『壹』 新型化學固結承壓堵漏技術研究與應用
張鳳英1，2 劉四海1 劉金華1 陳曾偉1
（1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；
2.中國石油大學（北京），北京 102249）
摘 要 常用承壓堵漏技術在應用過程中主要面臨堵漏材料不抗高溫、承壓能力不足和易發生二次漏失等問題。針對這些問題，通過分析承壓堵漏機理，認為堵漏漿應包含密封和支撐裂縫兩方面功能，以同時具有封堵性能和機械強度，從而阻止誘導裂縫延伸、提高裂縫重啟壓力，阻隔液柱壓力向裂縫尖端傳導。基於此，室內研發了抗溫180℃、承壓大於20MPa的新型化學固結堵漏技術。該技術可用於大裂縫、溶洞以及多個漏失層位並存且地層骨架強度低的漏失層堵漏，在塔河油田9口井進行了現場應用，一次堵漏成功率90％以上。
關鍵詞 承壓堵漏 化學固結 裂縫尖端 堵漏機理
Research and Application on Technology of
New chemical consolidation
ZHANG Fengying1，2，LIU Sihai1，LIU Jinhua1，CHEN Zengwei1
（1.Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing 10010，China；
2.China University of Petroleum，Beijing 102249，China）
Abstract Commonly used developed technology in the application process mainly face plugging material is not high temperature resisting，pressure can happen and insufficient second loss.To solve these problems， through the analysis developed mechanism that cut off to crack tip liquid column pressure transmission is the key to develop.Based on this，the indoor temperature 180℃the research and development of new，pressure 20 MPa chemical consolidation plugging technology，this technology can be used in large crack，cave and more lost horizon coexist and strata of low strength of the thief zone skeleton plugging in Tahe oil field，a plugging rate was 90％.
Key words mud loss control under pressure；chemical consolidation；crack tip；plugging mechanism
深井或復雜井的同一裸眼井段內往往同時存在多個壓力系統，安全密度窗口較窄，在存在多套壓力層系的井段鑽進時［1］，若低壓力層段或者裂縫發育等缺陷地層的堵漏效果不明顯或達不到高壓地層的承壓要求，就會出現又噴又涌的復雜情況，而提高地層承壓能力的先期堵漏技術是擴展安全密度窗口的重要技術。在多壓力層段鑽進時，一定要保證漏失層段的堵漏效果，使全井段承壓能力能夠滿足鑽開高壓層段的要求。常規承壓堵漏技術往往存在不抗高溫、承壓能力不足和易發生二次漏失等問題，難以達到承壓堵漏的目的。因此，探討提高地層承壓能力的機理、方法和技術對於提高鑽井速度，減少因井漏帶來的經濟損失具有重大的意義。本文針對如何提高低壓地層承壓能力這一問題，從承壓堵漏機理分析出發，研發出了抗180℃高溫的新型化學固結堵漏技術，該技術能夠快速封堵漏失層，有效提高地層的承壓能力。
1 提高地層承壓能力機理分析
地層承壓能力，是評價堵漏效果的重要標准。為了鑽進下部高壓地層及防止因起下鑽等產生的波動壓力把地層再次壓漏，需要盡量提高地層承壓能力，以阻止裂縫的擴展及延伸。根據斷裂力學理論，井周有效切向應力反映了裂縫重新開啟的難易程度，井周有效切向應力越大，裂縫張開所需的力越大，地層可承受的井筒液柱壓力越高，再次發生漏失的可能性越小。相同條件下，封堵位置及縫內壓力是影響井周有效切向應力的兩個關鍵因素。封堵位置與封堵材料粒徑的大小同裂縫寬度的匹配程度相關，縫內壓力與地層的滲透性及堵漏劑的封堵效果有關。井漏發生時，壓力首先從井筒經過堵漏劑進入裂縫內部，然後傳向地層深部，地層滲透性越好，縫內壓力耗散速度越快，縫內壓力越低［2］；同時，形成緻密封堵層可以阻止井筒壓力向裂縫內部傳播，因此封堵效果越好，縫內壓力越低；另外通過實驗驗證可知，在裂縫開口處封堵，井周有效切向應力提高最大，且堵漏後裂縫穩定，應力強度因子為負，故堵漏漿應具備能順利進入漏層、立即在漏層中停滯、形成封堵牆的強度高且滲透率接近於零的特性，這是提高地層承壓能力和堵漏成功率的有效措施［3］。
2 新型化學固結堵漏技術研究
2.1 新型化學固結堵漏技術堵漏機理
研發了一種新型化學固結堵漏技術，主要由正電黏結劑、流型調控劑、納米固結劑3部分組成。組分所含的納米顆粒具有較大的表面能和極小的顆粒半徑，易進入漏層，通過氫鍵作用或化學反應迅速在裂縫開口處形成一層隔離膜，該隔離膜屬剛柔相濟的封堵材料，可隨著裂縫寬度的改變而改變自身形狀，持續起到阻止壓力傳遞的作用，同時，所含的正電材料能夠與帶負電荷的粘土礦物產生正負電荷的吸引作用，快速結合，在漏失裂縫的端面形成化學吸附滯留層，增大流動阻力，甚至失去流動性，從而擴大堵漏漿的波及面積，降低堵漏漿的擴散運移，有利於封堵的穩定性［4］。另外，所建立的封堵隔離帶，具有較高的抗壓強度，能有效降低壓力傳遞的速率，提高井周切向應力，減小裂縫尖端應力強度因子，在最短的時間內將裂縫堵死、堵牢，阻止裂縫延伸、擴展，提高井壁岩石抵抗產生新裂縫的能力，從而提高井壁的承壓能力。
2.2 新型化學固結堵漏技術主劑研究
2.2.1 正電黏結劑研究
2.2.1.1 正電黏結劑作用機理
正電黏結劑指分散粒子帶正電荷的膠體。本文所選用的正電黏結劑是在Zeta電位為＋29mV的Ba－Al－Si正電材料粒子表面覆蓋一層非離子聚合物，形成Zeta電位為＋28mV的有機－無機復合正電性化學黏結劑，這種化學黏結劑在改變溫度、壓力和配方時，對粒子的電性能並不產生大的影響，但對地層礦物卻具有極強的電性吸附和離子反應能力，可與地層表面帶負電的頁岩形成復合體，當失水發生時便有較多的正電堵漏黏結劑黏貼在岩石表面，將表面上的無機陽離子排斥走，同時在岩石表面形成一層具有正電位的勢能層，這種勢能層可阻止鑽井液與地層的陽離子交換，從而起到黏結、滯留化學堵漏漿的作用。這種帶正電的勢能層在新鑽開的地層表面上瞬間完成，隨著堵漏施工的進行，堵漏漿與地層表面不斷形成保護膜，使地層表面與堵漏漿快速形成整體。
2.2.1.2 正電黏結劑加量優選
為研究正電性黏結劑對堵漏漿性能的影響，本文研究了堵漏基漿靜切力與正電性黏結劑加量的關系。實驗結果顯示：隨體系中粒子濃度的增加，流變學性能逐漸提高，當濃度足夠大時，混合體系發生膠凝，靜切力升高。當黏結劑加量為6％時，堵漏基漿的靜切力達到35Pa，已初步顯示膠凝狀態，當加量達到10％時，靜切力不再增大，體系完全膠凝，當正電粘結劑的用量在6％～8％之間時，堵漏漿表現出理想的流變性能（圖1）。
圖1 堵漏基漿流變學性能隨著正電性黏結劑加量的變化
2.2.2 流型調控劑研究
2.2.2.1 流型調控劑作用機理
理想堵漏漿的流動狀態為柱狀流，但由於流體特性及漏失層孔道的變化，全部達到柱狀流難度很大，能夠控制到層流流動，即可提高堵漏漿的滯留能力。為確保堵漏漿的層流狀態，需添加流型調控劑控制流動狀態。通過調整流型調控劑的加量，可有效控制堵漏漿的膠凝時間和結構強度。流型調控劑主要由聚合物、分散劑和有機交聯劑組成，具有弱凝膠的特性。其特性在於：在攪拌或流動時體系的交聯率較低，不會因過度交聯使之失去流動性，當停止流動後，體系的交聯速度加快，快速成膠，失去流動性，形成假固狀物，這種假固狀物有利於堵漏漿在漏失層空間的滯流、充填和封堵［5］。
2.2.2.2 流型調控劑加量優選
為研究流型調控劑對堵漏漿性能的影響，本文研究了在不同流型調控劑加量下堵漏基漿流變性能的變化情況。室溫條件下，實驗測定了添加不同用量流型調控劑的流變性。隨著流型調控劑加量的增加，動切力隨之增大，初切和終切升高，塑性黏度升高，當流型調控劑加量在6％～10％時，堵漏漿表現出合理的流變性（表1）。
表1 流型調控劑加量對性能的影響
2.2.3 納米固結劑研究
2.2.3.1 納米固結劑作用機理
正電黏結劑和流型調控劑的加入可使堵漏基漿具有一定的堵漏效果，但承壓能力低，當壓力波動時易產生整體運移。因此，本研究在堵漏基漿中加入了另一種化學添加劑——納米固結劑。納米固結劑的組分粒度為納米級別，因此無需較大壓力，便可輕易進入漏層。納米固結劑含有部分活性組分和陽離子基團，活性組分在催化劑的作用下，誘發發生催化交聯反應，在短時間內由流動態變為具有較高抗壓能力的固態，生成水不溶性的固體物；另外，含有的陽離子基團，能與地層黏土礦物反應，改變地層礦物性質，形成具有較好強度的 「封隔牆」［6］。該納米固結劑表面採用膠膜或有機蠟作保護膜，以噴塗、冷凝或溶塗等方式，將其加工成封包微粒使用，只有在井下溫度條件下，一定時間後，其封包膜才溶解或熔化，與堵漏劑中的活性物、高價金屬離子等起反應形成膠狀物和沉澱物，以達到及時有效封堵漏層的目的。
2.2.3.2 納米固結劑加量優選
為研究納米固結劑對堵漏漿性能的影響，本文研究了堵漏基漿流變性與納米固結劑加量的關系。利用中壓濾失儀，在0.8MPa條件下，10min後測定在堵漏基漿中加入不同量固結劑後濾失量及泥餅的狀態。隨著納米固結劑加量的增加，堵漏基漿承壓後形成的濾餅增厚，同時濾失量增大，當納米固結劑的加量由1％提高至5％時，針入度由0.6mm降低到0.1mm，濾餅強度明顯改善（表2）。從實驗結果分析，當固結劑的加量在5％～7％之間時，在此加量范圍，堵漏漿的密度、濾失量和針入度都處於合理值范圍內。
表2 固結劑加量對堵漏基漿性能的影響
續表
2.3 新型化學固結堵漏技術性能評價
2.3.1 封堵率評價
實驗採用均質液體穩定滲流水測滲透率的方法測定岩心封堵前後的滲透率。按照模擬條件要求，在徑向流模型上以恆定速度注水，在模型出口端記錄流體的液量以及模型兩端的壓差，用平面徑向流公式求地層滲透率。計算公式如下：
油氣成藏理論與勘探開發技術（五）
式中：K為模擬岩心的滲透率，10－3μm2；Q為在壓差ΔP下通過砂柱的流量，cm3/s；A為砂柱截面積，cm2；μ為通過砂柱的流體黏度，mPa·s；△P為流體通過砂柱前後的壓力差，Pa；L為砂柱長度，cm。
室內分別使用橋接堵漏漿和化學固結堵漏漿對模擬岩心進行封堵，測定封堵前後模擬岩心的滲透率。實驗數據顯示：注入化學固結堵漏漿後岩心滲透率下降明顯，基本為零，封堵率為100％，而橋接堵漏漿封堵率為80％（表3）。分析可知，化學固結堵漏漿含有納米級的粒度組分，因此在化學固結堵漏漿替入初期，泵壓逐漸上升，當注入一定量化學固結堵漏漿後，壓力開始快速上升，表明堵劑在開始階段首先進入大孔道，並在大孔道中快速沉積，當封堵大孔道完成後再進入小孔道封堵，導致壓力快速升高，而橋接堵漏漿進入岩石孔隙後，只能封堵大孔道，對於小孔道未能實施封堵，導致封堵率不高。
表3 橋接堵漏漿和化學固結堵漏漿封堵率
註：橋接堵漏漿：井漿＋10％核桃殼（細）＋10％雲母（細）＋5％棉籽殼。
2.3.2 承壓能力評價
實驗採用DLM堵漏裝置，分別測定堵漏漿對1～5mm寬人造裂縫的承壓能力（表4），對於不同寬度的裂縫性模擬地層，常溫條件及180℃高溫條件下，化學固結堵漏漿固結後的承壓均大於20MPa，完全滿足現場承壓堵漏施工的要求。圖2和圖3是在180℃高溫條件下堵漏漿分別對1mm和5mm寬人造裂縫的封堵曲線，通過實驗可以看出，隨著時間的延長，承壓能力呈線性增加。
表4 堵漏配方及封堵效果
圖2 5mm裂縫封堵曲線
圖3 1 mm裂縫封堵曲線
2.3.3 與鑽井液相容性評價
在堵漏施工過程中，可能會發生鑽井液與堵漏漿竄槽的現象，因此為保證堵漏漿的封堵效果，所選用的堵漏漿需要與鑽井液體系具備較好的配伍性，實驗研究了4種體系：（(1)聚合物體系；(2)聚磺體系；(3)甲酸鉀體系；(4)KCl體系）對堵漏漿性能的影響（表5）。
表5 鑽井液對堵漏漿性能的影響
實驗結果表明，堵漏漿中加入不同的鑽井液體系，混合體系的黏度、切力和流動阻力稍有升高，但是均在可控范圍內，說明新型化學固結堵漏漿與不同鑽井液體系均具有較好的配伍性，利於現場堵漏施工操作。
3 現場應用
新型化學固結堵漏技術在塔河油田現場應用了9口井（TH12355、TP243X、S115 －4、TH12311、順西2井、中121、TP321X、TP253X、TH12324），一次堵漏成功率在90％以上。
以二疊系最長的順西2井為例：順西2井套管鞋處（3705m）地破壓力當量密度為1.50g/cm3。在二疊系火成岩井段（3709～4025m）鑽進時，分別在3810m、3951m處發生井漏，進行過橋塞堵漏，鑽穿火成岩地層後，分別進行了橋塞承壓、低密度水泥承壓以及雷特超強堵漏劑承壓，地層承壓能力達到1.42g/cm3。
二疊系火成岩以下地層鑽進共發生6次井漏，其中4402m、4686m兩次井漏是在處理井下垮塌提密度時發生的，密度分別由1.20g/cm3、1.26g/cm3提至1.25g/cm3、1.28g/cm3；其中4628m、4793m、4922m、5008m四次是在鑽進中發生的井漏，4628m進行了隨鑽封堵、井漏消失，4793m進行了一次橋塞堵漏、解除了井漏，4922m進行了一次橋塞堵漏效果較差但可循環不漏恢復鑽進，4966m井漏搶鑽至5008m，進行了長達16d的承壓堵漏，帶堵漏漿承壓能力為1.54g/cm3，篩除後承壓能力為1.51g/cm3左右。
通過分析可知，順西2井堵漏施工難點包括：
1）裂縫性地層漏失，橋堵材料架橋難度大，顆粒直徑較大時，難以進入漏層，造成近井壁處閉門現象；顆粒直徑較小時，難以在漏層內停留。
2）二疊系漏失壓差較大，達16～17MPa，對堵漏材料的抗壓強度有較高的要求。
3）二疊系井段較長，達316m（3709 ～4025m），發育開口直徑大小不同的裂縫，化學堵漏漿很容易沿著漏失通道較大的地方漏失，而漏失通道較小的地方堵漏材料很難進入，或僅少量進入，難以達到一次封堵和承壓成功。火成岩裂縫為縱向裂縫，裂縫發育。二疊系火成岩共取心一回次，岩心長2.33m，縱向裂縫長度為1.45m。
4）地層破碎，容易井塌造成漏層重新裸露，堵漏材料必須進入地層一定深度。
5）漏失壓差較大，封堵的漏層必須達到零滲透率，防止壓差卡鑽和卡套管事故。
針對上述難點，採用新型化學固結堵漏漿對其進行封堵：
1）注化學固結漿24.3m3，替鑽井液30m3 。
2）起鑽至3000m，循環30min，開始憋擠作業，逐步提高壓力，最高立壓達到16.9MPa，共擠入鑽井液14.84m3。之後關井候凝，緩慢泄壓，泄壓完畢，返吐鑽井液1.12m3。之後開始起鑽。
3）試壓，最高立壓8.5MPa，停泵8MPa，穩壓30min，壓降1.3MPa，累計擠入泥漿0.84m3。泄壓完，返吐鑽井液0.56m3，掃塞至4025m，循環、起鑽至3676m，開始對整個火成岩段進行試壓驗漏，關井憋擠，最高立壓8.5MPa，停泵8.2MPa，穩壓30min，壓降1MPa，累計擠入泥漿0.84m3，之後開始泄壓，泄壓完畢，共返吐鑽井液0.56m3。劃眼處理鑽井液，准備全裸眼驗漏。
4）下鑽通井劃眼，劃眼至5340m，開始循環處理鑽井液，循環處理完鑽井液後，起鑽至3689m，關井試壓，最高立壓7.3MPa，停泵6.9MPa，穩壓30min，壓降0.8MPa，泄壓完畢，起鑽，換鑽具下鑽劃眼分段循環處理鑽井液，滿足下步施工要求。
4 結論
1）室內模擬實驗顯示化學固結堵漏漿在岩心中封堵率達到100％。
2）分別評價了新型化學固結堵漏漿在常溫及180℃高溫下，對1～5mm寬人造裂縫的承壓能力，對於不同寬度的裂縫性模擬地層，化學固結堵漏漿固結後的承壓均大於20 MPa 。
3）新型化學固結堵漏漿與不同的鑽井液體系均具有良好的配伍性。
4）新型化學固結堵漏技術在塔河油田現場應用了9口井，一次堵漏成功率在90％以上。
參考文獻
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