『壹』 新型化学固结承压堵漏技术研究与应用
张凤英1，2 刘四海1 刘金华1 陈曾伟1
（1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；
2.中国石油大学（北京），北京 102249）
摘 要 常用承压堵漏技术在应用过程中主要面临堵漏材料不抗高温、承压能力不足和易发生二次漏失等问题。针对这些问题，通过分析承压堵漏机理，认为堵漏浆应包含密封和支撑裂缝两方面功能，以同时具有封堵性能和机械强度，从而阻止诱导裂缝延伸、提高裂缝重启压力，阻隔液柱压力向裂缝尖端传导。基于此，室内研发了抗温180℃、承压大于20MPa的新型化学固结堵漏技术。该技术可用于大裂缝、溶洞以及多个漏失层位并存且地层骨架强度低的漏失层堵漏，在塔河油田9口井进行了现场应用，一次堵漏成功率90％以上。
关键词 承压堵漏 化学固结 裂缝尖端 堵漏机理
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
深井或复杂井的同一裸眼井段内往往同时存在多个压力系统，安全密度窗口较窄，在存在多套压力层系的井段钻进时［1］，若低压力层段或者裂缝发育等缺陷地层的堵漏效果不明显或达不到高压地层的承压要求，就会出现又喷又涌的复杂情况，而提高地层承压能力的先期堵漏技术是扩展安全密度窗口的重要技术。在多压力层段钻进时，一定要保证漏失层段的堵漏效果，使全井段承压能力能够满足钻开高压层段的要求。常规承压堵漏技术往往存在不抗高温、承压能力不足和易发生二次漏失等问题，难以达到承压堵漏的目的。因此，探讨提高地层承压能力的机理、方法和技术对于提高钻井速度，减少因井漏带来的经济损失具有重大的意义。本文针对如何提高低压地层承压能力这一问题，从承压堵漏机理分析出发，研发出了抗180℃高温的新型化学固结堵漏技术，该技术能够快速封堵漏失层，有效提高地层的承压能力。
1 提高地层承压能力机理分析
地层承压能力，是评价堵漏效果的重要标准。为了钻进下部高压地层及防止因起下钻等产生的波动压力把地层再次压漏，需要尽量提高地层承压能力，以阻止裂缝的扩展及延伸。根据断裂力学理论，井周有效切向应力反映了裂缝重新开启的难易程度，井周有效切向应力越大，裂缝张开所需的力越大，地层可承受的井筒液柱压力越高，再次发生漏失的可能性越小。相同条件下，封堵位置及缝内压力是影响井周有效切向应力的两个关键因素。封堵位置与封堵材料粒径的大小同裂缝宽度的匹配程度相关，缝内压力与地层的渗透性及堵漏剂的封堵效果有关。井漏发生时，压力首先从井筒经过堵漏剂进入裂缝内部，然后传向地层深部，地层渗透性越好，缝内压力耗散速度越快，缝内压力越低［2］；同时，形成致密封堵层可以阻止井筒压力向裂缝内部传播，因此封堵效果越好，缝内压力越低；另外通过实验验证可知，在裂缝开口处封堵，井周有效切向应力提高最大，且堵漏后裂缝稳定，应力强度因子为负，故堵漏浆应具备能顺利进入漏层、立即在漏层中停滞、形成封堵墙的强度高且渗透率接近于零的特性，这是提高地层承压能力和堵漏成功率的有效措施［3］。
2 新型化学固结堵漏技术研究
2.1 新型化学固结堵漏技术堵漏机理
研发了一种新型化学固结堵漏技术，主要由正电黏结剂、流型调控剂、纳米固结剂3部分组成。组分所含的纳米颗粒具有较大的表面能和极小的颗粒半径，易进入漏层，通过氢键作用或化学反应迅速在裂缝开口处形成一层隔离膜，该隔离膜属刚柔相济的封堵材料，可随着裂缝宽度的改变而改变自身形状，持续起到阻止压力传递的作用，同时，所含的正电材料能够与带负电荷的粘土矿物产生正负电荷的吸引作用，快速结合，在漏失裂缝的端面形成化学吸附滞留层，增大流动阻力，甚至失去流动性，从而扩大堵漏浆的波及面积，降低堵漏浆的扩散运移，有利于封堵的稳定性［4］。另外，所建立的封堵隔离带，具有较高的抗压强度，能有效降低压力传递的速率，提高井周切向应力，减小裂缝尖端应力强度因子，在最短的时间内将裂缝堵死、堵牢，阻止裂缝延伸、扩展，提高井壁岩石抵抗产生新裂缝的能力，从而提高井壁的承压能力。
2.2 新型化学固结堵漏技术主剂研究
2.2.1 正电黏结剂研究
2.2.1.1 正电黏结剂作用机理
正电黏结剂指分散粒子带正电荷的胶体。本文所选用的正电黏结剂是在Zeta电位为＋29mV的Ba－Al－Si正电材料粒子表面覆盖一层非离子聚合物，形成Zeta电位为＋28mV的有机－无机复合正电性化学黏结剂，这种化学黏结剂在改变温度、压力和配方时，对粒子的电性能并不产生大的影响，但对地层矿物却具有极强的电性吸附和离子反应能力，可与地层表面带负电的页岩形成复合体，当失水发生时便有较多的正电堵漏黏结剂黏贴在岩石表面，将表面上的无机阳离子排斥走，同时在岩石表面形成一层具有正电位的势能层，这种势能层可阻止钻井液与地层的阳离子交换，从而起到黏结、滞留化学堵漏浆的作用。这种带正电的势能层在新钻开的地层表面上瞬间完成，随着堵漏施工的进行，堵漏浆与地层表面不断形成保护膜，使地层表面与堵漏浆快速形成整体。
2.2.1.2 正电黏结剂加量优选
为研究正电性黏结剂对堵漏浆性能的影响，本文研究了堵漏基浆静切力与正电性黏结剂加量的关系。实验结果显示：随体系中粒子浓度的增加，流变学性能逐渐提高，当浓度足够大时，混合体系发生胶凝，静切力升高。当黏结剂加量为6％时，堵漏基浆的静切力达到35Pa，已初步显示胶凝状态，当加量达到10％时，静切力不再增大，体系完全胶凝，当正电粘结剂的用量在6％～8％之间时，堵漏浆表现出理想的流变性能（图1）。
图1 堵漏基浆流变学性能随着正电性黏结剂加量的变化
2.2.2 流型调控剂研究
2.2.2.1 流型调控剂作用机理
理想堵漏浆的流动状态为柱状流，但由于流体特性及漏失层孔道的变化，全部达到柱状流难度很大，能够控制到层流流动，即可提高堵漏浆的滞留能力。为确保堵漏浆的层流状态，需添加流型调控剂控制流动状态。通过调整流型调控剂的加量，可有效控制堵漏浆的胶凝时间和结构强度。流型调控剂主要由聚合物、分散剂和有机交联剂组成，具有弱凝胶的特性。其特性在于：在搅拌或流动时体系的交联率较低，不会因过度交联使之失去流动性，当停止流动后，体系的交联速度加快，快速成胶，失去流动性，形成假固状物，这种假固状物有利于堵漏浆在漏失层空间的滞流、充填和封堵［5］。
2.2.2.2 流型调控剂加量优选
为研究流型调控剂对堵漏浆性能的影响，本文研究了在不同流型调控剂加量下堵漏基浆流变性能的变化情况。室温条件下，实验测定了添加不同用量流型调控剂的流变性。随着流型调控剂加量的增加，动切力随之增大，初切和终切升高，塑性黏度升高，当流型调控剂加量在6％～10％时，堵漏浆表现出合理的流变性（表1）。
表1 流型调控剂加量对性能的影响
2.2.3 纳米固结剂研究
2.2.3.1 纳米固结剂作用机理
正电黏结剂和流型调控剂的加入可使堵漏基浆具有一定的堵漏效果，但承压能力低，当压力波动时易产生整体运移。因此，本研究在堵漏基浆中加入了另一种化学添加剂——纳米固结剂。纳米固结剂的组分粒度为纳米级别，因此无需较大压力，便可轻易进入漏层。纳米固结剂含有部分活性组分和阳离子基团，活性组分在催化剂的作用下，诱发发生催化交联反应，在短时间内由流动态变为具有较高抗压能力的固态，生成水不溶性的固体物；另外，含有的阳离子基团，能与地层黏土矿物反应，改变地层矿物性质，形成具有较好强度的 “封隔墙”［6］。该纳米固结剂表面采用胶膜或有机蜡作保护膜，以喷涂、冷凝或溶涂等方式，将其加工成封包微粒使用，只有在井下温度条件下，一定时间后，其封包膜才溶解或熔化，与堵漏剂中的活性物、高价金属离子等起反应形成胶状物和沉淀物，以达到及时有效封堵漏层的目的。
2.2.3.2 纳米固结剂加量优选
为研究纳米固结剂对堵漏浆性能的影响，本文研究了堵漏基浆流变性与纳米固结剂加量的关系。利用中压滤失仪，在0.8MPa条件下，10min后测定在堵漏基浆中加入不同量固结剂后滤失量及泥饼的状态。随着纳米固结剂加量的增加，堵漏基浆承压后形成的滤饼增厚，同时滤失量增大，当纳米固结剂的加量由1％提高至5％时，针入度由0.6mm降低到0.1mm，滤饼强度明显改善（表2）。从实验结果分析，当固结剂的加量在5％～7％之间时，在此加量范围，堵漏浆的密度、滤失量和针入度都处于合理值范围内。
表2 固结剂加量对堵漏基浆性能的影响
续表
2.3 新型化学固结堵漏技术性能评价
2.3.1 封堵率评价
实验采用均质液体稳定渗流水测渗透率的方法测定岩心封堵前后的渗透率。按照模拟条件要求，在径向流模型上以恒定速度注水，在模型出口端记录流体的液量以及模型两端的压差，用平面径向流公式求地层渗透率。计算公式如下：
油气成藏理论与勘探开发技术（五）
式中：K为模拟岩心的渗透率，10－3μm2；Q为在压差ΔP下通过砂柱的流量，cm3/s；A为砂柱截面积，cm2；μ为通过砂柱的流体黏度，mPa·s；△P为流体通过砂柱前后的压力差，Pa；L为砂柱长度，cm。
室内分别使用桥接堵漏浆和化学固结堵漏浆对模拟岩心进行封堵，测定封堵前后模拟岩心的渗透率。实验数据显示：注入化学固结堵漏浆后岩心渗透率下降明显，基本为零，封堵率为100％，而桥接堵漏浆封堵率为80％（表3）。分析可知，化学固结堵漏浆含有纳米级的粒度组分，因此在化学固结堵漏浆替入初期，泵压逐渐上升，当注入一定量化学固结堵漏浆后，压力开始快速上升，表明堵剂在开始阶段首先进入大孔道，并在大孔道中快速沉积，当封堵大孔道完成后再进入小孔道封堵，导致压力快速升高，而桥接堵漏浆进入岩石孔隙后，只能封堵大孔道，对于小孔道未能实施封堵，导致封堵率不高。
表3 桥接堵漏浆和化学固结堵漏浆封堵率
注：桥接堵漏浆：井浆＋10％核桃壳（细）＋10％云母（细）＋5％棉籽壳。
2.3.2 承压能力评价
实验采用DLM堵漏装置，分别测定堵漏浆对1～5mm宽人造裂缝的承压能力（表4），对于不同宽度的裂缝性模拟地层，常温条件及180℃高温条件下，化学固结堵漏浆固结后的承压均大于20MPa，完全满足现场承压堵漏施工的要求。图2和图3是在180℃高温条件下堵漏浆分别对1mm和5mm宽人造裂缝的封堵曲线，通过实验可以看出，随着时间的延长，承压能力呈线性增加。
表4 堵漏配方及封堵效果
图2 5mm裂缝封堵曲线
图3 1 mm裂缝封堵曲线
2.3.3 与钻井液相容性评价
在堵漏施工过程中，可能会发生钻井液与堵漏浆窜槽的现象，因此为保证堵漏浆的封堵效果，所选用的堵漏浆需要与钻井液体系具备较好的配伍性，实验研究了4种体系：（(1)聚合物体系；(2)聚磺体系；(3)甲酸钾体系；(4)KCl体系）对堵漏浆性能的影响（表5）。
表5 钻井液对堵漏浆性能的影响
实验结果表明，堵漏浆中加入不同的钻井液体系，混合体系的黏度、切力和流动阻力稍有升高，但是均在可控范围内，说明新型化学固结堵漏浆与不同钻井液体系均具有较好的配伍性，利于现场堵漏施工操作。
3 现场应用
新型化学固结堵漏技术在塔河油田现场应用了9口井（TH12355、TP243X、S115 －4、TH12311、顺西2井、中121、TP321X、TP253X、TH12324），一次堵漏成功率在90％以上。
以二叠系最长的顺西2井为例：顺西2井套管鞋处（3705m）地破压力当量密度为1.50g/cm3。在二叠系火成岩井段（3709～4025m）钻进时，分别在3810m、3951m处发生井漏，进行过桥塞堵漏，钻穿火成岩地层后，分别进行了桥塞承压、低密度水泥承压以及雷特超强堵漏剂承压，地层承压能力达到1.42g/cm3。
二叠系火成岩以下地层钻进共发生6次井漏，其中4402m、4686m两次井漏是在处理井下垮塌提密度时发生的，密度分别由1.20g/cm3、1.26g/cm3提至1.25g/cm3、1.28g/cm3；其中4628m、4793m、4922m、5008m四次是在钻进中发生的井漏，4628m进行了随钻封堵、井漏消失，4793m进行了一次桥塞堵漏、解除了井漏，4922m进行了一次桥塞堵漏效果较差但可循环不漏恢复钻进，4966m井漏抢钻至5008m，进行了长达16d的承压堵漏，带堵漏浆承压能力为1.54g/cm3，筛除后承压能力为1.51g/cm3左右。
通过分析可知，顺西2井堵漏施工难点包括：
1）裂缝性地层漏失，桥堵材料架桥难度大，颗粒直径较大时，难以进入漏层，造成近井壁处闭门现象；颗粒直径较小时，难以在漏层内停留。
2）二叠系漏失压差较大，达16～17MPa，对堵漏材料的抗压强度有较高的要求。
3）二叠系井段较长，达316m（3709 ～4025m），发育开口直径大小不同的裂缝，化学堵漏浆很容易沿着漏失通道较大的地方漏失，而漏失通道较小的地方堵漏材料很难进入，或仅少量进入，难以达到一次封堵和承压成功。火成岩裂缝为纵向裂缝，裂缝发育。二叠系火成岩共取心一回次，岩心长2.33m，纵向裂缝长度为1.45m。
4）地层破碎，容易井塌造成漏层重新裸露，堵漏材料必须进入地层一定深度。
5）漏失压差较大，封堵的漏层必须达到零渗透率，防止压差卡钻和卡套管事故。
针对上述难点，采用新型化学固结堵漏浆对其进行封堵：
1）注化学固结浆24.3m3，替钻井液30m3 。
2）起钻至3000m，循环30min，开始憋挤作业，逐步提高压力，最高立压达到16.9MPa，共挤入钻井液14.84m3。之后关井候凝，缓慢泄压，泄压完毕，返吐钻井液1.12m3。之后开始起钻。
3）试压，最高立压8.5MPa，停泵8MPa，稳压30min，压降1.3MPa，累计挤入泥浆0.84m3。泄压完，返吐钻井液0.56m3，扫塞至4025m，循环、起钻至3676m，开始对整个火成岩段进行试压验漏，关井憋挤，最高立压8.5MPa，停泵8.2MPa，稳压30min，压降1MPa，累计挤入泥浆0.84m3，之后开始泄压，泄压完毕，共返吐钻井液0.56m3。划眼处理钻井液，准备全裸眼验漏。
4）下钻通井划眼，划眼至5340m，开始循环处理钻井液，循环处理完钻井液后，起钻至3689m，关井试压，最高立压7.3MPa，停泵6.9MPa，稳压30min，压降0.8MPa，泄压完毕，起钻，换钻具下钻划眼分段循环处理钻井液，满足下步施工要求。
4 结论
1）室内模拟实验显示化学固结堵漏浆在岩心中封堵率达到100％。
2）分别评价了新型化学固结堵漏浆在常温及180℃高温下，对1～5mm宽人造裂缝的承压能力，对于不同宽度的裂缝性模拟地层，化学固结堵漏浆固结后的承压均大于20 MPa 。
3）新型化学固结堵漏浆与不同的钻井液体系均具有良好的配伍性。
4）新型化学固结堵漏技术在塔河油田现场应用了9口井，一次堵漏成功率在90％以上。
参考文献
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