渤海某油田絨囊暫堵流體修井工藝

王　珊　曹硯鋒　姜文卷　周定照　靳　勇　劉　堯

（1.中海油研究總院，北京　100028；2.中海油天津分公司遼東作業公司，天津　300452 3.中國石油大學，北京　102249）

渤海某油田絨囊暫堵流體修井工藝

王珊1曹硯鋒1姜文卷2周定照1靳勇1劉堯3

（1.中海油研究總院，北京100028；2.中海油天津分公司遼東作業公司，天津300452 3.中國石油大學，北京102249）

兩口井試用證明絨囊暫堵流體可以解決渤海某油田修井過程中漏失問題，但其性能和施工工藝需要進一步優化。實驗表明封堵深度0.1 m，無需擠入地層更多流體以形成更深封堵帶即可實現有效封堵；絨囊暫堵流體封堵能力與密度無關，塑性黏度20~30 mPa·s、動塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）即可封堵低壓漏失地層。絨囊暫堵流體封堵后用標準地層水試漏，承壓能力達25.64 MPa，表明無需全井循環即可實現漏失地層封堵。陸上S181井氣井全井筒段塞先導試驗成功后，在渤海某油田A井儲層段段塞封堵試用成功，表明絨囊暫堵流體在渤海某油田可以實施段塞封堵儲層修井。

修井；封堵；絨囊；海上油田

根據模糊封堵理論［1］（鄭力會等，2012），在泡沫的基礎上，開發出膜更強、層更密、長絨毛的絨囊暫堵流體，其性能與常規泡沫工作流體性能有很大不同，能夠較全面地封堵地下漏失通道并能夠承受較高液柱壓力［2］（鄭力會等，2010）。目前，絨囊暫堵流體的許多作用機理尚需要進一步研究，但已經較為廣泛地應用于油氣田的勘探開發諸多環節，并解決了一些生產實際問題［3］（鄭力會等，2010）。絨囊鉆井流體最早于2009年5月應用于磨溪氣田側鉆水平井防漏堵漏［4］（胡永東，2013），后因其良好的封堵能力和恢復產液能力，用于冀東油田修井［5］（李良川，2011）。實踐中還發現，絨囊暫堵流體可以提高地層承壓能力，因此奈曼油田用于固井前封堵漏失地層，提高漏失地層的固井質量［6］（Z. C. LI，2013）。目前，應用較多的是煤層氣鉆井，從?215 mm井眼水平井鉆井［7］（孫法佩等，2012）、大位移鉆井［8］（匡立新等，2012）、分支井鉆井［9］（孟尚志，2012）到U型水平井鉆井［10］（滑志超等，2014），使用煤層氣絨囊鉆井流體，基本解決了鉆進煤層時的漏失和坍塌問題。絨囊暫堵流體的用途不限于此，鄭力會等［11］（2014）提出原縫無損重復壓裂技術，并已經在現場成功應用［12］（李祥，2014），此外，還用于磷礦反井鉆井［13］（孫建榮，2014）及對衰竭儲層鉆完井作業的封堵［14］（鄭力會等，2012）。

絨囊暫堵流體于2011年在海上油田試驗3口井，其中C井和F井屬于渤海某油田，另一口為其他油田。試驗后，絨囊暫堵流體的封堵和恢復生產的效果引起諸多學者關注。鄭力會等［15］（2012）提出絨囊封堵與密度無關。張媛［16］（2014）認為絨囊有穩油控水作用，產液恢復規律區別于常規封堵材料，提出用產油趨勢法評價產液恢復。此外，許多應用者和研究者提出，在安全的前提下，根據不同油田、不同工藝以及不同作業目的，設計絨囊暫堵流體不同的性能、不同的用量，這樣可加快作業速度，降低成本。本文即是針對絨囊暫堵流體的用量、封堵方式等問題，開展了室內研究和現場試驗。

1　前期現場試驗回顧

C井井深2 128 m，射孔段157.5 m，最大井斜角為48.8°，儲層孔隙度為25%~35%。2001年8月投產。絨囊暫堵流體試驗前，先后使用地層水修井作業5次，漏失越來越嚴重，試用絨囊防漏堵漏。絨囊封堵流體試驗時，先以排量10 m3/h注入180 m3地層水試漏，失返。后配制絨囊暫堵流體49 m3，塑性黏度20 mPa·s，動切力14 Pa。從環空注入絨囊暫堵流體42 m3，再注地層水8 m3試漏，測試承壓能力，達到8.1 MPa后停止測試。

F井井深1 854 m，射孔段32.8 m，最大井斜角為42.8°，儲層孔隙度為25%~35%。2000年12月投產。應用絨囊暫堵流體前，先后使用地層水修井作業6次，漏失越來越嚴重，試用絨囊防漏堵漏。絨囊封堵流體試驗時，先配制絨囊暫堵流體50 m3，塑性黏度30 mPa·s，動切力33 Pa。從環空注入絨囊暫堵流體40 m3，再注入地層水8 m3，井口起壓。向環空內緩慢擠入地層水試承壓能力，14 MPa后停止注入。

C井和F井現場試驗表明，兩口井注入量不同，但都能達到封堵目的?，F場完成后，自然就有這樣疑問，絨囊暫堵流體的注入量能否再少些？

2　絨囊暫堵流體設計

2.1絨囊暫堵流體性能

王金鳳等利用室內PVT實驗數據建立多元回歸方程［17］（2012）及BP神經網絡模型［18］（2013）預測絨囊井下密度，均表明井下絨囊暫堵流體密度穩定，封堵與密度無關。鄭力會等［19］（2011）優選絨囊處理劑并優化性能，解釋絨囊良好的封堵效果源于其特殊的結構。兩口試驗井也表明，渤海某油田儲層壓力系數為0.8左右，絨囊暫堵流體密度在不低于儲層壓力系數的情況下，仍然能夠有效封堵漏失地層。因此，設計絨囊暫堵流體時，主要考慮其方便現場施工，即注入井筒時鉆井泵吸入容易，返出井筒時采油泵吸入容易即可。

F井絨囊暫堵流體塑性黏度、動塑比高于C井。兩口井流變參數均滿足以上鉆井泵和采油泵條件。因此，確定塑性黏度20~30 mPa·s，動塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）為目標值優化絨囊暫堵流體配方，經過30多組配方流變性優化，認為0.4%~0.6%囊核劑、0.6%~0.8%囊膜劑、0.8%~1.2%囊層劑和1.0%~1.5%絨毛劑配制成的海上絨囊暫堵流體滿足注入、返排要求。

2.2絨囊暫堵流體用量

室內利用帶有回壓模擬地層壓力的堵漏實驗裝置做堵漏實驗。設計實驗溫度80 ℃，回壓0.5 MPa，驅壓從0.5 MPa起，以1 MPa為步長，逐漸加壓至5.5 MPa無漏失，表明巖心在靜態下5 MPa壓差無漏失。30多組實驗中，巖心侵入深度大約在1~4 cm。渤海某油田絨囊暫堵流體巖心封堵實驗結果見圖1。

圖1　絨囊暫堵流體巖心封堵實驗結果（實際柱塞長度6.5 cm）

從圖1可以看出，絨囊暫堵流體靜態封堵巖心侵入最大深度約為4 cm，由此，考慮到地層復雜情況，可能會有大縫、大洞等情況，設計絨囊暫堵流體封堵地層平均深度0.1 m，可滿足作業需要。因此，絨囊暫堵流體總量為進入地層的絨囊暫堵流體與無法利用的絨囊暫堵流體之和。把封堵地層和井筒看成圓柱體，渤海某油田儲層孔隙度25%~35%，封堵地層深度為0.1 m，相當于每米產層需要0.022~ 0.031 m3絨囊暫堵流體即可實現封堵。

2.3絨囊暫堵流體施工工藝

室內配制塑性黏度22 mPa·s、動塑比1.0 Pa/ （mPa·s）的絨囊暫堵流體，封堵人造巖心（氣測滲透率3 000 mD）。先用標準地層水試漏，模擬清水壓井，壓力達到1.29 MPa時，出口端有流體流出；用絨囊暫堵流體封堵，模擬全井筒段塞，壓力上升到21.46MPa，出口端無流體流出。清除管線中的絨囊，再用標準地層水試漏，模擬儲層段段塞封堵，壓力上升到25.64 MPa時出口端無流體流出（圖2）。

圖2　絨囊暫堵流體承壓能力實驗

從圖2可以看出，絨囊暫堵流體具有較好的承壓能力。地層水漏失嚴重，而絨囊封堵進一步加壓和絨囊封堵后用地層水加壓，都能夠承受20 MPa以上的壓力，表明能夠滿足現場段塞封堵要求。段塞封堵有2種情況。一是絨囊暫堵流體充滿整個井眼，開始修井作業，稱為全井筒段塞。當然，鉆井作業時需要充滿整個井眼后，循環洗井，與此全井筒段塞不同，屬于鉆井隨鉆防漏堵漏［20］（王洪關，2014）。二是封堵井筒內部分地層，絨囊暫堵流體封堵地層后，上部井段使用常規壓井液充滿井筒，然后作業，稱為儲層段段塞。

（1） 全井筒段塞，指絨囊暫堵流體從環空或者管柱中注入井底，上返至井口見絨囊暫堵流體。這種段塞安全程度高，但用量大，配制注入時間長。

（2） 儲層段段塞，指絨囊暫堵流體從環空或者管柱中注入井底，上返至射孔層段以上，然后注入地層水，測量井口壓力以判斷地層是否封堵成功。這種段塞的用量小，配制注入時間短，但存在封堵不成功再配制注入的二次施工風險。

一般情況下，施工時從環空中注入絨囊暫堵流體，從油管返回地面。由于環空橫截面積大于油管柱橫截面積，更容易注入，建立液柱壓力迅速。結合油田管柱情況，從環空中注入的方式更適合渤海某油田。

3　絨囊修井工藝現場應用

為渤海某油田安全應用絨囊暫堵流體，先在陸上進行油田先導試驗，采用全井筒段塞工藝修井。封堵能力驗證后，再在海上油田試驗儲層段段塞工藝修井。

3.1S181井絨囊暫堵流體先導試驗

S181井井深3 585.01 m，射孔段4.4 m，孔隙度為2.7%~13.6%，1998年11月投產。S181井是一口含硫化氫氣井。絨囊暫堵流體修井前，先后使用清水修井作業6次。隨著地層壓力降低，清水漏失更加嚴重。使用清水連續灌注保持液面壓井，不僅存在氣體溢出危險，還不利于恢復生產。決定試用絨囊暫堵流體封堵。為保證安全，采用全井筒段塞工藝，然后換管柱。空井容積約71 m3，帶管柱井筒容積約68 m3，封堵深度0.1 m?？紤]該井進行過多次壓裂和酸化，設計約180 m3絨囊暫堵流體。配制塑性黏度為25 mPa·s、動塑比0.85 Pa/（mPa·s） 絨囊暫堵流體，環空泵入絨囊暫堵流體，160 m3時井口見液，觀察2 h井口無氣體溢出，表明封堵成功。換管柱作業順利。

S181井產層壓力系數為0.6，與渤海某油田相比，地層壓力更低，井深、溫度更高。氣井作業，安全保障難度更大。但與渤海某油田作業目的相同，均為換管柱。S181井絨囊暫堵流體的成功應用，為海上修井儲層段封堵建立了信心。

3.2渤海某油田A井絨囊暫堵流體現場應用

A井井深2 233.68 m，射孔段127.6 m，最大井斜角為53.3°，孔隙度為25%~35%，2000年12月投產。應用絨囊暫堵流體修井前，共修井4次。此次修井為換管柱，為減少漏失，使用絨囊暫堵流體。修井前試漏，動態漏失10 m3/h。采用儲層段塞封堵?？站莘e約24 m3，帶管柱井筒容積約22 m3，封堵深度0.1 m?？紤]到封堵過程中可能出現大縫、大洞的情況，設計約25 m3絨囊暫堵流體；考慮到采用儲層段段塞工藝，封堵可能失敗，多配制10 m3，共35 m3。絨囊暫堵流體塑性黏度22 mPa·s，動塑比1.0 Pa/（mPa·s）。環空泵入絨囊暫堵流體25 m3，起壓至1.5 MPa，再環空泵入地層水8 m3至泵壓5 MPa，表明封堵成功。反循環洗井一個循環周，動態漏失量為0。換管柱順利。E04井采取儲層段段塞工藝，實現了作業簡單方便、控制成本要求。

4　結論

絨囊暫堵流體用于修井，可以通過全井筒段塞、儲層段段塞封堵漏失地層。建議渤海某油田修井作業采用儲層段段塞工藝，絨囊暫堵流體塑性黏度20~30 mPa·s，動塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）。當然，這僅僅解決了海上施工中的一個問題，更多問題如絨囊暫堵流體的最佳性能與地層條件的關系等，還需要繼續研究。

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（修改稿收到日期2015-04-22）

〔編輯朱偉〕

勝利油田成功實施水力自動調壓節能注水試驗

近日，勝利油田石油工程技術研究院注水所科研人員在孤東GO7-41N245井首次實施水力自動調壓節能注水試驗獲成功，為油田注水井的井下調壓增注增添了一項新的利器。

該技術主要針對注水井井內層間矛盾突出、高滲層節流注水浪費而低滲層壓力不足造成欠注等問題開展攻關，在不增加新的耗能設備下，利用調壓裝置將高滲層水嘴節流損失的能量向低滲層轉化調配，增加低滲層的注水壓力，完成高低滲層之間注水壓力的重新分配，實現能量合理轉化，滿足不同儲層的注水需求。經過多次方案論證、關鍵工具設計，于2014年8月開展室內性能評價試驗，通過半年的室內連續運行及性能評價，該項技術日趨完善，達到了井下自動調壓3 MPa以上的技術指標。

近日，在孤東采油廠GO7-41N245井首次進行現場試驗，現場施工一次成功，實施后該井油壓9.3 MPa,日注水量235 m3/d，其中上層高滲層壓力降至7.8 MPa，日注水171 m3/d，下層低滲層壓力增至11 MPa，日注水64 m3/d，達到配注要求，標志著該技術現場試驗取得圓滿成功。

（供稿海斌）

Workover technology using fuzzy-ball temporary plugging fluid in Bohai Oilfield

WANG Shan1, CAO Yanfeng1, JIANG Wenjuan2, ZHOU Dingzhao1, JIN Yong1, LIU Yao3

（1. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China; 2. Liaodong Work Company of Tianjin branch, CNOOC,Tianjin 300452,China; 3. China University of Petroleum, Beijing 102249, China）

Trial use on two wells shows that the fuzzy-ball temporary plugging fluid can address the problem of lost circulation during workover in Bohai Oilfield, but its properties and operation process need to be further optimized. Experiment shows that the plugging depth is 0.1m, so effective sealing can be realized without injecting too much fluid into the formation in order to create a deeper plugging belt. The plugging capability of fuzzy-ball temporary plugging fluid has nothing to do with its density. The thief zone with low pressure can be plugged by such fluid with 20~30 mPa· s plastic viscosity and 0.7~1.1 Pa/(mPa·s) rate of dynamic shear force. Leak test was conducted using standard formation water after being plugged by fuzzy-ball temporary plugging fluid, the bearing capacity of the formation was up to 25.64 MPa, showing that the thief zone can be plugged without whole well circulation. After successful pilot test on whole well slug in onshore S181 Gaswell, the slug was trial used in reservoir section in Well A in Bohai Oilfield, indicating that the fuzzy-ball temporary plugging fluid can be used in workover operation by plugging the reservoir with the slug.

workover; plugging; fuzzy-ball; offshore oilfield

TE358.4

B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0114 – 04

10.13639/j.odpt.2015.03.026

國家科技重大專項“海上油田叢式井網整體加密及綜合調整技術”（編號：2011ZX05024-002）。

王珊，1983年生。2005年畢業于長江大學石油工程專業，現從事海上油氣田開發油田化學工作，工程師。電話：010-84523689。E-mail：wangshan@cnooc.com.cn。通訊作者：劉堯，中國石油大學（北京）在讀碩士研究生。E-mail：250088096@qq.com。

引用格式：王珊，曹硯鋒，姜文卷，等.渤海某油田絨囊暫堵流體修井工藝［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）：114-117.