吳 艷 王在明 徐 吉 沈園園 李云峰

（中國(guó)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(diǎn)，且油氣藏產(chǎn)出中氣油比達(dá)1 309～3 675 m3／t，產(chǎn)出氣體中含H2S和CO2，安全密度窗口小于0.03 g／cm3，鉆、完井過(guò)程中涌漏頻繁，由此帶來(lái)的井控風(fēng)險(xiǎn)、鉆井液漏失損失及鉆完井周期降幅難突破等問(wèn)題顯著［1-2］。欠平衡及控壓鉆井技術(shù)通過(guò)合理的壓力控制可有效解決鉆井中漏噴問(wèn)題，但針對(duì)起下鉆及完井作業(yè)油氣上竄問(wèn)題無(wú)法完全解決［3］。因此，油氣封隔技術(shù)的提出成為決定深層窄密度窗口油氣藏安全鉆完井的關(guān)鍵。

高溫流體段塞技術(shù)為新興油氣封隔技術(shù)，是指將化學(xué)流體注入井筒，在溫度激發(fā)下實(shí)現(xiàn)由液態(tài)流體轉(zhuǎn)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(shí)現(xiàn)不帶壓、安全作業(yè)，同時(shí)有效保護(hù)儲(chǔ)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(jí)交聯(lián)劑等組成，在聚合物充分溶脹時(shí)加入熱穩(wěn)定劑、緩釋酸，在即將泵入井筒時(shí)加入雙級(jí)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(guò)40 000 mPa·s的高黏流體段塞附著于井筒內(nèi)壁，依靠其足夠的強(qiáng)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(duì)4種不同分子量的磺酸鹽共聚物對(duì)成膠強(qiáng)度、成膠時(shí)間的影響進(jìn)行考察。實(shí)驗(yàn)配置液中雙級(jí)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(shí)驗(yàn)過(guò)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(shè)定溫度為150℃，采用目測(cè)成膠代碼法（表1），以強(qiáng)度級(jí)別達(dá)到G級(jí)的時(shí)間作為流體段塞成膠時(shí)間，采用突破真空度法測(cè)試膠體強(qiáng)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(shí)驗(yàn)結(jié)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(qiáng)度上升越快，成膠時(shí)間越短成膠強(qiáng)度越大。綜合性能和成本等因素優(yōu)選出了成膠時(shí)間適中、強(qiáng)度高的JH-108磺酸鹽共聚物。

1.2 交聯(lián)劑

通過(guò)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(jīng)液氮冷凍處理后的掃描電鏡微觀結(jié)構(gòu)，發(fā)現(xiàn)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(wú)強(qiáng)度，流動(dòng)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(wǎng)狀結(jié)構(gòu)發(fā)育不成熟，表現(xiàn)為黏度適中；高溫成膠后分子間的締合作用變強(qiáng)，形成的微觀網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)更為致密，層層疊疊的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)為膠體的氣密封性提供了保障，形成強(qiáng)度較大的膠體［9］。

表1 目測(cè)成膠代碼法強(qiáng)度描述表

圖1 磺酸鹽共聚物分子量與成膠時(shí)間及成膠強(qiáng)度的關(guān)系圖

1.3 熱穩(wěn)定劑

磺酸鹽共聚物化學(xué)鍵能大、熱穩(wěn)定性好，高溫下長(zhǎng)時(shí)間老化亦不會(huì)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(tuán)變小，力學(xué)性能下降，承壓能力變?nèi)?。因此，在配方中引入了抗高溫?zé)岱€(wěn)定劑來(lái)緩解熱氧降解，延長(zhǎng)段塞強(qiáng)度在高溫下的穩(wěn)定期。實(shí)驗(yàn)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(qiáng)度更大。

1.4 緩釋酸

研究發(fā)現(xiàn)，高溫流體段塞配方的pH值為4～6時(shí)成膠時(shí)間可調(diào)節(jié)至2.5～4.0 h且成膠強(qiáng)度較大。pH值過(guò)大會(huì)破壞主劑聚合物分子鏈?zhǔn)苟稳麖?qiáng)度降低及黏彈性變差，pH值過(guò)小則成膠時(shí)間過(guò)短不利于現(xiàn)場(chǎng)安全施工。通過(guò)向配方中加入緩釋酸，可成功達(dá)到調(diào)整pH值、延長(zhǎng)成膠時(shí)間、保證膠體強(qiáng)度的目的，同時(shí)避免了強(qiáng)酸加入不均勻?qū)酆衔锓肿渔湹钠茐模奖悻F(xiàn)場(chǎng)配液加料［10］。

1.5 配方配比

根據(jù)高溫流體段塞主體配方及添加劑設(shè)計(jì)思路，確定了配方組成，應(yīng)用正交實(shí)驗(yàn)法考察了各組成濃度對(duì)段塞成膠時(shí)間和強(qiáng)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(jí)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(guān)鍵性能評(píng)價(jià)

2.1 抗溫性

應(yīng)用M7500高溫高壓流變儀，通過(guò)M7500daq軟件設(shè)計(jì)，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(dāng)?shù)谖宕伍_鉆潛山段油氣顯示好時(shí)會(huì)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(shè)計(jì)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(guò)程中無(wú)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(dá)56 000 mPa·s且繼續(xù)上升，170℃下老化90 h黏度達(dá)50 114 mPa·s且持續(xù)下降，說(shuō)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(qiáng)度下降的趨勢(shì)表明其在該溫度下無(wú)法長(zhǎng)時(shí)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(shù)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(shù)值模擬求取承壓能力

圖3是高溫流體段塞承壓突破數(shù)值模擬示意圖，在圖3的基礎(chǔ)上加載來(lái)模擬段塞承壓能力。圖3中?159 mm井眼內(nèi)的段塞總長(zhǎng)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(jié)果如圖4所示：剪切力大小沿井眼軸線方向呈軸對(duì)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(duì)稱分布，沿徑向越來(lái)越小，軸線上的膠體位移最大，井壁附近位移最??；任意時(shí)間膠體的剪切力云圖和膠體位移云圖分布趨勢(shì)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(shí)段塞剪切力和位移云圖時(shí)間關(guān)系圖

隨著時(shí)間的推移，段塞上下表面中心點(diǎn)位移變大。當(dāng)井斜角為0°時(shí)，段塞上下表面中心點(diǎn)位移隨時(shí)間的關(guān)系如圖5所示，1 s以前，上下表面中心點(diǎn)位移呈拋物線增加，底面中心點(diǎn)位移增速快于頂面中心點(diǎn)，兩者在約1 s時(shí)相交，當(dāng)頂面中心點(diǎn)位移等于或超過(guò)底面中心點(diǎn)位移時(shí)，表明段塞已整體上移或已被破壞，即視為段塞被突破，該點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力即為段塞承載力，此時(shí)段塞承受的壓力約為0.066 MPa／m。通過(guò)此方法，獲得井斜角0°、30°、45°和60°時(shí)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(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中除考慮溫度因素外，應(yīng)盡量選擇合適井斜段為段塞施工井段。

2）承壓測(cè)試裝置驗(yàn)證承壓能力

為準(zhǔn)確地對(duì)流體段塞承壓能力定位，室內(nèi)特制了3種規(guī)格的承壓測(cè)試裝置，其規(guī)格大小分別為：內(nèi)徑224 mm（長(zhǎng)90 cm）、內(nèi)徑159.4 mm（長(zhǎng)80 cm）、內(nèi)徑127 mm（長(zhǎng)100 cm）。該裝置主要由承壓筒、角度轉(zhuǎn)換支架組成，可模擬0～90°范圍內(nèi)任意井斜下3種不同管柱尺寸的膠體承壓能力。根據(jù)多組測(cè)試數(shù)據(jù)平均計(jì)算，高溫流體段塞承壓不低于0.03 MPa／m，驗(yàn)證了數(shù)值模擬對(duì)承壓能力的求取結(jié)果。按照潛山油氣侵入抗壓強(qiáng)度的需求，考慮注入過(guò)程中損失量，一般注入約300 m膠液即可實(shí)現(xiàn)封隔油氣承壓所需。

圖5 井斜角0°時(shí)頂?shù)酌媪黧w段塞位移時(shí)間關(guān)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(zhuǎn)邊水力沖射完成破膠并循環(huán)至井口，化學(xué)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(nèi)的低黏液體。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

南堡2號(hào)構(gòu)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(dá)18.5 MPa，完鉆時(shí)仍在大量漏失，氣體上竄嚴(yán)重，壓井困難，起下鉆和回接7 in尾管施工風(fēng)險(xiǎn)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(shí)間共計(jì)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(hào)構(gòu)造某作業(yè)井，在起出試采管柱和落井連續(xù)油管過(guò)程中發(fā)生井漏，漏速為3～4 m3／h，同時(shí)井口有H2S逸出，無(wú)法安全起管。現(xiàn)場(chǎng)計(jì)劃封堵射孔段，但常規(guī)暫堵劑無(wú)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(jié)論

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

2）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)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(shí)現(xiàn)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(yīng)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(cè)，采用數(shù)值模擬法對(duì)段塞承壓能力進(jìn)行測(cè)試，特別研制了不同尺寸承壓測(cè)試裝置驗(yàn)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(guó)內(nèi)同類型產(chǎn)品的室內(nèi)評(píng)價(jià)提供參考。