基于油层保护的暂堵型压井液技术研究

邹鹏，杨庭安，姚展华，黄其，张新忠，徐庆祥，邹春凤

（渤海钻探井下技术服务公司，天津300283）

基于油层保护的暂堵型压井液技术研究

邹鹏，杨庭安，姚展华，黄其，张新忠，徐庆祥，邹春凤

（渤海钻探井下技术服务公司，天津300283）

在漏失井的完井与修井作业过程中，为了避免大量修井液或完井液漏失进入地层，研制了一种基于油层保护的暂堵型压井液或隔离液。本文研究了暂堵剂组成、分子结构表征及暂堵型压井液的暂堵机理、配方、悬浮稳定性、封堵性能及封堵层的降解性能。实验结果表明，暂堵型压井液在100℃下封堵性能优良，其形成的封堵层在24 h内完全降解，对储层无伤害。

修井作业；油层保护；完井液；暂堵剂；降解性聚合物材料

油田开发中后期，注采矛盾突出，加剧油层原有的非均质性和井间、层间的差异，油层能量得不到补充，漏失井、漏失层相应增多，在完井及修井作业过程中产生大量压井液漏失。为了解决这一问题，开发出暂堵型压井液体系迫在眉睫。

有关暂堵剂技术的发展有着较长的历史。最早的关于暂堵转向剂的记录出现在1936年，该年哈里伯顿公司公开了一种使用泡沫溶液来暂堵地层的方法。在地层中，泡沫与氯化钙形成沉淀，该沉淀溶解于油，但是不溶解于水。1937年，哈里伯顿公司发明了一种使用植物胶来暂堵地层的方法，该植物胶可以用于酸化转向作业。萘球也可以作为封堵试剂。萘熔点为85℃左右，易在油性溶剂中溶解，是一类很好的低温暂堵材料。粉碎了的萘球与稠化了的酸混合，通过桥堵作用，可以封堵地层的缝隙。暂堵剂发展到现在，已经成为油田开发不可缺少的一类试剂，而且品种很多，在市场上常用的产品主要有：有机凝胶类、油溶性材料类、无机或者有机盐类[1-6]。

有机凝胶类暂堵剂是水性聚合物的交联体系。水性聚合物上都含有极性基团或者离子基团，能与交联剂反应，生成交联产物，吸收水分子，并失去流动性及水溶性，成为冻胶，封堵缝隙，但一些有机凝胶类暂堵剂存在着强度不够的弱点。油溶性暂堵剂以颗粒形式存在，颗粒大小与储层孔喉相匹配。在压差作用下，暂堵剂在地层孔隙入口处形成一层低渗透的屏蔽带，阻止液体进一步侵入储层。当油气井投入正常生产后，暂堵剂在地层压力作用下反向突破冲出孔隙或被产出油溶解，地层渗透率恢复，达到先封堵后解除的效果，而油溶性暂堵剂的不足之处在于其在气井中解堵困难。无机酸溶性超细CaCO3应用十分广泛。超细的CaCO3是一类刚性而且几乎不可压缩的无机矿物，可以在孔喉或裂缝处架桥，可以同变形的颗粒复合达到有效的封堵作用。CaCO3暂堵剂需要酸化工序解堵，而且易于破碎。

论文研发了一种新型的基于油层保护的暂堵型压井液技术，暂堵剂全部由降解材料构成，封堵效果优良，对储层无伤害。

1 压井液暂堵机理

在完井液中添加与储层漏失通道相匹配的固相颗粒与短纤维，利用纤维材料的相互纠缠作用形成的絮状结网架桥，使固相暂堵剂颗粒在一定的正压差下在裂缝端面形成有效的暂堵，并在短时间内形成具有一定承压能力、渗透率极低的暂堵层，阻止储层漏失的发生。完井液中加入粉末，能够进一步封堵细小的孔隙和微裂缝。裂缝端面的暂堵机理示意图（见图1）。

图1表明，固相颗粒和短纤维在裂缝端面形成架桥和封堵层，粉末粒子进一步填充微小间隙。

图1 裂缝端面的暂堵机理示意图

2 暂堵剂材料组成

实验用暂堵剂材料全部由完全可降解聚合物材料构成，暂堵剂外观形态主要由大颗粒（3 mm～5 mm）、小颗粒（20～40目）、粉末（40～200目）及短纤维（3 mm～5 mm）组成。大颗粒、小颗粒与粉末的粒度分布曲线及粒度累计曲线（见图2）。图2表明，小颗粒（20～40目）所占比例约为50%，大颗粒所占比例约为30%，余量为粉末粒子。

3 暂堵剂材料的分子结构表征

暂堵剂材料的红外光谱图（见图3）。图3表明，3 384 cm-1为-OH的伸缩振动峰，2 931 cm-1和2 873 cm-1分别为-CH3和-CH2的伸缩振动峰，1 711 cm-1，1 666 cm-1与1 567 cm-1为羰基的伸缩振动峰，1 403 cm-1为-CH2的弯曲振动峰，1 262 cm-1、1 253 cm-1与1 024 cm-1分别为C-O-C基团的伸缩振动峰。

图2 大颗粒、小颗粒与粉末暂堵剂的粒度分布曲线及粒度累计曲线

图3 暂堵剂材料的红外光谱图

4 暂堵型压井液的悬浮稳定性

现场配制暂堵型压井液时，需要添加的颗粒与粉末暂堵剂在特定时间段内不分层沉降，这就要求暂堵型压井液具备一定的悬浮稳定性。根据斯托克斯沉降定律，增加压井液体系的黏度可减缓颗粒与粒子的沉降速率。另外有大量文献表明，压井液中添加的短纤维因形成架桥结构也能大大延缓颗粒与粒子的沉降速率。因此，研究了稠化剂与纤维加量对暂堵型压井液悬浮稳定性的影响规律（见图4，图5）。基础配方为：400 mL清水+10 wt%暂堵剂颗粒与粉末+0.2 wt%短纤维。在基础配方中添加不同加量的稠化剂以研究其对悬浮性的影响情况。

图4 添加不同浓度稠化剂静置悬浮情况

图4表明，在不添加稠化剂的情况下（如右量筒所示），在15 min内，粉末暂堵剂快速沉降至底部，大颗粒因纤维架桥作用的存在没有发生沉降，短纤维因比水的密度低而上浮；而左量筒（0.6%稠化剂）和中量筒（0.4%稠化剂）在15 min内未发生明显粉末沉降与纤维上浮现象。图5研究了不同静置时间下稠化剂加量对暂堵型压井液悬浮稳定性的影响。悬浮率（%）=100×时间t时的悬浮量筒高度/最初的悬浮量筒高度。图5表明，随着静置时间的延长，各不同稠化剂加量下的压井液的悬浮率存在不同程度的降低，稠化剂加量越高，悬浮率降低的程度越小，悬浮稳定性越好。其中，0.6%稠化剂加量的压井液在18 h内，暂堵剂基本不沉降且纤维不上浮。0.4%稠化剂加量的压井液在1 h内的悬浮稳定性也较好。

图5 不同静置时间下稠化剂加量对暂堵型压井液悬浮稳定性的影响

5 暂堵型压井液的封堵性能

5.1 实验装置

模拟堵漏装置（见图6），装置容器由不锈钢制成，装置内部分由下而上依次为：出液口-带孔眼的圆形钢板-模拟漏失地层的石英砂床（5 cm～10 cm厚）-暂堵型堵漏浆-隔板-进液口。堵漏浆放入该装置内后，装置需借助高温高压失水仪进行升温打压程序。

5.2 堵漏实验结果分析

以第三小节中三个配方的暂堵型压井液为实验对象，在高温高压失水仪内进行封堵实验，实验温度为100℃左右，打压之前先恒温2 h，正压差为0.5 MPa～5 MPa。实验结果（见图7）。

图6 模拟堵漏评价装置示意图

由图7可知，三种不同稠化剂加量（从0%增加至0.6%）的压井液在开始的数秒内便形成了致密的暂堵层，瞬时漏失量分别为45 mL、12 mL和4 mL左右，漏失速率随实验的进行逐步下降，暂堵层在不同的正压差作用下变得更加致密。在2 h的实验中，上述三种暂堵型压井液的总漏失量分别为47 mL、13 mL与5 mL左右，封堵效果良好。

图7 不同稠化剂加量下暂堵型压井液的漏失曲线（实验温度：100℃）

图8 封堵层及滤饼照片

暂堵型压井液经过封堵实验后从模拟堵漏装置中取出后的形态图（见图8）。图8左图表明，在100℃的实验温度下，暂堵型压井液中的粉末和颗粒因受热失去原有形态而软化成高强度的熔体，纤维没有出现软化，其掺杂在上述熔体中从而形成了纤维增强的高强度暂堵层。图8右图为黏附在模拟堵漏装置内壁的滤饼形态。

6 封堵层的降解性能

6.1 降解实验方法

取300 mL地层水，倒入老化釜中，放入称量好的块状封堵层，旋紧釜盖及泄压阀，置于GRL-BX型便携式滚子加热炉，温度设定为实验所需温度，特定时间下取出封堵层，干燥后称重。测试完成后，降解的封堵层重新放入老化釜，加入同样体积（300 mL）的新鲜地层水，重复上述降解实验程序。

封堵层质量残余率（%）=100×每个时间间隔下的残余质量/最初质量

6.2 降解实验结果分析

封堵层的质量残余率随降解时间的变化规律（见图9）。图9表明，暂堵型封堵层在降解4 h内的质量残余率变化不大，基本不降解。在4 h后，其降解速率加快，24 h时基本降解完全。这种疏水性的聚合物材料的降解机制主要依赖于本体降解或水解，影响其降解快慢的重要因素之一是取决于水分子进入该材料内部的渗透程度。在最初的4 h内，水分子慢慢渗入这种疏水性聚合物材料内部，降解缓慢；在4 h后进入的水分子开始大量水解聚合物材料，使其降解为酸性产物，降解曲线上质量残余率表现为线性减少。

图9 封堵层的降解曲线（实验温度：100℃）

7 结论

（1）暂堵型压井液中的暂堵剂材料全部由完全可降解聚合物材料构成，暂堵剂外观形态主要由大颗粒（3 mm～5 mm）、小颗粒（20～40目）、粉末（40～200目）及短纤维（3 mm～5 mm）以一定比例组成。

（2）岩心伤害实验表明，该暂堵材料在100℃下的突破压力为17 MPa。

（3）暂堵型压井液能有效防止中小型漏失地层的压井液漏失，暂堵剂完全降解后地层渗透率可恢复至100%。

（4）对于大型地层漏失情况，该暂堵技术需要进一步进行研究。

［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.

长庆采油三厂推出“六保模式”助推效益建产

截至6月5日，长庆采油三厂已完成钻井进尺56万米，同比增加7.5万米，新投井日产原油300吨，单井平均日产原油达2.4吨，同比提高0.5吨，单井最高日产量达8.9吨。

采油三厂是长庆油田的产油大户，年产原油已连续多年在400万吨以上。由于开采区域分散、原油产量递减快，加上资源边缘化、劣质化趋势严重，采油三厂的原油稳产面临着滚石上山、爬坡过坎的艰难境地。

近两年，采油三厂在抓好老井措施稳产的基础上，以“增储建产、效益建产、速度建产”为总目标，把提高产能建设的效益效率作为保证油田稳产的主要抓手，不断创新产能建设的思维方式和组织方式，推出以“地质保储量、外协保钻井、钻井保试油、试油保投产、投产保产量、地面保时率”为核心内容的“六保模式”，助推产能建设快速发展。“六保模式”将原来产能建设工程中，6个相对松散且互不相干的环节连接成环环紧扣的统一体，一环与一环之间既相互制约又互相促进，既互为联系又相对独立，让产能建设每一个环节都变成为产能建设提速增效的加油站。

在增加和落实储量环节，项目组根据地质研究成果，通过紧跟“油探井+评价井+骨架井”来找准储量的同时，还落实了高产井、骨架井的成功率和高产井的到位率，分别同比提高16个和13个百分点。在外协环节，今年生产启动后，采油三厂6名外协人员24小时蹲守一线，钻井队打到哪里，他们就跟到哪里，遇到问题可当场协调、随时办理，将影响生产的时间降到最低。截至目前，虽然采油三厂今年的产能建设新井数量只占全年计划的30%，但是新增原油产量的份额已占到全年建产任务的40%。

（摘自中国石油新闻中心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

邹鹏，男（1982-），工学博士，高级工程师，现从事储层措施改造与完井液相关研究的工作，邮箱：zoupeng621@163.com。