柴 龍，林永學(xué),金軍斌，韓子軒

(中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

隨著油氣開(kāi)發(fā)技術(shù)的不斷發(fā)展，深部油氣資源成為新的開(kāi)發(fā)熱點(diǎn)，但在鉆井完井施工過(guò)程中，鉆進(jìn)含天然氣儲(chǔ)層時(shí)常會(huì)發(fā)生氣侵現(xiàn)象，特別是由氣液置換導(dǎo)致的氣侵問(wèn)題較難處理，如處理不當(dāng)易發(fā)生溢流和井噴等井下故障[1]。塔河油田順南及順北區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育，儲(chǔ)層溫度最高達(dá)200 ℃，多口井在鉆進(jìn)一間房組儲(chǔ)層時(shí)發(fā)生嚴(yán)重的氣侵現(xiàn)象，氣竄速度最高達(dá)295 m/h，現(xiàn)場(chǎng)嘗試采取提高鉆井液密度和井底打稠漿塞等措施來(lái)降低氣竄速度，但效果均不明顯，且存在井漏污染儲(chǔ)層的風(fēng)險(xiǎn)，氣竄速度過(guò)快問(wèn)題嚴(yán)重影響了井控安全和鉆井效率。為了在欠平衡鉆井過(guò)程中減緩井筒中的油氣上竄速度，采取凍膠閥[2_4]或高含量膨潤(rùn)土漿[5]泵入井底等措施進(jìn)行氣體阻滯，取得一定效果，但凍膠閥存在抗溫能力小于150 ℃、施工后需要破膠和膨潤(rùn)土漿易造成井漿黏土污染等問(wèn)題。筆者在分析高溫高壓井筒內(nèi)油氣上移規(guī)律和氣滯影響因素的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出抗高溫氣滯塞關(guān)鍵處理劑，構(gòu)建了抗溫達(dá)200 ℃的氣滯塞，研究了配套施工工藝，形成了高溫高壓井氣滯塞防氣竄技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)多口井應(yīng)用后顯著降低了氣竄速度，延長(zhǎng)了安全作業(yè)時(shí)間，提高了鉆井完井效率。

1 氣滯能力影響因素分析

為了降低氣竄速度，研究采用氣滯塞防竄技術(shù)，并分析了影響氣滯能力的主要因素，以此作為關(guān)鍵處理劑優(yōu)選和性能評(píng)價(jià)的理論依據(jù)。郭艷利等人[6]研究了單個(gè)氣泡在井筒內(nèi)的上升規(guī)律，分析了流體黏度、密度和氣泡大小等因素對(duì)氣泡上移速度的影響。O.L.A.Santos等人[7_11]通過(guò)試驗(yàn)驗(yàn)證了影響直井氣竄速度的主要因素除了氣泡大小外，還包括井斜角和流變性等因素。筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，主要分析井內(nèi)流體密度、表面張力和凝膠強(qiáng)度等因素對(duì)氣竄速度的影響。

1.1 井內(nèi)流體密度

井內(nèi)流體一般為鉆井完井液，而氣體則以天然氣為主，主要成分為甲烷。天然氣在井底高溫高壓條件下處于超臨界狀態(tài)[12]，密度雖然接近于液態(tài)，但仍遠(yuǎn)低于常用鉆井液密度，由于兩者之間存在密度差，天然氣不斷上升且體積不斷增大，密度進(jìn)一步降低，進(jìn)而上竄速度不斷增加[13]。

模擬順南地區(qū)井下條件(地溫梯度為2.8 ℃/100m，液態(tài)天然氣密度為0.42 g/cm3)，利用理想狀態(tài)方程計(jì)算了地面狀態(tài)下單位體積(1L)天然氣在不同鉆井液密度和井深下所受浮力，結(jié)果見(jiàn)圖1。從圖1可以看出，隨著井深增加，天然氣受到溫度和壓力的雙重影響，體積處于不斷壓縮的狀態(tài)，所受浮力不斷減小，直至其體積不能被繼續(xù)壓縮、達(dá)到液態(tài)密度時(shí)，所受浮力則保持不變。天然氣達(dá)到液態(tài)密度前在2種密度鉆井液中所受到的浮力大小相同；天然氣達(dá)到液態(tài)密度后，其浮力隨鉆井液密度升高而增大。

圖1 地面狀態(tài)下1L天然氣在不同密度鉆井液和井深下的浮力Fig.1 Buoyances under various density drilling fluids and well depths of 1L methane at surface status

1.2 表面張力

為了了解表面張力對(duì)氣體上竄速度的影響，測(cè)試了中空低密度小球在不同表面張力的十二烷基苯磺酸鈉溶液中的上移速度，結(jié)果如圖2所示。從圖2可以看出，在相同條件下，氣泡上升最終速度隨著溶液的表面張力增大而增大。這是因?yàn)?，氣泡在上升過(guò)程中前端表面活性劑濃度不斷稀釋、尾端濃度不斷積累，導(dǎo)致氣泡表面產(chǎn)生表面活性劑濃度梯度及表面張力梯度[6]。溶液濃度越小，表面張力越大，氣泡表面的濃度梯度和表面張力梯度越小，導(dǎo)致阻力減小，最終使氣泡上升速度增大。

圖2 表面張力對(duì)低密度小球上移速度的影響Fig.2 The influence of surface tension on the upward velocity of low density ball

1.3 流變性

氣竄影響因素相關(guān)研究中，通常認(rèn)為表觀黏度是主要影響因素之一。為了分析流體流變性對(duì)中空微珠上移速度的影響，測(cè)試了密度0.40 g/cm3、半徑為0.5 mm的中空微珠在密度均為1.01 g/cm3、黏度不同的3種流體中的上移速度，結(jié)果見(jiàn)表1。從表1可以看出，與表觀黏度相比，流體的凝膠強(qiáng)度是影響中空微珠上移速度的主要因素。

表1 不同黏度流體中低密度小球上移速度測(cè)試Table 1 The upward velocity of low density ball in various low density fluids

2 氣滯塞設(shè)計(jì)與性能評(píng)價(jià)

2.1 氣滯塞設(shè)計(jì)

2.1.1 抗高溫流性調(diào)節(jié)劑優(yōu)選

在優(yōu)選流性調(diào)節(jié)劑之前，為了抑制灰?guī)r儲(chǔ)層中泥巖的水化膨脹，保護(hù)儲(chǔ)層，加入了4.0%KCl。國(guó)內(nèi)外常用的流性調(diào)節(jié)劑一般為黃原膠，但其抗溫能力最高為120 ℃左右，無(wú)法滿(mǎn)足順南地區(qū)奧陶系儲(chǔ)層200 ℃的高溫要求。為此，將抗溫能力較好的3種流性調(diào)節(jié)劑HEC、HE300和SMRM配制成4.0%溶液，在200 ℃下老化16 h，然后在50 ℃下進(jìn)行流變性測(cè)試，結(jié)果如表2所示。從表2可以看出，羥乙基纖維素HEC和聚合物HE300在200 ℃下老化16 h后塑性黏度大幅降低，動(dòng)塑比較低，基本失去提切效果；SMRM老化后動(dòng)塑力進(jìn)一步提高，達(dá)到6，具有較好的抗高溫提切作用。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)氣竄情況，調(diào)整SMRM加量為4.0%～8.0%。

表2 抗高溫流性調(diào)節(jié)劑評(píng)價(jià)Table 2 Evaluation on a high temperature resistant rheology modifier

2.1.2 抗高溫表面張力調(diào)節(jié)劑優(yōu)選

考慮氣滯塞應(yīng)用區(qū)域地層溫度高，表面張力調(diào)節(jié)劑需耐溫達(dá)200 ℃。將季銨鹽陽(yáng)離子表面活性劑DC-551、十二烷基硫酸鈉SDS、有機(jī)硅表面活性劑Si-SM和氟碳類(lèi)表面張力調(diào)節(jié)劑SMSM等抗高溫高表面活性處理劑加入到基漿(4.0%KCl+4.0%SMRM)中，測(cè)試其經(jīng)200 ℃高溫老化前后的表面張力，結(jié)果見(jiàn)表3。從表3可以看出，加入SMSM的基漿經(jīng)過(guò)高溫老化后仍具有較低的表面張力，表現(xiàn)出較好的抗溫性能。

表3不同表面張力調(diào)節(jié)劑老化前后的性能

Table3Performancesevaluationonthepre/postageingofvarioussurfacetensionmodifiers

配方表面張力/(mN·m-1)老化前老化后4.0%KCl+4.0%SMRM+0.1%SDS31.545.64.0%KCl+4.0%SMRM+0.1%Si-SM15.642.34.0%KCl+4.0%SMRM+0.1%DC-55121.323.74.0%KCl+4.0%SMRM+0.1%SMSM17.419.1

2.1.3 抗高溫增黏降濾失劑優(yōu)選

為進(jìn)一步提高氣滯塞的氣滯能力并降低濾失量，強(qiáng)化其在應(yīng)用井段特別是泥巖段的井壁穩(wěn)定性，需優(yōu)選與流性調(diào)節(jié)劑配伍性較好的抗高溫增黏降濾失劑。在4.0%KCl+4.0%SMRM的基漿中分別加入4種降濾失劑，在溫度200 ℃下老化16 h，然后在50 ℃下測(cè)試評(píng)價(jià)其增黏降濾失性能，結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可以看出，高溫老化后的ST-180基本失去增黏降濾失作用;而加入Dristemp、DriscalD和SMPFL的漿體濾失量為10～14 mL，且黏度增加明顯，同時(shí)綜合考慮材料性?xún)r(jià)比和易用性，選擇SMPFL作為氣滯塞用增黏降濾失劑。SMPFL是由含磺酸基的烯基單體和丙烯酰胺、丙烯酸共聚而成的耐溫抗鹽聚合物[14]。

表4 抗高溫增黏降濾失劑優(yōu)選Table 4 Optimization on high temperature resistant and viscosity enhancer/filtrate reducer

對(duì)優(yōu)選出的抗高溫流性調(diào)節(jié)劑SMRM、表面張力調(diào)節(jié)劑SMSM、抗高溫降濾失劑SMPFL和抗高溫纖維SMASF等氣滯塞關(guān)鍵處理劑進(jìn)行優(yōu)化配伍，最終形成抗溫200 ℃、高溫凝膠強(qiáng)度大于30 Pa和低表面張力的氣滯塞,其配方為：8.0%SMRM+2.0%SMPFL+1.0%SMASF+0.3%SMSM+4.0%KCl+0.3%NaOH+加重材料。

2.2 氣滯塞性能評(píng)價(jià)

2.2.1 常規(guī)性能

根據(jù)氣滯能力影響因素分析，氣滯塞在溫度200 ℃下老化16 h后，待溫度降至50 ℃測(cè)試其凝膠強(qiáng)度和表面張力,結(jié)果見(jiàn)表5。從表5可以看出，高溫老化后氣滯塞凝膠強(qiáng)度由36 Pa升至70 Pa，表面張力稍有降低，但仍維持在22 mN/m以?xún)?nèi)，說(shuō)明氣滯塞具有較好的抗高溫氣滯能力。

2.2.2 高溫高壓流變性

由于大部分流體在常溫和高溫下的流變性差別較大，因此，測(cè)試聚磺稠塞高溫老化前后的流變性、表觀黏度和凝膠強(qiáng)度，結(jié)果見(jiàn)表6。由表6可以看出，與表5中氣滯塞老化前后的性能相比，老化前聚磺稠塞黏度較高，但經(jīng)過(guò)200 ℃高溫老化后其黏度和凝膠強(qiáng)度均大幅降低，不利于控制井筒內(nèi)氣體上竄。

表5 抗高溫氣滯塞性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 5 Performance evaluation of high temperature resistant gas-block plug

表6 聚磺稠塞高溫老化前后的流變性Table 6 Pre/post-high temperature ageing rheology of polysulfide viscous plug

采用Anton Paar高溫高壓流變儀測(cè)試聚磺稠塞和氣滯塞在溫度60～190 ℃下凝膠強(qiáng)度的變化情況，結(jié)果如圖3所示。

圖3 氣滯塞與聚磺稠塞不同溫度下的凝膠強(qiáng)度Fig.3 Gel strength comparison of gas-block plug and polysulfide viscous plug at different temperature

從圖3可以看出，聚磺稠塞在190 ℃下的凝膠強(qiáng)度在2 Pa左右，表明其在高溫下基本失去了氣滯能力；氣滯塞凝膠強(qiáng)度隨著溫度升高由30 Pa增至55 Pa，氣滯效果得到進(jìn)一步增強(qiáng)。

2.2.3 與井漿的配伍性

氣滯塞施工過(guò)程中不可避免會(huì)與井漿產(chǎn)生少量混漿，因此將混合漿在200 ℃下老化16 h后測(cè)試其性能，結(jié)果見(jiàn)表7。從表7可以看出，氣滯塞混入比例由10%增加至50%后，對(duì)順南A井現(xiàn)場(chǎng)聚磺井漿性能影響較小，表明氣滯塞與聚磺井漿具有較好的配伍性。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

塔河油田外圍區(qū)塊5口井氣侵嚴(yán)重，為此應(yīng)用了抗高溫氣滯塞防氣竄技術(shù)，分別配合起鉆、測(cè)井、取心和下油管等進(jìn)行施工，井底溫度最高達(dá)164 ℃，最長(zhǎng)靜止時(shí)間122 h，循環(huán)排后效顯示氣滯塞在長(zhǎng)期高溫環(huán)境下具有優(yōu)良的油氣阻滯效果，氣竄速度降低率大于75%(見(jiàn)表8)，保障了高溫高壓復(fù)雜油氣井的安全鉆井施工。下面以順北B井為例介紹抗高溫氣滯塞防氣竄技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況。

表7 氣滯塞與順南A井井漿配伍性試驗(yàn)結(jié)果Table 7 Compatibility between the gas-block plug and the drilling fluid in Well Shunnan A

順北B井是部署在順托果勒低隆北緣的一口評(píng)價(jià)井，三開(kāi)套管下深7 376.00 m，四開(kāi)鉆進(jìn)一間房組油氣層后因全烴值較高，鉆井液密度由1.25 g/cm3逐步提高至1.50 g/cm3。取心前短起下測(cè)后效，顯示氣竄速度高達(dá)300 m/h，無(wú)法滿(mǎn)足安全施工需要，為此，應(yīng)用氣滯塞技術(shù)配合進(jìn)行連續(xù)取心作業(yè)，施工要求及過(guò)程如下：

表8氣滯塞在塔河油田施工效果統(tǒng)計(jì)

Table8Statisticsontheapplicationeffectofagas-blockplugintheTaheOilfield

井號(hào)井底溫度/℃氣竄速度(m?h-1)應(yīng)用前應(yīng)用后氣竄速度降低率,%順北A164681577.9順北B1563002591.7順北C1521231488.6塔河A1211561987.8躍進(jìn)A15680494.7

1) 氣滯塞配漿罐要求為容積25～30 m3的獨(dú)立鉆井液罐，配套鉆井液泵和加料泵管線(xiàn)，其管線(xiàn)閥門(mén)操作正常，與其他鉆井液罐之間不竄不漏，配制氣滯塞前所有設(shè)備清洗干凈，使用井場(chǎng)水配制。

2) 所配制氣滯塞的密度與井筒內(nèi)鉆井液密度保持一致，防止泵入過(guò)程中與井漿產(chǎn)生混漿，影響氣滯性能。

3) 使用加料漏斗依次加入氣滯塞各處理劑，加入順序?yàn)镵Cl、SMRM、SMPFL、SMASF、SMSM和NaOH，攪拌均勻后加入加重材料繼續(xù)攪拌2～3 h，氣滯塞密度調(diào)節(jié)至1.50 g/cm3。

4) 起鉆至井深6 984.00 m時(shí)，泵入12 m3氣滯塞后替入井漿起鉆，氣滯塞封隔井段為6 347.00～6 984.00 m。

5) 起鉆更換取心筒，下鉆至井深7 778.33 m時(shí)開(kāi)泵循環(huán)排后效，靜止時(shí)間48.83 h，井底溫度156 ℃，氣滯塞返出時(shí)振動(dòng)篩篩面跑漿，隨后全烴值開(kāi)始上升，全烴值達(dá)73%時(shí)關(guān)井節(jié)流循環(huán)，后效持續(xù)時(shí)間148 min，計(jì)算氣竄速度為25 m/h，氣竄速度降低率91.7%。

4 結(jié)論與建議

1) 氣體與鉆井液之間的密度差是造成井筒內(nèi)氣體滑脫上竄的主要原因，流體的凝膠強(qiáng)度和表面張力是阻滯氣體上竄的主要因素。

2) 抗高溫氣滯塞抗溫達(dá)200 ℃、表面張力低于22 mN/m、高溫下凝膠強(qiáng)度大于30 Pa，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用顯示其可降低氣竄速度75%以上，提高了施工效率和安全性。

3) 目前尚未進(jìn)行高溫高壓環(huán)境氣滯能力的相關(guān)研究工作，建議后續(xù)研發(fā)相關(guān)配套實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)設(shè)備，在油氣上移規(guī)律及影響因素等方面開(kāi)展更深入的研究。