技术领域
本发明涉及一种修井液及其制备方法，特别涉及一种低固相储层保护修井液及其 制备方法，属于石油勘探技术领域。
背景技术
防止井喷和保护油气层是石油勘探开发过程中的重要技术措施，工作的好坏直接 关系到勘探开发的综合经济效益。
预防油气井井喷是一个世界性的井控技术难题，国内外几乎每年都有油气井井喷 的事故发生。随着进入开发中后期的油气田，地层压力系数大幅度下降，修井液的密 度远大于地层压力系数，在正压差作用下修井液在作业过程中会发生渗漏和漏失，引 起地层压力亏空，大量漏失又会诱发井底水快速锥进，导致自喷井日产油量大幅度降 低或停喷，而且还会造成修井后含水率增加幅度大，引起低固相储层保护堵塞、敏感 性损害及液相圈闭等储层伤害，从而降低了油气采收率和开发效益。
所以在油气井开发时，我们一定要严格控制修井液密度、低固相储层保护含量， 这是有效的保护储层和防漏、渗漏的有效方法。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种低固相储层保护修井液及其 制备方法，该低固相储层保护修井液的性能稳定，泥饼可酸化、可降解。
为了实现上述技术目的，本发明首先提供了一种低固相储层保护修井液，该低固 相储层保护修井液的原料组成包括预胶化淀粉和饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水；预胶化 淀粉的重量与饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水的体积的比为80-100：300-350；
其中，所述预胶化淀粉的原料组成包括10重量份的改性淀粉、0.4重量份-1.0重 量份的氢氧化钠和100重量份的水；
所述饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水的原料组成包括100重量份的水、32重量份的 氯化钠、2重量份-4重量份的酸溶性屏蔽暂堵剂、4重量份的杀菌剂、2重量份的缓 蚀剂和0.1重量份-0.2重量份的消泡剂。
在本发明提供的低固相储层保护修井液中，优选地，采用的改性淀粉包括羧甲基 淀粉钠、羟丙基淀粉、玉米淀粉和土豆淀粉中的一种或几种的组合。
在本发明提供的低固相储层保护修井液中，优选地，采用的酸溶性屏蔽暂堵剂包 括600目的碳酸钙、800目的碳酸钙和1200目的碳酸钙中的一种或几种的组合。其 中，采用的600目的碳酸钙、800目的碳酸钙和1200目的碳酸钙由华德粉体有限公 司生产。
在本发明提供的低固相储层保护修井液中，优选地，采用的杀菌剂包括甲醛、十 二烷基三甲基氯化铵和十二烷基二甲基苄基氯化铵中的一种或几种的组合。
在本发明提供的低固相储层保护修井液中，优选地，采用的缓蚀剂包括两性双子 咪唑啉季铵盐、十七烯基胺乙基咪唑啉季铵盐和羧乙基两性咪唑啉中的一种或几种的 组合。
在本发明提供的低固相储层保护修井液中，优选地，采用的消泡剂包括正辛醇。
在本发明提供的低固相储层保护修井液中，优选地，该低固相储层保护修井液的 密度为1.16g/cm3-1.20g/cm3。
本发明的低固相储层保护修井液，配制完毕后可直接用于修井作业中，无需特殊 工艺。
本发明还提供了一种低固相储层保护修井液中的制备方法，该制备方法包括以下 步骤：
将预胶化淀粉和饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水在3000r/min-4000r/min下搅拌 10min-20min，得到所述低固相储层保护修井液。
在本发明提供的低固相储层保护修井液的制备方法中，优选地，预胶化淀粉是按 照以下步骤制备得到的：
将所述氢氧化钠溶于水中，得到碱液；
将改性淀粉在3000r/min-4000r/min下搅拌的同时加入到碱液中，加入完毕后搅 拌10min-20min，得到所述预胶化淀粉。
在本发明提供的低固相储层保护修井液的制备方法中，优选地，所述饱和氯化钠 抗盐抗腐蚀盐水是按照以下步骤制备得到的：
将所述氯化钠溶于水中，在3000r/min-4000r/min下搅拌，同时加入酸溶性屏蔽 暂堵剂、杀菌剂、缓蚀剂和消泡剂，搅拌10min-20min，得到所述饱和氯化钠抗盐抗 腐蚀盐水。本发明的低固相储层保护修井液具有以下有益效果：
本发明的低固相储层保护修井液的固相含量低。根据本发明的低固相储层保护修 井液的原料组成中不溶水的成分计算，低固相储层保护修井液的固相含量小于4wt％， 且使用的低固相储层保护修井液的原料组成为可酸溶材料，酸溶率达到99％以上；
本发明的低固相储层保护修井液的原料组成简单，使用方便，制备工艺简单易行；
本发明的低固相储层保护修井液的性能可调，通过改变不同的预胶化淀粉中的改 性淀粉的种类，可以得到不同黏度的低固相储层保护修井液；可根据井况，调节符合 现场作业需要的黏度；比如当选择羧甲基淀粉钠时，可以得到表观黏度为 30MPa·s-50MPa·s的低固相储层保护修井液；当选择羟丙基淀粉时，可以得到表观黏 度为10MPa·s-30MPa·s的低固相储层保护修井液；当选择土豆淀粉时，可得到表观黏 度为3MPa·s-10MPa·s的低固相储层保护修井液；
本发明的低固相储层保护修井液具有良好的储层保护性能，本发明中的低固相储 层保护颗粒可酸溶或可生物降解，进入储层后，通过酸化处理以及生物降解，可以解 除对储层孔隙通道的占用，恢复储层的渗透率。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技 术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种低固相储层保护修井液，该低固相储层保护修井液的原料组 成包括预胶化淀粉和饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水，预胶化淀粉的重量与饱和氯化钠抗 盐抗腐蚀盐水的体积的比为100：300。
上述低固相储层保护修井液是通过以下步骤制备得到的：
称取100重量份的水，放入400mL高脚杯中，然后在常温下4000r/min边搅拌边 向其中加入0.4重量份的苛性钠，添加完毕后搅拌5min；
在4000r/min的转速下向上述高脚杯中加入10重量份的羧甲基淀粉钠，搅拌 20min，待溶液变成白色有粘稠状，得到预胶化淀粉；
取300重量份的水，放于400mL的高脚杯中，4000r/min下加入96重量份的氯 化钠，至全部溶解；
继续在4000r/min的转速下向上述高脚杯中加入9重量份的600目的碳酸钙，搅 拌5min，至碳酸钙分布均匀；
在4000转/分钟的转速下加入3重量份的十二烷基三甲基氯化铵，添加完毕后搅 拌5min，至全部溶解；
在4000转/分钟的转速下加入1.5重量份的两性双子咪唑啉季铵，搅拌5min，至 全部溶解；
在4000转/分钟的转速下加入0.4重量份的正辛醇，搅拌20min，至全部溶解， 得到饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水；
将上述预胶化淀粉和饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水，在4000r/min下搅拌20min， 得到低固相储层保护修井液。
实施例2
本实施例提供了一种低固相储层保护修井液，其是通过以下步骤制备得到的：
取100重量份的水，放入400mL高脚杯中，在常温下4000r/min边搅拌边向其中 加入1份的苛性钠，添加完毕后搅拌5min；
在4000r/min的转速下向上述高脚杯中加入10重量份的羟丙基淀粉，添加完毕 后搅拌20min，待溶液变成白色有粘稠状，得到预胶化淀粉；
取300重量份的水，放于400mL的高脚杯中，4000r/min下加入96重量份的氯 化钠，至全部溶解。
在4000r/min的转速下加入6重量份的800目碳酸钙，添加完毕后搅拌5min，至 分散均匀；
在4000转/分钟的转速下加入3重量份的甲醛，添加完毕后搅拌5min，至分散均 匀；
在4000转/分钟的转速下加入1.5重量份的十七烯基胺乙基咪唑啉季铵盐，添加 完毕后搅拌5min，至全部溶解；
在4000转/分钟的转速下加入0.4重量份的正辛醇，添加完毕后搅拌20min，至 全部溶解，得到饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水；
称量100份预胶化淀粉(质量)和300份饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水(体积)， 4000r/min下搅拌20min，得到低固相储层保护修井液。
实施例3
本实施例提供了一种低固相储层保护修井液，其是通过以下步骤制备得到的：
取100重量份的水，放入400mL高脚杯中，在常温4000r/min下边搅拌边向其中 加入1重量份的苛性钠，添加完毕后搅拌5min；
在4000r/min的转速下加入10重量份的土豆淀粉，添加完毕后搅拌20min，待溶 液变成白色有粘稠状，得到预胶化淀粉；
取300重量份的水，放于400mL的高脚杯中，4000r/min下加入96重量份的氯 化钠，至全部溶解；
在4000r/min的转速下加入6重量份的1200目碳酸钙，添加完毕后搅拌5min， 至分散均匀；
在4000r/min的转速下加入3重量份的十二烷基二甲基苄基氯化铵，添加完毕后 搅拌5min，至全部溶解；
在4000r/min的转速下加入1.5重量份的羧乙基两性咪唑啉，添加完毕后搅拌 5min，至全部溶解；
在4000r/min的转速下加入0.4份的正辛醇，添加完毕后毕后搅拌20min，至全 部溶解，得到饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水；
称量100份预胶化淀粉(质量)和300份饱和氯化钠抗盐抗腐蚀盐水(体积)， 4000r/min条件下搅拌20min，得到低固相储层保护修井液。
实施例4
本实施例对实施例1-实施例3制备得到的低固相储层保护修井液进行了相关性 能评价。
流变性及滤失量性能评价，根据GBT16783.1-2006石油天然气工业钻井液现场 测试第1部分：水基钻井液中，第5、6、7部分作为本实验的操作规范。具体包括以 下步骤：
1、将实施例1-实施例3的样品注入到容器中，并使转筒刚好浸入到刻度线处。 在井场测量时，应尽可能减少取样所耽搁的时间(如有可能，应在5min之内)，且测 量时的钻井液温度应尽可能接近取样处的钻井液温度(温差不要超过6℃)。在报表 上应注明取样位置；
2、测量并记录钻井液的温度，以℃为单位；
3、使转筒在600r/min的转速下旋转，待表盘读值恒定(所需时间取决于钻井液 的特性)后，读取并记录600r/min时的表盘读值；
4、将转速转换为300r/min，待表盘读值恒定后，读取并记录300r/min时的表盘 读值；
5、将钻井液样品在600r/min旋转下搅拌10s；使钻井液样品静置10s。测定以 3r/min转速旋转时的最大读值，以Pa为单位计算初切力；
6、将钻井液样品在600r/min下重新搅拌10s，而后使其静置10min。测定以3r/min 转速旋转时的最大读值，以Pa为单位计算终切力。
7、计算
表观粘度：AV＝1/2×θ600，单位为MPa·s；
塑性粘度：PV＝θ600-θ300，单位为MPa·s；
动切力：YP＝θ300-PV＝(2θ300-θ600)/2，单位为Pa；
初切力：G10″＝1/2×θ3，单位为Pa；
终切力：G10′＝1/2×θ3，单位为Pa；
表1
表2经过120℃×16h的老化，流变性及滤失量变化
从表1和表2中可以看出，实施例1-实施例3制备得到的低固相储层保护修井液 在老化前后同体系性能变化幅度不大，具有很好的稳定性，不同改性淀粉之间的性能 差异较大，可以根据不同的地质条件和参数，选择相粘度相匹配的改性淀粉。
抗发酵性能评价
对实施例2的低固相储层保护修井液进行了抗发酵性能测试，取30mL实施例2 的低固相储层保护修井液装入培养皿中，并将培养皿放入生化培养器中恒温50℃培 养2天，并记录实验现象，结果如表3所示。
表3
时间(h) 外观变化 气味 48 无 无
表3可以看出，实施例2的低固相储层保护修井液具有良好的抗发酵性能。
腐蚀性能评价
用N80钢片室温下测定实施例1-实施例3的低固相储层保护修井液的腐蚀速率， 根据SYT5834-93低固相压井液性能测定方法及评价指标中，第11部分作为本实验 的操作步骤，实验结果如表4所示。具体实验过程包括以下步骤：
1、实验前事件处理
(1)打磨：用400#的金相砂纸将实施例1-实施例3的低固相储层保护修井液的试件进 行打磨，除去外表面的氧化膜；
(2)测量：用游标卡尺测量试件的长、宽、高及小孔直径，并计算表面积；
(3)脱脂：将试件放入装有石油醚的瓷器中，用尖端缠有脱脂棉的镊子擦洗两遍， 脱脂去污；
(4)脱水：将试件用无水乙醇浸泡5-10min进行脱水；
(5)干燥：取出试件，用滤纸擦干试件的表面，置入干燥器中干燥4h；
(6)称重：用分析天平称重，准确至0.1mg。
2、腐蚀试验
(1)配置实验用完井液；
(2)将完井液加入到可以密封的容器中，完井液体积与钢片面积之比应大于或等于 20:1(mL/m2)；
(3)将预先处理好的试件在完井液中挂好；
(4)将密封好的容器放入恒温箱中，恒温腐蚀一段时间。恒温时间长短取决于完井 液的腐蚀性，对于腐蚀性弱的介质，为了提高实验结果的准确性，应适当延长试验时 间，试验时间定为72h-168h；若腐蚀速度低于0.076mm/a，试验时间定为：t(h)＝50/ 腐蚀速度(mm/a)；
(5)腐蚀结束后，取出腐蚀测试件。
3、实验后处理
(1)从腐蚀液中取出试件后，立即用清水冲洗，去除腐蚀液和疏松的腐蚀产物；
(2)酸去膜：将试件放入配置好的酸液中浸泡5min，同事用毛刷和纱布擦拭试件表 面腐蚀产物。酸液配置：用蒸馏水将分析纯的盐酸稀释至10％-15％，再向酸液中加入 酸洗缓蚀剂(如7701、7801、IS-129等)，使其浓度为1％-5％(缓蚀剂浓度由空白片 失重小于1mg确定)，摇匀待用；
(3)清洗：从缓蚀酸液中取出试件，立即用自来水冲去试件表面的残留酸液，或用 质量浓度为5％-10％的NaOH液中和；试件表面有印痕的，还要用去污粉擦洗，然后 用自来水冲洗干净，在用药用纱布擦干放入无水乙醇中；
(4)干燥：取出试件，用滤纸吸干无水乙醇，放在干燥皿中干燥4h；
(5)称重：在分析天平上准确称重至0.1mg，并记录。应仔细检查表面是否有孔蚀。
4、腐蚀实验结果处理
(1)试件称重后，仔细检查表面是否有孔蚀。如有孔蚀，应用仪器测出点蚀深度， 并记录个数；
(2)每种式样每次试验的试件至少为3块，且至少应取两次平行数据方可进行计算；
(3)计算平均腐蚀率：
v a = C · Δ W S · τ · ρ ... ( 1 ) ]]>
式(1)中
Va-腐蚀速度，单位为mma/a；
⊿W-试件失重，单位为g；
S-试件腐蚀面积，单位为cm2；
t-腐蚀时间，单位为h；
ρ-试件材料密度，单位为g/cm3，钢铁的相对密度是7.85g/cm3；
C-单位换算常数，单位为8.76×104。
(4)计算点蚀率：
h t = C · h t max t ... ( 2 ) ]]>
式(2)中
ht-年点蚀深度，单位为mm/a；
htmax-试件表面最大点蚀深度，单位为mm，并辅以照片。
表4
实施例 腐蚀速率mm/a 实施例1 0.011 实施例2 0.032 实施例3 0.011
从表4可以看出，采用N80钢片室温18.5℃下测定三个实施例的低固相储层保 护修井液在高矿化度下72h的腐蚀速率均较小，可以满足钻井对腐蚀速率要求。
渗透率和滤失量测试
根据SYT5834-93低固相压井液性能测定方法及评价指标中，第10部分作为本 实验的操作步骤，实验结果如表5所示。具体实验过程包括以下步骤：
1、测定方法
(1)向岩心内挤入人工配制地层水，在0.1-0.3MPa压力范围内测定不同压力下稳 定的压差和流速，并记录，按公式计算岩心渗透率K1。
K 1 = q v · μ · l A · Δ p × 10 3 ... ( 3 ) ]]>
式(3)中：
K1-岩心的掺透率，单位为μm2；
qv-体积流量，单位为mL/min；
μ-液体动力粘度，单位为MPa·s；
l-岩心轴向长度，单位为cm；
A-岩心横截面积，单位为cm2；
Δp-液体通过岩心的压差，单位为MPa。
(2)在3MPa的压力下向岩心驱替试样5倍孔隙体积。
(3)岩心掉头，在0.1-3MPa压力范围内向岩心正驱替人工配制地层水溶液，测定 不同压力下稳定压差和流量记录在表格中，并按式(3)计算岩心渗透率K2。
2、计算岩石渗透率伤害率。
K F S = ( 1 - K 2 K 1 ) × 100... ( 4 ) ]]>
式(4)中
KRS-岩心渗透率伤害，单位为％；
K1-挤.井液前岩心渗透率，单位为μm2；
K2-挤.井液后岩心渗透率，单位为μm2。
表5
由表5可以看出，在渗透率恢复值实验中，实施例1、实施例2、实施例3的渗 透率恢复值分别为87.30％、88.54％、93.63％，且滤失量控制在合理的范围内，以上 均说明本发明的储层保护效果优越。
以上实施例说明，本发明的低固相储层保护修井液的性能稳定、抗腐蚀，泥饼可 酸化、可降解。