高溫流體段塞油氣封隔技術的研究與應用

吳 艷 王在明 徐 吉 沈園園 李云峰

（中國石油冀東油田鉆采工藝研究院，河北 唐山 063000）

0 引言

南堡凹陷深層油氣藏，尤其是潛山油氣藏，具有井溫高（170～210℃）、發(fā)育高角度裂縫（縫寬幾微米到幾十微米不等）等特點，且油氣藏產出中氣油比達1 309～3 675 m3／t，產出氣體中含H2S和CO2，安全密度窗口小于0.03 g／cm3，鉆、完井過程中涌漏頻繁，由此帶來的井控風險、鉆井液漏失損失及鉆完井周期降幅難突破等問題顯著［1-2］。欠平衡及控壓鉆井技術通過合理的壓力控制可有效解決鉆井中漏噴問題，但針對起下鉆及完井作業(yè)油氣上竄問題無法完全解決［3］。因此，油氣封隔技術的提出成為決定深層窄密度窗口油氣藏安全鉆完井的關鍵。

高溫流體段塞技術為新興油氣封隔技術，是指將化學流體注入井筒，在溫度激發(fā)下實現由液態(tài)流體轉變?yōu)楦唣棸牍腆w狀膠體段塞，利用此段塞的高彈及能承受一定壓差的特性密封井筒油氣，阻隔油氣上竄，確保段塞上部井段實現不帶壓、安全作業(yè)，同時有效保護儲層［4-6］。

1 高溫流體段塞配方

高溫流體段塞配方由磺酸鹽共聚物、雙級交聯(lián)劑等組成，在聚合物充分溶脹時加入熱穩(wěn)定劑、緩釋酸，在即將泵入井筒時加入雙級交聯(lián)劑。這樣能保證低溫（0～40℃）下膠液黏度適中（1 000～3 000 mPa·s），易泵入且能清掃井壁；膠液注入井筒后，在100℃以上溫度激發(fā)下形成超過40 000 mPa·s的高黏流體段塞附著于井筒內壁，依靠其足夠的強度封隔油氣。

1.1 磺酸鹽共聚物

首先選用抗溫性優(yōu)良的磺酸鹽共聚物，并對4種不同分子量的磺酸鹽共聚物對成膠強度、成膠時間的影響進行考察。實驗配置液中雙級交聯(lián)劑濃度為1 000 mg／L、熱穩(wěn)定劑加量為200 mg／L、緩蝕酸濃度為100 mg／L，磺酸鹽共聚物濃度固定為 1 600 mg／L（分子量大小依次為JH-103＜JH-105＜JH-107＜JH-108）。實驗過程為將配置膠液裝入100 mL老化罐，并放置在OFI高溫滾子爐中，設定溫度為150℃，采用目測成膠代碼法（表1），以強度級別達到G級的時間作為流體段塞成膠時間，采用突破真空度法測試膠體強度，2 h后首次查看成膠情況，之后每0.5 h查看一次［7-8］。

實驗結果如圖1所示，在相同條件下，磺酸鹽共聚物分子量越大膠體強度上升越快，成膠時間越短成膠強度越大。綜合性能和成本等因素優(yōu)選出了成膠時間適中、強度高的JH-108磺酸鹽共聚物。

1.2 交聯(lián)劑

通過觀察磺酸鹽共聚物溶液、低溫弱成膠膠液及高溫成膠后的膠體經液氮冷凍處理后的掃描電鏡微觀結構，發(fā)現未添加交聯(lián)劑的共聚物溶液中可明顯觀察到聚合物分子骨架形態(tài)，而骨架之間支鏈的連接非常脆弱，溶液幾乎無強度，流動性明顯；低溫弱成膠形成的膠液，其分子間有一定程度的連接，但整體較為稀疏，網狀結構發(fā)育不成熟，表現為黏度適中；高溫成膠后分子間的締合作用變強，形成的微觀網絡結構更為致密，層層疊疊的網狀結構為膠體的氣密封性提供了保障，形成強度較大的膠體［9］。

表1 目測成膠代碼法強度描述表

圖1 磺酸鹽共聚物分子量與成膠時間及成膠強度的關系圖

1.3 熱穩(wěn)定劑

磺酸鹽共聚物化學鍵能大、熱穩(wěn)定性好，高溫下長時間老化亦不會降解，但在高溫且有氧的環(huán)境中易發(fā)生熱氧降解，分子鏈斷裂造成交聯(lián)聚合物分子鏈線團變小，力學性能下降，承壓能力變弱。因此，在配方中引入了抗高溫熱穩(wěn)定劑來緩解熱氧降解，延長段塞強度在高溫下的穩(wěn)定期。實驗證明在150℃下老化36 h后，加熱穩(wěn)定劑的配方較未加熱穩(wěn)定劑的配方吐舌較短，強度更大。

1.4 緩釋酸

研究發(fā)現，高溫流體段塞配方的pH值為4～6時成膠時間可調節(jié)至2.5～4.0 h且成膠強度較大。pH值過大會破壞主劑聚合物分子鏈使段塞強度降低及黏彈性變差，pH值過小則成膠時間過短不利于現場安全施工。通過向配方中加入緩釋酸，可成功達到調整pH值、延長成膠時間、保證膠體強度的目的，同時避免了強酸加入不均勻對聚合物分子鏈的破壞，方便現場配液加料［10］。

1.5 配方配比

根據高溫流體段塞主體配方及添加劑設計思路，確定了配方組成，應用正交實驗法考察了各組成濃度對段塞成膠時間和強度的影響，從而得出最優(yōu)配方：0.1%～0.3%磺酸鹽共聚物+0.05%～0.3%雙級交聯(lián)劑+0.01%～0.2%熱穩(wěn)定劑+0.1%～0.4%緩蝕酸。

2 高溫流體段塞關鍵性能評價

2.1 抗溫性

應用M7500高溫高壓流變儀，通過M7500daq軟件設計，模擬地層升溫、地層壓力變化及在鉆柱剪切環(huán)境中高溫流體段塞黏度變化，以此判斷段塞抗溫能力及耐溫穩(wěn)定性。

南堡潛山井第四次開鉆?215.9 mm井眼平均深度5 071 m、垂深4 000 m，起下鉆一趟需36 h，當第五次開鉆潛山段油氣顯示好時會考慮回接上層7 in尾管，則回接尾管作業(yè)需72 h。高溫流體段塞施工井段一般設計在7 in尾管底部，施工段井溫為120～150℃。為確保起下鉆、回接7in尾管作業(yè)過程中無氣體上竄，下部152.4 mm井眼處穩(wěn)定壓力系統(tǒng)不漏失，高溫流體段塞必須有抗溫150℃和72 h性能穩(wěn)定的能力。

如圖2所示，段塞150℃下老化72 h后黏度達56 000 mPa·s且繼續(xù)上升，170℃下老化90 h黏度達50 114 mPa·s且持續(xù)下降，說明段塞在150℃下熱穩(wěn)定性優(yōu)良；在170℃下有一定抗溫能力，但強度下降的趨勢表明其在該溫度下無法長時間發(fā)揮封隔油氣的作用。

圖2 段塞黏度變化圖

2.2 承壓能力

膠液注入井筒后黏度迅速增加，形成段塞以封閉井筒下端高壓油氣，因此段塞的承壓能力直接影響作業(yè)安全及后續(xù)施工。以南堡潛山壓力系數1.03、欠平衡鉆井液密度0.92 g／cm3為例，其高溫流體段塞必須具備4 MPa的承壓能力［11］。

1）數值模擬求取承壓能力

圖3是高溫流體段塞承壓突破數值模擬示意圖，在圖3的基礎上加載來模擬段塞承壓能力。圖3中?159 mm井眼內的段塞總長為0.5 m，注入膠液密度和黏度分別為1.08 g／cm3和55 000 mPa·s。模擬結果如圖4所示：剪切力大小沿井眼軸線方向呈軸對稱分布，越靠近井眼軸線剪切力越小，越靠近井壁剪切力越大；位移沿軸線同樣呈軸對稱分布，沿徑向越來越小，軸線上的膠體位移最大，井壁附近位移最?。蝗我鈺r間膠體的剪切力云圖和膠體位移云圖分布趨勢相同，但大小不同。

圖3 垂直井眼段塞承壓模擬示意圖

圖4 1 s時段塞剪切力和位移云圖時間關系圖

隨著時間的推移，段塞上下表面中心點位移變大。當井斜角為0°時，段塞上下表面中心點位移隨時間的關系如圖5所示，1 s以前，上下表面中心點位移呈拋物線增加，底面中心點位移增速快于頂面中心點，兩者在約1 s時相交，當頂面中心點位移等于或超過底面中心點位移時，表明段塞已整體上移或已被破壞，即視為段塞被突破，該點對應的壓力即為段塞承載力，此時段塞承受的壓力約為0.066 MPa／m。通過此方法，獲得井斜角0°、30°、45°和60°時段塞的承壓分別為0.066 MPa／m、0.042 MPa／m、0.034 MPa／m、0.04 MPa／m，并從中得出啟示：現場施工過程中除考慮溫度因素外，應盡量選擇合適井斜段為段塞施工井段。

2）承壓測試裝置驗證承壓能力

為準確地對流體段塞承壓能力定位，室內特制了3種規(guī)格的承壓測試裝置，其規(guī)格大小分別為：內徑224 mm（長90 cm）、內徑159.4 mm（長80 cm）、內徑127 mm（長100 cm）。該裝置主要由承壓筒、角度轉換支架組成，可模擬0～90°范圍內任意井斜下3種不同管柱尺寸的膠體承壓能力。根據多組測試數據平均計算，高溫流體段塞承壓不低于0.03 MPa／m，驗證了數值模擬對承壓能力的求取結果。按照潛山油氣侵入抗壓強度的需求，考慮注入過程中損失量，一般注入約300 m膠液即可實現封隔油氣承壓所需。

圖5 井斜角0°時頂底面流體段塞位移時間關系圖

2.3 破膠方式

高溫流體段塞可采用鉆頭切削沖蝕或泵注破膠劑方式破膠。切削破膠即為邊加鉆壓旋轉邊水力沖射完成破膠并循環(huán)至井口，化學破膠則是在段塞段按一定比例分段注入破膠液，約1～2 h后，即破膠形成10 mPa·s以內的低黏液體。

3 現場應用效果

南堡2號構造某潛山井，目的層段采用?152.4 mm井眼欠平衡鉆井，漏失鉆井液1 158 m3，井口套壓最高達18.5 MPa，完鉆時仍在大量漏失，氣體上竄嚴重，壓井困難，起下鉆和回接7 in尾管施工風險大。在7 in尾管底部（井溫約150℃）注入300 m高溫流體段塞成膠，順利完成起鉆—下鉆7 in套管回接筒—起鉆—回接套管—固井等多套工序，施工時間共計13天，期間未發(fā)生漏失和溢流，后下探并成功探得段塞頂面，利用鉆頭切削沖蝕成功破膠［10］。

南堡3號構造某作業(yè)井，在起出試采管柱和落井連續(xù)油管過程中發(fā)生井漏，漏速為3～4 m3／h，同時井口有H2S逸出，無法安全起管?，F場計劃封堵射孔段，但常規(guī)暫堵劑無法滿足抗溫需求（油藏溫度為159～170℃），遂打入高溫流體段塞至射孔井段后成功封堵地層，抑制井漏，阻斷了油氣上竄，給打撈作業(yè)施工井控安全提供了保障，也拓展了高溫流體段塞的用途。

4 結論

1）研制出抗溫150℃、承壓0.03 MPa／m的流體段塞，實現低溫下黏度適中、易泵入且可清掃井壁，高溫下黏度超過40 000 mPa·s且能封隔高壓油氣、防止油氣上竄。

2）現場試驗中，高溫流體段塞注入井筒后，可有效封隔井筒、防止油氣上竄，實現不帶壓起下鉆；直接注入地層后，能成功封堵地層，抑制井漏，阻斷油氣上竄，保證井下作業(yè)安全。

3）創(chuàng)新應用M7500高溫高壓流變儀完成高溫流體段塞抗溫性在線監(jiān)測，采用數值模擬法對段塞承壓能力進行測試，特別研制了不同尺寸承壓測試裝置驗證段塞承壓能力，充分證明了高溫流體段塞的抗溫及承壓能力滿足深層高溫、高氣油比地層需要，為國內同類型產品的室內評價提供參考。