抗高溫暫堵體系室內(nèi)評價及在歧口18-1油田應(yīng)用

樊 虹，任 強(qiáng)，方培林，劉俊軍，王 冬

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

抗高溫暫堵體系室內(nèi)評價及在歧口18-1油田應(yīng)用

樊 虹，任 強(qiáng)，方培林，劉俊軍，王 冬

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

歧口18-1油田的大多油井存在地層溫度高（120℃左右）和地層能量不足特點(diǎn)，修井作業(yè)中會造成修井液大量漏失至地層，產(chǎn)生儲層傷害。普通的暫堵劑對高溫油井的封堵時間過短，不能滿足高溫暫堵要求?？垢邷貢憾聞〣H-ATS在120℃具有3d以上封堵能力，140℃老化1d后仍具有良好的封堵效果，暫堵后巖心滲透率恢復(fù)率在86.0%以上?？垢邷貢憾聞┰赒K18-1油田的5D和P6井現(xiàn)場應(yīng)用效果良好，大幅降低修液井漏失速率，作業(yè)后油井產(chǎn)油恢復(fù)也達(dá)到預(yù)期。

歧口18-1油田；高溫油井；大漏失

修井作業(yè)中因?yàn)閮幽芰科?，?dǎo)致修井液漏失至儲層的情況在渤海油田中普遍存在[1]，井漏存在井噴、儲層污染、油井修井后恢復(fù)期長甚至油井產(chǎn)油量無法恢復(fù)的風(fēng)險[2]。對于存在漏失的油井，渤海油田一般采取使用化學(xué)暫堵劑進(jìn)行暫堵，以降低油井的漏失，但對于高溫油井（＞100℃）的堵漏效果較差，主要是由于普通暫堵劑在高溫下降解速率過快，導(dǎo)致對高溫井的封堵時間過短或者封堵無效。已經(jīng)報道[3-5]的抗高溫暫堵劑可分為油溶性和水溶性兩類暫堵劑，其存在抗溫偏低、成本過高或后期破膠工藝復(fù)雜等問題。本文主要是針對渤海油田的高溫井評價了一種水溶性暫堵劑，滿足渤海歧口18-1油田高溫井暫堵的需求。

1 歧口18-1油田高溫井儲層傷害分析

歧口18-1油田位于渤海西部海域歧口凹陷歧南斷階帶，該油田油井的地層溫度普遍偏高，可達(dá)120℃左右。歧口18-1油田沙河街儲層具有低滲、低壓、高溫等特點(diǎn)，該儲層巖心主要成份由石英、長石、中性火山巖屑和酸性火山巖屑組成，膠結(jié)物以碳酸鹽為主。

歧口18-1油田黏土礦物的含量范圍為4.8%~19%，地層壓力系數(shù)0.52~0.8，儲層具有強(qiáng)水敏、低壓等特點(diǎn)，這就導(dǎo)致大量修井液在修井作業(yè)期間漏失至儲層，直接產(chǎn)生的影響有：①導(dǎo)致井筒頻繁大量補(bǔ)液，延長作業(yè)工期，并存在一定安全風(fēng)險；②漏失至儲層的修井液產(chǎn)生黏土膨脹、結(jié)垢沉淀、水鎖、乳化堵塞等地層傷害，導(dǎo)致儲層滲透率降低，油井產(chǎn)能降低，恢復(fù)期變長甚至無法恢復(fù)。表1為歧口18-1油田不同井在不同時間段修井作業(yè)后的恢復(fù)情況。

表1 歧口18-1油田油井修井作業(yè)恢復(fù)統(tǒng)計(jì)

由表1可以看出：①歧口18-1油田的油井在修井作業(yè)中都存在較大漏失，表明該油田的地層能量已經(jīng)不足，隨著該油田地層中的原油不斷采出，未來該油田在修井作業(yè)中的漏失量還會進(jìn)一步增大；②作業(yè)中漏失至地層的修井液會對儲層會產(chǎn)生嚴(yán)重傷害，大大延長作業(yè)后油井產(chǎn)能恢復(fù)時間。由于QK18-1油田地層溫度普遍在120℃左右，導(dǎo)致普通的暫堵劑不能對該類型高溫井進(jìn)行有效封堵，作業(yè)中表現(xiàn)為普通暫堵劑進(jìn)入地層后短時間內(nèi)即降解，無法滿足高溫油井暫堵需求。

2 抗高溫暫堵劑室內(nèi)評價

抗高溫暫堵劑BH-ATS為中海油能源發(fā)展工程技術(shù)公司新研制的一種適用于高溫井的暫堵材料，該暫堵劑是以親水的、半剛性鏈的淀粉大分子為骨架，引入了親水的羧基、酰胺基和磺酸基等單體，通過適度交聯(lián)和接枝聚合形成的一種耐高溫高分子吸水凝膠。實(shí)驗(yàn)分別配置1.5%濃度的BH-ATS溶液和1.0%濃度的BH-VIS暫堵液，將兩種暫堵液在不同溫度下老化18h，使用MODEL-900數(shù)顯全自動流變儀測定老化后暫堵液室溫下的φ600黏度，研究抗高溫暫堵液的抗溫性能。

表2 兩種暫堵液的抗溫性能（室溫黏度，φ600）

由表2可以看出：1）VIS暫堵液適用的最高溫度為100℃。當(dāng)溫度高于100℃后，老化18h后暫堵液φ600黏度下降至57.5，當(dāng)溫度繼續(xù)升高至120℃后φ600黏度已降至21.5，此時暫堵液已失去暫堵效果；2）隨著老化溫度的提高，老化后BH-ATS暫堵液的黏度不斷增加。低溫下BH-ATS主要以細(xì)小顆粒存在，對溶液沒有明顯的提粘作用，當(dāng)溫度逐漸升高后，呈網(wǎng)狀的交聯(lián)高分子逐漸吸水溶脹，體積膨脹，造成體系黏度升高。

考慮到BH-ATS暫堵液在室溫下呈顆粒狀存在，溶液黏度較低，為提高BH-ATS的注入性能和均勻分散，實(shí)驗(yàn)優(yōu)選了0.4%VIS+1.5%BH-ATS的抗高溫暫堵液體系配方。實(shí)驗(yàn)使用QK18-1地?zé)崴渲昧丝垢邷貢憾乱?，分別研究了抗高溫暫堵液在120℃和140℃老化1d、2d和3d時間后的黏度變化（見表3）。

表3 高溫下不同老化時間對暫堵劑黏度影響（室溫黏度，φ600）

由表3可以看出：1）120℃老化后的抗高溫暫堵液黏度逐漸升高，2d后黏度達(dá)到最高值。這可能是在120℃條件下抗高溫暫堵液首先發(fā)生VIS降解，降解過程中仍有一定黏度，導(dǎo)致BH-ATS吸水膨脹速率較慢，短時間內(nèi)未能吸水增黏，隨著VIS完全破膠和ATS不斷吸水膨脹，暫堵劑黏度不斷增加；2）140℃老化后的抗高溫暫堵液黏度先升高，2d后黏度開始降低，表明抗高溫暫堵液在140℃條件下具備至少1d的封堵能力，3d后該暫堵液基本降解。

實(shí)驗(yàn)使用140℃老化1d后的抗高溫暫堵液進(jìn)行巖心封堵實(shí)驗(yàn)，研究老化后的抗高溫暫堵液對不同滲透率巖心的封堵性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明140℃老化1d后暫堵液仍具有較好的封堵效果；使用鹽水反驅(qū)，巖心滲透率恢復(fù)率均在86.0%以上，對巖心污染較小。表4為高溫老化后的暫堵液對不同巖心的封堵效果。

表4 高溫老化后的暫堵液對不同巖心的封堵效果

3 現(xiàn)場應(yīng)用

抗高溫暫堵劑BH-ATS分別于2015年12月和2016年8月在QK18-1油田的5D和P6井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，現(xiàn)場應(yīng)用效果良好，均能有效降低兩口高溫井的漏失速率。表5為抗高溫暫堵劑在5D和P6井應(yīng)用效果。

表5 抗高溫暫堵劑BH-ATS在5D和P6井應(yīng)用效果

由表5可以看出，兩口高溫井在洗井作業(yè)中均存在較大的動漏失，使用抗高溫暫堵劑進(jìn)行暫堵作業(yè)后，兩口井的動漏失都大幅降低至1.5m3/h，封堵效果明顯。其中，QK18-15D該作業(yè)工期為20d，抗高溫暫堵劑在作業(yè)期間實(shí)現(xiàn)了長時間有效封堵，滿足了高溫長時間封堵的作業(yè)要求。兩口井作業(yè)后產(chǎn)油量都達(dá)到預(yù)期產(chǎn)量，表明抗高溫暫堵劑對儲層進(jìn)行了有效保護(hù)。

4 結(jié)束語

通過抗高溫暫堵體系的室內(nèi)評價實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場應(yīng)用效果分析，主要得出以下結(jié)論：

1）歧口18-1油田的油井具有地層溫度高和能量不足特點(diǎn)，修井液作業(yè)中漏失至儲層的大量修井液存在儲層傷害和作業(yè)風(fēng)險等問題，普通暫堵劑無法滿足高溫井暫堵要求；

2）抗高溫暫堵體系具有良好的抗溫效果，120℃老化3d后仍具有封堵能力；140℃老化1d后仍具有較好的封堵效果，反驅(qū)不會對巖心產(chǎn)生污染，3d后暫堵劑自然降解，不需要進(jìn)行破膠；

3）抗高溫暫堵劑BH-ATS在QK18-1油田的5D和P6井修井作業(yè)中封堵效果明顯，大幅降低了兩口井的漏失速率，作業(yè)后兩口油井產(chǎn)油量均達(dá)到預(yù)期產(chǎn)量，表明抗高溫暫堵劑對儲層影響較小。

參考文獻(xiàn)

[1] 方培林，劉俊軍，白建華，等.渤海油田儲層保護(hù)效果評價方法探討[J].油氣井測試，2015，24（5）：39-42.

[2] 鄭力會，張明偉.封堵技術(shù)基礎(chǔ)理論回顧與展望[J].石油鉆采工藝，2012，（45）：1-9.

[3] 呂清河，何云章，劉利，等.油井暫堵劑SJ-2室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場應(yīng)用[J].石油鉆采工藝，2009，31（3）：49-51.

[4] 趙修太，信艷永，姚佳，等.高溫低傷害暫堵劑HTZD室內(nèi)研究與評價[J].鉆采工藝，2010，（1）：80-81.

[5] 霍寶玉.高溫油溶性暫堵劑的研究[D].大慶：東北石油大學(xué)，2009.

The Evaluation of A New Anti-high Temperature Plugging Fluid and Applicated in QiKou 18-1 Oilfield

Fan Hong，Ren Qiang，F(xiàn)ang Pei-lin，Liu Jun-jun，Wang Dong

Many oil wells of QiKou 18-1 oilfield have the characteristics of high temperature（120℃）and low oil pressure.A lot of workover fluid will leak and contaminate the formation while workover.The usual plugging agent can not meet the requirement of high temperature oil well for it has a too short plugging time.The anti-high temperature plugging agent（BH-ATS）can plug the formation over 3 days at 120℃，and have a good plugging effect after aging 1day at 140℃.Laboratory tests show that the permeability of core samples can be restored up to above 86.0% after plugging.The applied results of anti-high temperature plugging agent，used in 5D and P6 of QiKou 18-1 oilfield，were good.The leaking velocity were greatly reduced by using plugging agent and the producing recovery achieved the required.

QiKou 18-1 oilfield；high temperature oil well；serious fluid leakage

TE358.4

A

1003–6490（2017）05–0240–02

2017–04–06

樊虹（1985—），男，工程師，2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)化學(xué)工程與工藝專業(yè)，現(xiàn)從事儲層保護(hù)技術(shù)研究和儲層保護(hù)工作液應(yīng)用工作。