基于油層保護(hù)的暫堵型壓井液技術(shù)研究

鄒鵬，楊庭安，姚展華，黃其，張新忠，徐慶祥，鄒春鳳

（渤海鉆探井下技術(shù)服務(wù)公司，天津300283）

基于油層保護(hù)的暫堵型壓井液技術(shù)研究

鄒鵬，楊庭安，姚展華，黃其，張新忠，徐慶祥，鄒春鳳

（渤海鉆探井下技術(shù)服務(wù)公司，天津300283）

在漏失井的完井與修井作業(yè)過(guò)程中，為了避免大量修井液或完井液漏失進(jìn)入地層，研制了一種基于油層保護(hù)的暫堵型壓井液或隔離液。本文研究了暫堵劑組成、分子結(jié)構(gòu)表征及暫堵型壓井液的暫堵機(jī)理、配方、懸浮穩(wěn)定性、封堵性能及封堵層的降解性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，暫堵型壓井液在100℃下封堵性能優(yōu)良，其形成的封堵層在24 h內(nèi)完全降解，對(duì)儲(chǔ)層無(wú)傷害。

修井作業(yè)；油層保護(hù)；完井液；暫堵劑；降解性聚合物材料

油田開(kāi)發(fā)中后期，注采矛盾突出，加劇油層原有的非均質(zhì)性和井間、層間的差異，油層能量得不到補(bǔ)充，漏失井、漏失層相應(yīng)增多，在完井及修井作業(yè)過(guò)程中產(chǎn)生大量壓井液漏失。為了解決這一問(wèn)題，開(kāi)發(fā)出暫堵型壓井液體系迫在眉睫。

有關(guān)暫堵劑技術(shù)的發(fā)展有著較長(zhǎng)的歷史。最早的關(guān)于暫堵轉(zhuǎn)向劑的記錄出現(xiàn)在1936年，該年哈里伯頓公司公開(kāi)了一種使用泡沫溶液來(lái)暫堵地層的方法。在地層中，泡沫與氯化鈣形成沉淀，該沉淀溶解于油，但是不溶解于水。1937年，哈里伯頓公司發(fā)明了一種使用植物膠來(lái)暫堵地層的方法，該植物膠可以用于酸化轉(zhuǎn)向作業(yè)。萘球也可以作為封堵試劑。萘熔點(diǎn)為85℃左右，易在油性溶劑中溶解，是一類(lèi)很好的低溫暫堵材料。粉碎了的萘球與稠化了的酸混合，通過(guò)橋堵作用，可以封堵地層的縫隙。暫堵劑發(fā)展到現(xiàn)在，已經(jīng)成為油田開(kāi)發(fā)不可缺少的一類(lèi)試劑，而且品種很多，在市場(chǎng)上常用的產(chǎn)品主要有：有機(jī)凝膠類(lèi)、油溶性材料類(lèi)、無(wú)機(jī)或者有機(jī)鹽類(lèi)[1-6]。

有機(jī)凝膠類(lèi)暫堵劑是水性聚合物的交聯(lián)體系。水性聚合物上都含有極性基團(tuán)或者離子基團(tuán)，能與交聯(lián)劑反應(yīng)，生成交聯(lián)產(chǎn)物，吸收水分子，并失去流動(dòng)性及水溶性，成為凍膠，封堵縫隙，但一些有機(jī)凝膠類(lèi)暫堵劑存在著強(qiáng)度不夠的弱點(diǎn)。油溶性暫堵劑以顆粒形式存在，顆粒大小與儲(chǔ)層孔喉相匹配。在壓差作用下，暫堵劑在地層孔隙入口處形成一層低滲透的屏蔽帶，阻止液體進(jìn)一步侵入儲(chǔ)層。當(dāng)油氣井投入正常生產(chǎn)后，暫堵劑在地層壓力作用下反向突破沖出孔隙或被產(chǎn)出油溶解，地層滲透率恢復(fù)，達(dá)到先封堵后解除的效果，而油溶性暫堵劑的不足之處在于其在氣井中解堵困難。無(wú)機(jī)酸溶性超細(xì)CaCO3應(yīng)用十分廣泛。超細(xì)的CaCO3是一類(lèi)剛性而且?guī)缀醪豢蓧嚎s的無(wú)機(jī)礦物，可以在孔喉或裂縫處架橋，可以同變形的顆粒復(fù)合達(dá)到有效的封堵作用。CaCO3暫堵劑需要酸化工序解堵，而且易于破碎。

論文研發(fā)了一種新型的基于油層保護(hù)的暫堵型壓井液技術(shù)，暫堵劑全部由降解材料構(gòu)成，封堵效果優(yōu)良，對(duì)儲(chǔ)層無(wú)傷害。

1 壓井液暫堵機(jī)理

在完井液中添加與儲(chǔ)層漏失通道相匹配的固相顆粒與短纖維，利用纖維材料的相互糾纏作用形成的絮狀結(jié)網(wǎng)架橋，使固相暫堵劑顆粒在一定的正壓差下在裂縫端面形成有效的暫堵，并在短時(shí)間內(nèi)形成具有一定承壓能力、滲透率極低的暫堵層，阻止儲(chǔ)層漏失的發(fā)生。完井液中加入粉末，能夠進(jìn)一步封堵細(xì)小的孔隙和微裂縫。裂縫端面的暫堵機(jī)理示意圖（見(jiàn)圖1）。

圖1表明，固相顆粒和短纖維在裂縫端面形成架橋和封堵層，粉末粒子進(jìn)一步填充微小間隙。

圖1 裂縫端面的暫堵機(jī)理示意圖

2 暫堵劑材料組成

實(shí)驗(yàn)用暫堵劑材料全部由完全可降解聚合物材料構(gòu)成，暫堵劑外觀形態(tài)主要由大顆粒（3 mm～5 mm）、小顆粒（20～40目）、粉末（40～200目）及短纖維（3 mm～5 mm）組成。大顆粒、小顆粒與粉末的粒度分布曲線及粒度累計(jì)曲線（見(jiàn)圖2）。圖2表明，小顆粒（20～40目）所占比例約為50%，大顆粒所占比例約為30%，余量為粉末粒子。

3 暫堵劑材料的分子結(jié)構(gòu)表征

暫堵劑材料的紅外光譜圖（見(jiàn)圖3）。圖3表明，3 384 cm-1為-OH的伸縮振動(dòng)峰，2 931 cm-1和2 873 cm-1分別為-CH3和-CH2的伸縮振動(dòng)峰，1 711 cm-1，1 666 cm-1與1 567 cm-1為羰基的伸縮振動(dòng)峰，1 403 cm-1為-CH2的彎曲振動(dòng)峰，1 262 cm-1、1 253 cm-1與1 024 cm-1分別為C-O-C基團(tuán)的伸縮振動(dòng)峰。

圖2 大顆粒、小顆粒與粉末暫堵劑的粒度分布曲線及粒度累計(jì)曲線

圖3 暫堵劑材料的紅外光譜圖

4 暫堵型壓井液的懸浮穩(wěn)定性

現(xiàn)場(chǎng)配制暫堵型壓井液時(shí)，需要添加的顆粒與粉末暫堵劑在特定時(shí)間段內(nèi)不分層沉降，這就要求暫堵型壓井液具備一定的懸浮穩(wěn)定性。根據(jù)斯托克斯沉降定律，增加壓井液體系的黏度可減緩顆粒與粒子的沉降速率。另外有大量文獻(xiàn)表明，壓井液中添加的短纖維因形成架橋結(jié)構(gòu)也能大大延緩顆粒與粒子的沉降速率。因此，研究了稠化劑與纖維加量對(duì)暫堵型壓井液懸浮穩(wěn)定性的影響規(guī)律（見(jiàn)圖4，圖5）?；A(chǔ)配方為：400 mL清水+10 wt%暫堵劑顆粒與粉末+0.2 wt%短纖維。在基礎(chǔ)配方中添加不同加量的稠化劑以研究其對(duì)懸浮性的影響情況。

圖4 添加不同濃度稠化劑靜置懸浮情況

圖4表明，在不添加稠化劑的情況下（如右量筒所示），在15 min內(nèi)，粉末暫堵劑快速沉降至底部，大顆粒因纖維架橋作用的存在沒(méi)有發(fā)生沉降，短纖維因比水的密度低而上浮；而左量筒（0.6%稠化劑）和中量筒（0.4%稠化劑）在15 min內(nèi)未發(fā)生明顯粉末沉降與纖維上浮現(xiàn)象。圖5研究了不同靜置時(shí)間下稠化劑加量對(duì)暫堵型壓井液懸浮穩(wěn)定性的影響。懸浮率（%）=100×?xí)r間t時(shí)的懸浮量筒高度/最初的懸浮量筒高度。圖5表明，隨著靜置時(shí)間的延長(zhǎng)，各不同稠化劑加量下的壓井液的懸浮率存在不同程度的降低，稠化劑加量越高，懸浮率降低的程度越小，懸浮穩(wěn)定性越好。其中，0.6%稠化劑加量的壓井液在18 h內(nèi)，暫堵劑基本不沉降且纖維不上浮。0.4%稠化劑加量的壓井液在1 h內(nèi)的懸浮穩(wěn)定性也較好。

圖5 不同靜置時(shí)間下稠化劑加量對(duì)暫堵型壓井液懸浮穩(wěn)定性的影響

5 暫堵型壓井液的封堵性能

5.1 實(shí)驗(yàn)裝置

模擬堵漏裝置（見(jiàn)圖6），裝置容器由不銹鋼制成，裝置內(nèi)部分由下而上依次為：出液口-帶孔眼的圓形鋼板-模擬漏失地層的石英砂床（5 cm～10 cm厚）-暫堵型堵漏漿-隔板-進(jìn)液口。堵漏漿放入該裝置內(nèi)后，裝置需借助高溫高壓失水儀進(jìn)行升溫打壓程序。

5.2 堵漏實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

以第三小節(jié)中三個(gè)配方的暫堵型壓井液為實(shí)驗(yàn)對(duì)象，在高溫高壓失水儀內(nèi)進(jìn)行封堵實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度為100℃左右，打壓之前先恒溫2 h，正壓差為0.5 MPa～5 MPa。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)圖7）。

圖6 模擬堵漏評(píng)價(jià)裝置示意圖

由圖7可知，三種不同稠化劑加量（從0%增加至0.6%）的壓井液在開(kāi)始的數(shù)秒內(nèi)便形成了致密的暫堵層，瞬時(shí)漏失量分別為45 mL、12 mL和4 mL左右，漏失速率隨實(shí)驗(yàn)的進(jìn)行逐步下降，暫堵層在不同的正壓差作用下變得更加致密。在2 h的實(shí)驗(yàn)中，上述三種暫堵型壓井液的總漏失量分別為47 mL、13 mL與5 mL左右，封堵效果良好。

圖7 不同稠化劑加量下暫堵型壓井液的漏失曲線（實(shí)驗(yàn)溫度：100℃）

圖8 封堵層及濾餅照片

暫堵型壓井液經(jīng)過(guò)封堵實(shí)驗(yàn)后從模擬堵漏裝置中取出后的形態(tài)圖（見(jiàn)圖8）。圖8左圖表明，在100℃的實(shí)驗(yàn)溫度下，暫堵型壓井液中的粉末和顆粒因受熱失去原有形態(tài)而軟化成高強(qiáng)度的熔體，纖維沒(méi)有出現(xiàn)軟化，其摻雜在上述熔體中從而形成了纖維增強(qiáng)的高強(qiáng)度暫堵層。圖8右圖為黏附在模擬堵漏裝置內(nèi)壁的濾餅形態(tài)。

6 封堵層的降解性能

6.1 降解實(shí)驗(yàn)方法

取300 mL地層水，倒入老化釜中，放入稱(chēng)量好的塊狀封堵層，旋緊釜蓋及泄壓閥，置于GRL-BX型便攜式滾子加熱爐，溫度設(shè)定為實(shí)驗(yàn)所需溫度，特定時(shí)間下取出封堵層，干燥后稱(chēng)重。測(cè)試完成后，降解的封堵層重新放入老化釜，加入同樣體積（300 mL）的新鮮地層水，重復(fù)上述降解實(shí)驗(yàn)程序。

封堵層質(zhì)量殘余率（%）=100×每個(gè)時(shí)間間隔下的殘余質(zhì)量/最初質(zhì)量

6.2 降解實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

封堵層的質(zhì)量殘余率隨降解時(shí)間的變化規(guī)律（見(jiàn)圖9）。圖9表明，暫堵型封堵層在降解4 h內(nèi)的質(zhì)量殘余率變化不大，基本不降解。在4 h后，其降解速率加快，24 h時(shí)基本降解完全。這種疏水性的聚合物材料的降解機(jī)制主要依賴(lài)于本體降解或水解，影響其降解快慢的重要因素之一是取決于水分子進(jìn)入該材料內(nèi)部的滲透程度。在最初的4 h內(nèi)，水分子慢慢滲入這種疏水性聚合物材料內(nèi)部，降解緩慢；在4 h后進(jìn)入的水分子開(kāi)始大量水解聚合物材料，使其降解為酸性產(chǎn)物，降解曲線上質(zhì)量殘余率表現(xiàn)為線性減少。

圖9 封堵層的降解曲線（實(shí)驗(yàn)溫度：100℃）

7 結(jié)論

（1）暫堵型壓井液中的暫堵劑材料全部由完全可降解聚合物材料構(gòu)成，暫堵劑外觀形態(tài)主要由大顆粒（3 mm～5 mm）、小顆粒（20～40目）、粉末（40～200目）及短纖維（3 mm～5 mm）以一定比例組成。

（2）巖心傷害實(shí)驗(yàn)表明，該暫堵材料在100℃下的突破壓力為17 MPa。

（3）暫堵型壓井液能有效防止中小型漏失地層的壓井液漏失，暫堵劑完全降解后地層滲透率可恢復(fù)至100%。

（4）對(duì)于大型地層漏失情況，該暫堵技術(shù)需要進(jìn)一步進(jìn)行研究。

［1］Clason，Charles E.Halliburton Oil Well Cementing Co.U.S.Patent No.1.122，452，1936.

［2］Menaul，Paul L.Halliburton Oil Well Cementing Co.U.S.Patent No.2，122，483，1937.

［3］Harrison，N.W.Diverting Agents History and Application［J］.Journal of Petroleum Technology，1972，SPE 3653，593-598.

［4］Dean W.，Marina B.Schlumberger Technolgoy Corporation U.S.Patent No.20060113077A1，2006.

［5］Trinidad Munoz JR.Halliburton Energy Services company，U.S.Patent No.20040261996A1，2004.

［6］Hongyu Luo，Dwight D.F.Halliburton Energy Services company，U.S.Patent No.8109335B2，2012.

長(zhǎng)慶采油三廠推出“六保模式”助推效益建產(chǎn)

截至6月5日，長(zhǎng)慶采油三廠已完成鉆井進(jìn)尺56萬(wàn)米，同比增加7.5萬(wàn)米，新投井日產(chǎn)原油300噸，單井平均日產(chǎn)原油達(dá)2.4噸，同比提高0.5噸，單井最高日產(chǎn)量達(dá)8.9噸。

采油三廠是長(zhǎng)慶油田的產(chǎn)油大戶(hù)，年產(chǎn)原油已連續(xù)多年在400萬(wàn)噸以上。由于開(kāi)采區(qū)域分散、原油產(chǎn)量遞減快，加上資源邊緣化、劣質(zhì)化趨勢(shì)嚴(yán)重，采油三廠的原油穩(wěn)產(chǎn)面臨著滾石上山、爬坡過(guò)坎的艱難境地。

近兩年，采油三廠在抓好老井措施穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)上，以“增儲(chǔ)建產(chǎn)、效益建產(chǎn)、速度建產(chǎn)”為總目標(biāo)，把提高產(chǎn)能建設(shè)的效益效率作為保證油田穩(wěn)產(chǎn)的主要抓手，不斷創(chuàng)新產(chǎn)能建設(shè)的思維方式和組織方式，推出以“地質(zhì)保儲(chǔ)量、外協(xié)保鉆井、鉆井保試油、試油保投產(chǎn)、投產(chǎn)保產(chǎn)量、地面保時(shí)率”為核心內(nèi)容的“六保模式”，助推產(chǎn)能建設(shè)快速發(fā)展?！傲ＤＪ健睂⒃瓉?lái)產(chǎn)能建設(shè)工程中，6個(gè)相對(duì)松散且互不相干的環(huán)節(jié)連接成環(huán)環(huán)緊扣的統(tǒng)一體，一環(huán)與一環(huán)之間既相互制約又互相促進(jìn)，既互為聯(lián)系又相對(duì)獨(dú)立，讓產(chǎn)能建設(shè)每一個(gè)環(huán)節(jié)都變成為產(chǎn)能建設(shè)提速增效的加油站。

在增加和落實(shí)儲(chǔ)量環(huán)節(jié)，項(xiàng)目組根據(jù)地質(zhì)研究成果，通過(guò)緊跟“油探井+評(píng)價(jià)井+骨架井”來(lái)找準(zhǔn)儲(chǔ)量的同時(shí)，還落實(shí)了高產(chǎn)井、骨架井的成功率和高產(chǎn)井的到位率，分別同比提高16個(gè)和13個(gè)百分點(diǎn)。在外協(xié)環(huán)節(jié)，今年生產(chǎn)啟動(dòng)后，采油三廠6名外協(xié)人員24小時(shí)蹲守一線，鉆井隊(duì)打到哪里，他們就跟到哪里，遇到問(wèn)題可當(dāng)場(chǎng)協(xié)調(diào)、隨時(shí)辦理，將影響生產(chǎn)的時(shí)間降到最低。截至目前，雖然采油三廠今年的產(chǎn)能建設(shè)新井?dāng)?shù)量只占全年計(jì)劃的30%，但是新增原油產(chǎn)量的份額已占到全年建產(chǎn)任務(wù)的40%。

（摘自中國(guó)石油新聞中心2017-06-14）

Research on temporary plugging type of killing fluid based on reservoir protection

ZOU Peng，YANG Ting'an，YAO Zhanhua，HUANG Qi，ZHANG Xinzhong，XU Qingxiang，ZOU Chunfeng
（Downhole Technology Service Company，Bohai Drilling Engineering Co.，Ltd.，Tianjin 300283，China）

In the process of completion and workover of the lost well,in order to avoid the formation of a large amount of workover fluid or completion fluid into the formation,a temporary plugging fluid or isolation fluid.In this paper,the composition and molecular structure of the temporary plugging agent,the temporary plugging mechanism,the formula,the suspension stability,the plugging performance and the degradation performance of the plugging layer are studied.The experimental results show that the plugging performance of the temporary plugging fluid is excellent at 100℃,and the formation of the plugging layer can be completely degraded in the 24 h,which has no harm to the reservoir.

workover operation；reservoir protection；completion fluid；temporary plugging agent；degradable polymer materials

TE257.6

A

1673-5285（2017）06-0051-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.011

2017－04-28

鄒鵬，男（1982-），工學(xué)博士，高級(jí)工程師，現(xiàn)從事儲(chǔ)層措施改造與完井液相關(guān)研究的工作，郵箱：zoupeng621@163.com。