to the special geological structure of loose sandstone thermal reservoir, during the drilling and completion process, the reservoir sand production is serious, and the drilling and completion fluid is easy to enter the reservoir to cause sensitivity damage, as well as the problem that the solid substances in the drilling and completion fluid block the reservoir and cause the reservoir permeability to drop. In order to solve the above problems, this study introduced the key treatment agents, such as bionic wall fixative, stealth acid PF-HTA and corrosion inhibitor, and optimized the dosage through experiments. Finally, the polymer film stealth acid completion fluid system was formed. Laboratory research shows that the completion fluid system has a large permeability recovery value after polluting the reservoir core, good compatibility with drilling fluid, little damage to the reservoir, and good reservoir protection effect.
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Key words:
- Sandstone thermal reservoir /
- Permeability /
- Completion fluid
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0. 引言
我国地热资源丰富，埋藏深度较浅，所受到压实作用比较弱，内部胶结物含量较低、成岩性差、胶结疏松、孔隙度和渗透率比较高，在钻井的过程中容易造成井壁不稳定，出砂严重的问题。同时由于砂岩热储层特殊的地质构造，钻完井液很容易进入储层，当钻完井液进入到储层后容易造成速敏和水敏损害现象引起储层伤害，这些都会造成对砂岩热储层的开发难度增大。因此，研发防损伤砂岩热储层的钻完井液处理剂和体系具有十分重要的意义[1-3]。
隐形酸完井液突破了传统完井液呈中碱性的范畴，主要是以隐形酸螯合剂HTA、黏土稳定剂、缓蚀剂以及密度调节剂等组成。其中HTA对储层岩石具有溶蚀作用，能够疏通孔喉，增大渗流能力，黏土稳定剂能够有效的抑制黏土矿物的水化膨胀，缓蚀剂能够缓解完井液对于套管钢材以及钻具的腐蚀。因此，隐形酸完井液HTA能够溶解有机物、暂堵材料碳酸钙以及部分砂岩，提高岩心的渗透率，进一步解除对于储层的伤害，因而对于储层具有一定程度的改造作用，同时具有较好的储层保护能力[4-5]。
隐形酸完井液主要在油气井钻完井的过程中使用，在地热井钻完井过程中鲜有报道。目前的地热井在钻完井的过程中主要使用的完井液体系主要为清水或聚合物完井液，在钻开储层时井壁稳定的情况下，使用清水完井液。若井壁不稳定，采用抑制和封堵能力强的聚合物完井液。然而目前常规的清水和聚合物钻完井液无法抑制井壁出砂，解除钻完井液对于储层造成的伤害，提高和恢复储层渗透率。该课题组前期成功研制出了能够在井壁表面形成具有较强内聚力和黏附性凝胶“仿生壳”的仿生固壁剂和在井壁附近快速成膜封堵，防止完井液中的固液相对储层造成深度伤害的成膜剂。然而目前这些处理剂尚未在地热井完井液体系中应用，因此该研究通过将这些关键处理剂进行复配和加量优化形成体系，解决我国典型砂岩热储层在钻完井过程中对防损伤完井液体系的需求。
1. 实验材料和仪器
仿生固壁剂（JQH）,实验室自制；成膜剂（LCM-8），实验室自制；隐形酸（PF-HTA），中国海洋石油服务股份有限公司湛江分公司；缓蚀剂（PF-CA101），中国海洋石油服务股份有限公司湛江分公司；降滤失剂（GBG），实验室自制；N80钢片，山东省阳信县晟鑫科技有限公司；岩心，人造岩心。
数显恒温水浴锅（XMTD203）、变频高速搅拌机（GJSS-B12K）、CPZ-Ⅱ双通道泥页岩膨胀仪、变频高温滚子加热炉（GW300），青岛同春石油仪器有限公司；JHMD-Ⅲ高温高压岩心动态损害评价仪，荆州市现代石油科技发展有限公司。
2. 完井液体系构建及关键处理剂加量优选
2.1 砂岩热储层的储层特性和敏感性
在确定完井液体系时，必须考虑到储层的特性和敏感性[4]。储层的特性和敏感性是构建钻完井液体系的基础，对于降低钻完井液对于储层伤害具有十分重要的意义。为了构建储层伤害程度小的完井液体系，对我国4个典型未固结砂岩热储层地区的储层特性进行了分析，并且使用与这4个地区矿物组成、孔渗特性相似的储层人造岩心进行了敏感性分析。
山东乐陵地区的地热目的储层为馆陶组，属于高孔高渗地热储层。储层主要以灰白色、浅灰色砂岩和含砾砂岩以及棕红色泥岩为主，水温46～58 ℃，水化学类型为氯化钠型水型，矿化度4000～5000 mg/L。山东东营地区的地热目的储层为馆陶组、东营组，属于中孔中渗地热储层。热储岩性主要为河流相、冲积扇相的细砂岩、粗砂岩、含砾砂岩、砂砾岩。矿化度为3.97～18.52 g/L，水化学类型以型为氯化钠水型为主,水温为58～67 ℃[6]。储层敏感性分析结果表明。山东乐陵地区储层为中等偏强水敏损害，严重盐敏损害，无酸敏和碱敏损害，临界流速为2 mL/min。山东东营地区储层为无水敏损害，无盐敏损害，无酸敏和碱敏损害，临界流速为6 mL/min。
河南兰考地区的地热储层主要为馆陶组，属于中孔中渗储层。岩性主要为黏土岩、砂质黏土岩、砂岩、砂砾岩。水型主要为氯化钠水型，矿化度25 000 mg/L左右，水温为68～76 ℃[7]。储层敏感性分析结果表明，河南兰考地区的储层为中等偏强水敏损害，严重盐敏损害，无酸敏和碱敏损害，临界流速为8 mL/min。
河北大名地区的地热储层为明化镇组、馆陶组和东营组，属于高孔高渗地热储层。岩性以泥岩、细砂岩、砂砾岩为主。水型为氯化钠型水，矿化度为2060 mg/L，水温为46～55 ℃[8]。储层敏感性分析结果表明储层严重水敏损害，严重盐敏损害，无酸敏和碱敏损害，临界流速为6 mL/min。
2.2 完井液体系构建研究思路
考虑到砂岩热储层特殊的地质构造，在钻完井的过程中地层容易出砂，储层水敏损害严重，钻完井液容易进入储层造成储层伤害，前期钻井液固相颗粒容易进入储层引起储层渗透率下降，适用于典型砂岩热储层的完井液应具有能够防止储层砂粒的运移，防止储层出砂；抑制性强，防止储层发生水敏损害；能够最大限度解除前期钻井液对于储层的伤害；与前期钻井液配伍性良好，满足钻完井对于完井液的性能要求等特性。基于上述要求，在完井液中引入关键处理剂，其主要作用性能如下。
1） 采用成膜剂在井壁附近快速成膜封堵，防止储层岩石内的流体流动，造成井筒出砂，引起井壁稳定性的问题。
2） 采用隐形酸PF-HTA解除前期钻井工作液中碳酸钙粉末对于储层的伤害，同时溶解部分无机垢，疏通井壁通道。
3） 采用仿生固壁剂与井壁滤饼发生反应形成高强度，高致密的“人工井壁”，防止完井液进入储层与储层发生反应造成水敏损害。
4） 采用缓蚀剂PF-CA101控制完井液对于井下工具和套管的腐蚀。在钻完井，固井以及修井等作业过程中，一般采用碱性工作液，但是如作业液中的液相和固相侵入储层时，容易发生沉淀，造成储层损害。而隐形酸完井液为酸性完井液，能够消除前期工作液引发的沉淀。同时对储层岩石中易酸溶的矿物及胶结物产生溶蚀反应，改善储层，提高储层渗流能力。隐形酸完井液对钢材的腐蚀性及浊度值能够满足工程的要求。目前隐形酸完井液已在国内油田内得到了广泛的应用，并取得了良好效果[9]。确定体系添加剂的类型后，由于不同地区有着不同的储层物性，因此需要通过实验的方法来确定不同地区完井液体系处理剂的加量。
2.3 隐形酸PF-HTA加量优选
在钻完井的过程中，入井工作液中的固相颗粒会在堵塞在岩石孔隙中。同时入井工作滤液与在岩石孔隙中的液体相互不配伍，形成无机垢和有机垢沉淀堵塞孔喉，造成渗透滤下降，引起储层伤害问题。为了解除这种伤害，在完井液体系中引入隐形酸PF-HTA，该处理剂具有极强的水溶性，在水溶液中释放出H+，从而使得溶液呈现酸性。它能够对于储层岩石中前期工作液留下来的碳酸钙粉末起到溶蚀作用，同时对已经生成的有机垢、无机垢起到溶解作用，疏通井壁通道，从而解除前期钻完井液造成储层伤害的问题。
通过使用我国典型砂岩热储层地区东营、乐陵、兰考、大名地区储层段的人造岩心粉，根据中国石油天然气行业标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动性评价实验》中的酸敏敏感性评价在室内进行隐形酸对储层岩心粉的溶蚀实验，确定隐形酸的加量，计算公式为：
$$ R = \left[ {\left( {{m_0} - {m_1}} \right)/{m_0}} \right] \times 100\text{%} $$ 式中，
$R$ 为溶蚀率，%；${m_0}$ 为溶蚀前岩样质量，g；$ {m_1} $ 为溶蚀后岩样质量，g。隐形酸对岩心粉的溶蚀作用见图1。通过实验结果可知，对于乐陵地区和大名地区的人造岩心粉，当PF-HTA加量增加到 0.5%～0.7%之后，若继续增大加量，岩心粉的溶蚀率增长缓慢。对于兰考地区和东营地区的人造岩心粉当PF-HTA加量增加到1.0%～1.5%后，若继续增大加量，则岩心粉的溶蚀率增加缓慢，因此初步确定乐陵和大名地区隐形酸PF-HTA合理加量为0.7%，兰考和东营地区隐形酸PF-HTA合理加量为1.0%。
2.4 成膜剂的作用机理
地热储层的岩性主要是以泥岩、砂岩为主，在开发过程中，钻完井液容易侵入地层与泥岩相互作用而造成水化膨胀，从而引起储层出砂。为了解决上述问题，在完井液体系中加入成膜剂，成膜剂能够在疏松的砂岩表面快速封堵，同时针对疏松砂岩储层孔隙度变化大，裂缝分布不均匀，传统的屏蔽封堵材料的粒径难以选择，通过加入成膜剂能够实现不同孔隙和裂缝的快速封堵。
通过对成膜剂傅里叶红外光谱（图2）分析发现，成膜剂在3433.56 cm−1处为—OH的特征吸收峰，2921.61 cm−1处为苯环烷基的特征吸收峰，1437.94 cm−1处为N—H的特征吸收峰，880.18 cm−1处为—SO3的特征吸收峰。这些官能团能够在实现吸附，疏水抗温，同时封堵岩石孔隙裂缝。
2.5 仿生固壁剂的作用机理及加量优选
砂岩热储层储层段黏土矿物以伊利石、伊蒙混层和高岭土为主并含少量绿泥石，黏土矿物含量高，当钻完井液进入储层后，容易发生水敏性伤害。为了解决上述问题，在完井液体系中引入仿生固壁剂JQH，仿生固壁剂与贻贝足丝蛋内的化学结构相似，具备较强水下黏附特性，仿生固壁剂能够在水下在岩石表面发生交联固化，在疏松的砂岩表面形成一层“仿生壳”，在稳定井壁防止储层出砂的同时，防止钻完井液进入储层造成水敏性伤害[10]。
通过对仿生固壁剂JQH傅里叶变换红外光谱（图3）分析发现，仿生固壁剂在3441.68 cm−1处对应的是N—H的拉伸振动，2932.67 cm−1处为的C—H的伸缩振动，1667.44 cm−1处对应的是C=O的不对称拉伸振动，1211.52 cm−1处对应的是—OH的振动吸收峰。通过红外光谱分析发现仿生固壁剂JQH含有—COOH，—OH等官能团，这些官能团能够在疏松的砂岩表面，通过氢键、静电力等与岩石表面相互作用黏附在岩石表面，提高疏松的砂岩强度的同时防止钻完井液进入储层。
为了发挥仿生固壁剂的最佳效果并且结合不同地区储层岩石物性，需要对仿生固壁剂的加量进行评价。通过选用兰考和乐陵地区的岩心粉，参照行业标准SY/T 5971—2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》对仿生固壁剂的加量进行评价。评价不同仿生固壁剂的加量效果的相对膨胀率计算公式为：
$$ \lambda =（{H}_{2}/{H}_{1})\times 100\text{%} $$ 式中，
${H_1}$ 为16 h后加入清水的位移，mm；${H_2}$ 为16 h后加入仿生固壁剂的位移，mm。由图4可知，对于兰考地区岩心粉，当仿生固壁剂的加量为1%时，其相对膨胀率达到最低15.8%，随着固壁剂的加量继续增加时，其相对膨胀率出现上升的趋势，故推荐兰考地区的完井液固壁剂加量为1%。对于乐陵地区的岩心粉，当仿生固壁剂的加量为0.7%时，其相对膨胀率达到最低58.82%，因此推荐乐陵地区的完井液中仿生固壁剂的加量为0.7%。
2.6 缓蚀剂加量优选
由于在完井液体系中引入了隐形酸PF-HTA，使得整个体系呈酸性，这会使得完井液对钻具和套管具有一定的腐蚀伤害，为了防止这种腐蚀的发生，在完井液体系中加入缓蚀剂PF-CA101，缓蚀剂通过吸附在钢铁表面形成一层钝化膜，来防止完井液对套管钢材以及钻具的腐蚀[11-16]。参照中国石油与天然气行业与标准SY/T 5273—2014《油田采出水处理用缓蚀剂性能指标及评价方法》中的静态挂片失重法进行缓蚀剂加量实验评价。腐蚀速率实验采用N80碳钢，温度90 ℃，反应时间恒温16 h，计算公式为:
$$ {V_a} = {\rm{C}} \times \left( {{W_1} - {W_2}} \right)/\left( {S \times \Delta t \times \rho } \right) $$ 式中，
$ {V_a} $ 为缓蚀速度，mm/a；$ {W_1} $ 为腐蚀前试片质量，g；$ {W_2} $ 为腐蚀后试片质量，g；S为试片表面积，cm2；$ \Delta t $ 为试片腐蚀时间，h；$ \rho $ 为试片材料密度；C为换算常数，8.76$ \times $ 104。从图5~图7可看出，对兰考和乐陵地区的完井液体系缓蚀剂的加量为1%时，完井液对于钢片的腐蚀速率达到最低分别为1.49 mm/a和0.7473 mm/a，同时在实验的过程中钢片均匀腐蚀，没有点蚀的情况发生。最终确定缓蚀剂的加量为1%。
根据上述不同完井液关键处理剂的加量优选后，最终确定了适用于不同地区的完井液体系。
乐陵地区：清水+0.7%PF-HTA+0.7%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂+2%GBG；
大名地区：清水+0.7%PF-HTA+0.7%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂+2%GBG；
兰考地区：清水+1%PF-HTA+1%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂 +2%GBG;
东营地区：清水+1%PF-HTA+1%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂 +2%GBG。
3. 完井液体系性能评价
3.1 配伍性
在完井作业中，完井液会与钻井液发生接触，如果完井液与钻井液间发生不配伍，将会产生沉淀，不仅会影响完井作业，同时会堵塞储层孔隙，从而造成储层伤害。因此通过配伍性实验来评价钻井液与完井液的配伍性，将钻井液与完井液，测量不同混合比例下的浊度，实验结果见表1。由表1可知，随着完井液的混合比例增大，其浊度在减小，没有沉淀现象发生，表明完井液与钻井液配伍性良好。
表 1 完井液配伍性评价实验浊度/UTN
工作液混合比例（V/V） 现象 9∶1 5∶5 1∶9 乐陵地区钻井液∶完井液 423 288 156 无沉淀 兰考地区钻井液∶完井液 620 618 389 无沉淀 大名地区钻井液∶完井液 448 315 125 无沉淀 东营地区钻井液∶完井液 453 204 210 无沉淀 3.2 储层保护性能
按照石油天然气行业标准SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》中的完井液污染岩心渗透率恢复值来评价完井液的储层保护效果。渗透率恢复实验采用适用不同地区的完井液体系去污染不同地区储层人造岩心，实验条件利用高温高压岩心动态损害评价仪模拟现场条件，计算公式为：
$$ {R_{\rm{d}}} = {K_{\rm{d}}}/{K_0} \times 100\text{%} $$ 式中，
${R_{\rm{d}}}$ 为渗透率恢复值；${K_{\rm{d}}}$ 为污染后的渗透率，mD；${K_0}$ 为污染前的渗透率，mD。由表2实验结果可知，聚膜隐形酸完井液具有良好的储层保护效果，其渗透率恢复值均在100.3%以上，其渗透率恢复值高于100%，说明聚膜隐形酸完井液对于在钻完井的过程中滞留在岩石孔隙中的固体物质以及近井地带储层岩石中的可酸溶性矿物具有一定的溶解作用，在防止储层损伤的同时，能够在一定程度上恢复储层渗透率。
表 2 聚膜隐形酸完井液保护效果储层岩心地区 长度/cm 直径/cm T/℃ 孔隙度/% K0/mD Kd/mD Kd/K0/% 乐陵 9.5 2.5 75 24.88 34.98 36.210 103.82 大名 9.7 2.4 55 9.70 34.58 36.403 105.27 兰考 9.4 2.4 76 45.27 13.34 15.680 117.54 东营 8.5 2.4 60 31.47 159.50 159.980 100.30 4. 结论与认识
1.针对我国典型砂岩热储层地区储层岩性的特点以及在钻完井过程中存在的问题，对隐形酸、仿生固壁剂和缓蚀剂进行加量优选后，形成了适用于我国4个典型的砂岩热储层地区的聚膜隐形酸完井液体系。配方为：乐陵地区: 清水+0.7%PF-HTA+0.7%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂+2%GBG；大名地区：清水+0.7%PF-HTA+0.7%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂+2%GBG；兰考地区：清水+1%PF-HTA+1%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂 +2%GBG；东营地区：清水+1%PF-HTA+1%固壁剂+1.0%PF-CA101+3%成膜剂 +2%GBG。
2.适用于不同地区的聚膜隐形酸完井液体系对储层损伤程度小。使用现场储层孔渗特性相似的人造岩心通过钻完井液动态污染岩心实验模拟真实钻完井环境。实验结果发现岩心污染后渗透率恢复值均在100.3%以上，同时表明聚膜隐形酸完井液对于钻完井液侵入储层的固体材料以及近井地带的储层岩石具有一定的溶解作用，能够恢复和提高储层渗透率。
3.聚膜隐形酸完井液体系与钻井液配伍性良好，对套管钢材试片腐蚀程度小，满足现场对于完井液的使用要求。
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表 1 完井液配伍性评价实验
浊度/UTN
工作液混合比例（V/V） 现象 9∶1 5∶5 1∶9 乐陵地区钻井液∶完井液 423 288 156 无沉淀 兰考地区钻井液∶完井液 620 618 389 无沉淀 大名地区钻井液∶完井液 448 315 125 无沉淀 东营地区钻井液∶完井液 453 204 210 无沉淀 
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表 2 聚膜隐形酸完井液保护效果
储层岩心地区 长度/cm 直径/cm T/℃ 孔隙度/% K0/mD Kd/mD Kd/K0/% 乐陵 9.5 2.5 75 24.88 34.98 36.210 103.82 大名 9.7 2.4 55 9.70 34.58 36.403 105.27 兰考 9.4 2.4 76 45.27 13.34 15.680 117.54 东营 8.5 2.4 60 31.47 159.50 159.980 100.30
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