盧培華 孟祥娟 李 瑋 張愛良

（1.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油塔里木油田分公司質(zhì)量檢測中心，新疆 庫爾勒 841000；3.中國石油塔里木油田分公司天然氣事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000）

0 引言

為了控水穩(wěn)油，油田套損化學修復(fù)的潛力值得發(fā)掘。為了更好地解決油水井套損、水層封堵、封竄堵漏等方面的問題，提高油田水驅(qū)動用儲量和采收率，減少井下作業(yè)勞動強度，降低油水井生產(chǎn)作業(yè)成本，提高油氣開發(fā)經(jīng)濟效益，重點針對套管破損、穿孔、竄槽漏失等問題，開發(fā)研制低成本、低傷害、高強度、微膨脹的化學堵封堵技術(shù)。近年來，油田采取了一些控水技術(shù)措施，加大了開發(fā)力度，但是一些套漏套變套損的井，施工難度大，常規(guī)的水泥漿封竄、封堵，由于其固化體收縮效應(yīng)，出現(xiàn)堵而不死，再次套損井竄漏現(xiàn)象，水泥漿封堵／年，在精確定位套損部位后，擇優(yōu)選取擠水泥下封隔器、下脹管補貼等措施補漏，對已發(fā)生套損井實施了補漏，部分井恢復(fù)了生產(chǎn)。

針對中國石油塔里木油田公司套損現(xiàn)狀和分布規(guī)律，制定多學科協(xié)作的套損井綜合“防”“診作業(yè)容易出現(xiàn)閃凝、聚凝，造成復(fù)雜的“灌香腸“插旗桿”等井下事故，嚴重地影響了油田化學封堵［1技術(shù)的發(fā)展。因此，開展套損井耐溫抗鹽化學堵劑”］研究是必要的?！爸巍睂Σ?，對于已發(fā)生套損的井，采取井下作業(yè)坐封打壓、工程測井、靜溫梯度法3 種技術(shù)綜合找漏。找漏結(jié)果統(tǒng)計表明，1998-2010 年，已有100 余口油水井發(fā)生套損，套損總體發(fā)生速率為14～16 井次

1 實驗部分

1.1 原料

1）化學堵劑。耐溫抗鹽套損井化學堵漏劑LTTD，西南石油大學生產(chǎn)。LTTD 堵劑是由支撐劑、膨脹型活性填充劑（亞納米材料）、活性微晶增強劑（亞納米材料）、超細微晶聚合物、增韌劑、水硬性膠凝材料及其他輔助材料經(jīng)過顆粒級配后精細加工復(fù)合而成的灰褐色粉末狀物質(zhì)，其密度為3.15～3.2 g／cm3，可配制1.30～1.60 g／cm3密度的漿體。

2）G 級油井水泥。由四川嘉華水泥廠生產(chǎn)，系高抗油井水泥。

3）鹽水。塔里木油區(qū)現(xiàn)場鈣質(zhì)地層水，礦化度25×104mg／L。

1.2 實驗儀器

WO5-9905 瓦倫攪拌劑，沈陽航空工業(yè)大學生產(chǎn)；巖心流動實驗儀，西南石油大學生產(chǎn)；KZY-30 電動抗折儀，沈陽天平儀器廠生產(chǎn)；CSS-2005電子萬能壓力試驗機，長春緊密儀器廠生產(chǎn)；XCJ-40 沖擊試驗機，河北承德材料實驗機廠生產(chǎn)；ZNN-D6 黏度計，青島海信儀器廠生產(chǎn)；JHPZ-Ⅱ型高溫高壓智能膨脹測試儀，荊州創(chuàng)聯(lián)石油科技儀器廠生產(chǎn)。

1.3 實驗方法

1）制漿。堵劑按水灰比0.833直接清水配制；G級水泥按水灰比0.44，參照GB10238-1998配漿。

2）封堵強度測定［2］。取外徑?25 mm×2 mm×80 mm的鋼管，置于巖心流動實驗儀中，底部有醫(yī)用紗布作襯底，將5 g石英砂（20目）和一定水灰比的堵劑溶液倒入鋼管中，按巖心流動實驗儀操作程序，在10 MPa壓力條件下，用清水進行堵劑動態(tài)濾失1～2次，在實驗溫度下養(yǎng)護48 h成實驗?zāi)K，在排量為5 mL／min條件下進行清水頂驅(qū)，當出口第一滴水流出時的壓力為封堵強度。

3）稠化時間測定［3］。堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，按照GB／T19139-2003 規(guī)定方法進行試驗。

4）膨脹率測定［4］。堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，參照JHPZ-Ⅱ型高溫高壓智能膨脹測試儀操作規(guī)程進行測定。

5）堵漿的工程性能測試。按APIAPEC.10 標準測定流變性。

2 實驗結(jié)果及分析研究

2.1 堵劑的抗溫性能

堵劑按0.833 水灰比，參照“封堵強度實驗方法”進行實驗，不同溫度養(yǎng)護48 h 后進行測定，結(jié)果見圖1。

圖1 堵劑抗溫性能

堵劑封堵隨不同溫度下的走勢呈向上的趨勢，但在溫度超過110 ℃時，其走勢趨向水平線，沒有多大變化。說明在溫度超過110 ℃時，堵劑的結(jié)構(gòu)強度趨于穩(wěn)定，堵劑具有抗溫性能。

2.2 堵劑的抗鹽性能

選擇不同礦化度的鹽水進行配制和養(yǎng)護，室內(nèi)選擇了4 種不同礦化度的鹽水：Ca2+=250 000 mg／L，Mg2+=15 000 mg／L，Cl-=120 000 mg／L，總礦化度=270 000 mg／L，養(yǎng)護48 h 后進行測定，結(jié)果見圖2。

圖2 堵劑的抗鹽性能

無論單獨無機鹽或復(fù)合鹽，其礦化度不同的地層水對堵劑的封堵強度幾乎沒有影響，即堵劑有很好的抗鹽能力。堵劑中的抗鹽材料，能夠克服各種礦化度的鹽類入侵，表現(xiàn)出良好的抗鹽特性，也能抑制塔里木油田高鹽的侵蝕。

2.3 堵劑的膨脹性能

堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，按照“JHPZ-Ⅱ型智能膨脹儀操作規(guī)程”進行實驗。結(jié)果表明：①通過96 h實驗，堵劑隨著時間延長，其膨脹率相應(yīng)增加；②堵劑膨脹率在6%左右，屬于微膨體系。由于堵劑中有超細的活性充填材料，在水化的同時，能吸水膨脹，密實堵劑固化體的微觀孔洞，表現(xiàn)出很好的微膨脹特性。

2.4 堵劑的流變性能

堵劑按不同的水灰比配制成漿體，參照“堵劑工程性能測試方法”進行實驗，結(jié)果見表1。

從表1 可知：①堵劑在各種水灰比情況下，表現(xiàn)出很好的流變性能，隨著水灰比的灰量加大，屈服值YP 也隨之增加，即堵劑溶液的懸浮能力加大，不會產(chǎn)生顆粒沉淀，達到了安全施工的目的；②隨著堵劑水灰比的加大，其表觀黏度也增加，但通過控制堵劑的水灰比，現(xiàn)場應(yīng)用時就不會影響水泥車的可泵性，有利于現(xiàn)場施工。

表1 堵劑的常規(guī)流變性能測定（95℃）

2.5 堵劑的稠化實驗和污染實驗

1）堵劑的稠化實驗。實驗條件：150 ℃（溫度）× 70 min（升溫時間）× 45 MPa（壓力）× 1.58 g／cm3（堵漿密度），參照“堵劑稠化實驗方法”進行實驗。測試結(jié)果：取堵劑和外加劑稠化時間為480 m／70 Bc。

堵劑通過添加外加劑，可以控制堵劑的稠化時間，以滿足現(xiàn)場施工的需要，確保施工安全。

2）堵劑的污染實驗。實驗條件：150℃（溫度）×70 min（升溫時間）×45 MPa（壓力），堵漏漿：無機鹽壓井液（1.13 g／cm3）=70%：30%，參照“堵劑稠化實驗方法”進行實驗。測試結(jié)果：386 min／61.5 Bc。

堵劑在使用油井水泥漿外加劑（緩凝劑、分散劑、消泡劑）后，可以任意調(diào)節(jié)堵漿的稠化時間，以滿足現(xiàn)場施工的需要。

2.6 堵劑高溫高鹽工況下的封堵強度

堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，在礦化度25×104mg／L、95 ℃和150 ℃條件下養(yǎng)護，參照“封堵強度實驗方法”操作進行，測定堵劑固化體在不同時期的封堵強度，測試結(jié)果見圖3。

圖3 堵劑在高溫高鹽工況下的封堵強度

從圖3 可知：①在95 ℃和150 ℃養(yǎng)護條件下，在養(yǎng)護時間分別到達120 d和30 d天時，封堵強度幾乎不變，說明堵劑固化體結(jié)構(gòu)趨于穩(wěn)定；②在95 ℃和150 ℃養(yǎng)護條件下，堵劑固化體封堵強度有增加的趨勢；③在150 ℃養(yǎng)護條件下的堵劑固化體封堵強度大于95 ℃養(yǎng)護條件下的堵劑固化體封堵強度。

由于堵劑中引用了長期耐久的機制，在高溫、高鹽的環(huán)境中，經(jīng)過長達半年之久的養(yǎng)護，其封堵強度沒有出現(xiàn)衰減現(xiàn)象，反而趨于穩(wěn)定，有很好的長期耐久封堵效果，大大提高了現(xiàn)場應(yīng)用的有效期。

2.7 堵劑的自愈合能力

參照“堵劑封堵強度實驗方法”制成模塊，在150 ℃、10 MPa、200 轉(zhuǎn)／min 實驗條件下，參照堵漏實驗評價儀操作規(guī)程，模塊動態(tài)養(yǎng)護72 h 后，用掃描電鏡（SEM）測定［5］。

圖4展示了鋼管內(nèi)動態(tài)養(yǎng)護條件下堵劑漿體內(nèi)部的顯微形貌。圖上看到的都是無定形的CSH 凝膠，相互間緊密地聯(lián)結(jié)在一起。

圖5 則是動態(tài)養(yǎng)護條件下堵劑鋼管—漿體界面處樣品的顯微結(jié)構(gòu)，界面處的漿體中散布著許多棒狀鈣礬石晶體。

圖6由圖5放大而得。由這兩圖可以很清楚地看到堵劑表面上結(jié)晶完好的棒狀的鈣礬石晶體。在鈣礬石晶體下方，可見部分無定形的水化產(chǎn)物已被溶蝕，露出新鮮表面。在這新鮮表面上，生成了大量纖維狀CSH 凝膠，屬于Diamond 定義的CSH（Ⅱ）型，是水化初期的產(chǎn)物。

圖7可以更明顯地看到界面處的表面層被部分溶蝕后新生成的纖維狀CSH（Ⅱ），在此同樣未能發(fā)現(xiàn)Ca（OH）2片狀晶體。

SEM 測試結(jié)果表明，組成化學堵劑的各種活性材料的協(xié)同作用，避免了在膠結(jié)界面形成過多的易被沖蝕溶解的水化產(chǎn)物，在堵劑固化體膠結(jié)界面能夠持續(xù)生成許多耐沖蝕的水化產(chǎn)物，具有很強的自愈合能力（圖7），消除了界面的有害過渡帶，使界面具有很強的抗高壓流體沖蝕的能力，從根本上提高了封堵質(zhì)量。

圖4 動態(tài)養(yǎng)護條件下堵劑內(nèi)部漿體的顯微結(jié)構(gòu)×2 000

圖5 動態(tài)養(yǎng)護條件下鋼管-堵劑界面處的漿體顯微結(jié)構(gòu)×2 000

圖6 表面層被溶蝕后露出的新鮮表面×5 000

圖7 堵劑-鋼管膠結(jié)界面微觀結(jié)構(gòu)（再愈合能力）×5 000

3 結(jié)論與認識

1）研制的塔里木油田套損井耐溫抗鹽化學堵劑LTTD，通過室內(nèi)研究評價，所有性能能滿足套損井修復(fù)的要求。

2）塔里木油田深井（超深井）井下溫度很高（150℃）、地層水主要以CaCl2水質(zhì)為主（礦化度24×104mg／L），研制的化學堵劑適應(yīng)這種地質(zhì)條件，并且在這些條件下的性能非常好，完全能適應(yīng)塔里木油田工況的需要。

3）以復(fù)合材料為特征的新型凝膠材料LTTD 堵劑，具有再愈合能力，應(yīng)該在界面的牢固接合方面具有更大的技術(shù)優(yōu)勢［6］。

總之，塔里木油田耐溫抗鹽化學堵劑的研究與評價，為油水（氣）井破損套管的修復(fù)提供了一個新的手段，也促進了油田化堵工藝技術(shù)的提高。

［1］Sabins，F(xiàn).L.，&Sutton，D.L.Interrelationship between critical cement properties and volume changes during cement setting［EB］.SPE Drilling Engineering，June 1991.

［2］Sykes，R.L.and Logan，J.L.New technique for control gas migration［EB］.SPE 16653，1988.

［3］Drecq，P.&Parcevaux，P.A.A single technique solves gas migration problems across a wide range condition［EB］.SPE 17629，1988.

［4］Morris，W.，Criado，A.et al.Design of high toughness cement for effective long lasting well isolations［EB］.SPE 81001，2003.

［5］楊振杰，李美格，郭建華，等.油井水泥與鋼管膠結(jié)截面處微觀結(jié)構(gòu)研究［J］.石油鉆采工藝，2002（4）：6-8.

［6］姚曉，吳葉成，黎學年.國內(nèi)外固井技術(shù)難點和新型水泥外加劑特性［J］.鉆井液與完井液，2005（2）：13-18.