衰竭氣藏儲氣庫絨囊修井液暫堵技術評價與應用

沈云波，于曉明，劉 鋒，張家富，李 兵，魏攀峰

(1中石油長慶油田分公司氣田開發處 2低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 3中石油長慶油田儲氣庫管理處 4中石油長慶油田采氣六廠 5中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 6中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室·北京 7北京力會瀾博能源技術有限公司)

儲氣庫注采井是天然氣儲氣庫體系中重要一環，為庫內氣體注采提供流動通道[1]。儲氣庫注采井運營模式不同于常規氣井，需實現周期性注入和采出過程，井內流體介質具有雙向流動特征[2]。生產中后期，氣井管柱在多周期交變應力載荷影響下易發生氣竄、腐蝕等損害，需定期開展修井作業[3]。且特殊調控制度下僅注氣期可實施修井[4]，導致儲氣庫注采井修井期間地層壓力系數低但持續升高，井筒流體漏失控制與儲層保護要求同樣苛刻。

常規低壓氣井使用清水實施壓井，但衰竭氣藏儲氣庫注采井注氣期地層壓力緩慢升高，井筒液柱壓力平衡困難，壓井易失敗。國內外最早引入超細水泥[5]解決儲氣庫井氣層竄漏封堵，但類似永久性堵劑無法滿足地層后續注采能力恢復要求。使用凍膠[6]、固化水[7]等手段，滿足地層壓力升高時暫堵穩定性要求，但作業后返排徹底困難，氣層傷害風險較高。可見，衰竭氣藏儲氣庫注采井修井要求面對地層壓力動態變化封堵效果穩定，作業結束后暫堵結構解除徹底，保證地層氣體雙向流動能力快速恢復。

絨囊流體是在模糊封堵理論指導下開發的一種無固相封堵體系[8]。流體中不同尺度囊泡結構在漏失壓差下進入地層漏失通道，通過變形、堆積等模式分解漏失壓力后，利用巖石壁面摩擦力實現力學平衡，提高地層承壓能力[9]。已先后應用煤層[10]、碳酸鹽巖[11]、致密砂巖[12]等多類型地層鉆完井[13]、修井[14]、儲層改造[15]等環節防漏堵漏，為多類型天然氣全面開發提供暫堵手段支撐。絨囊修井液是針對油氣井修井階段漏失控制開發的暫堵型流體，通過暫堵氣層漏失通道提供作業穩定井筒環境，實現儲氣庫注采井注氣期動態暫堵。

一、實驗研究

在直徑38 mm、長60 mm巖心柱塞中制作高度約0.1 mm、0.5 mm、0.8 mm，寬30 mm貫穿型不規則裂縫，模擬地層漏失通道。將柱塞放置于夾持器中，施加溫度120℃、圍壓20 MPa、出口回壓0.5 MPa，模擬地層環境。以穩定流速0.5 mL/min將絨囊修井液注入裂縫。室內絨囊修井液配方：2.5%囊層劑+1.2%絨毛劑+0.5%囊核劑+0.8%囊膜劑+0.1%氫氧化鈉，現場配制流體密度0.84～0.94 g/cm3，表觀黏度35～65 mPa·s，塑性黏度20～40 mPa·s，動塑比0.80～1.20 Pa/mPa·s。

1.暫堵結構提高承壓效果評價

以穩定流速0.5 mL/min將絨囊修井液注入裂縫至驅壓達20 MPa，記錄驅壓及出口流量，見表1。

表1中，絨囊修井液注入高0.1～0.8 mm的裂縫90～120 min后，驅壓升至21.75～21.85 MPa，出口累計流量升至38.06～50.43 mL后穩定。

表1 含三種尺度裂縫高度的巖心柱塞驅壓與出口累計流量實驗數據

2.承壓能力動態調整效果評價

以穩定流速0.5 mL/min將絨囊修井液反向注入裂縫至驅壓達20 MPa后，控制出口回壓從0.5 MPa逐漸升至1.0 MPa、1.5 MPa、2.0 MPa、2.5 MPa，監測驅壓、入口與出口液體流量等數據，見表2。

表2中，三種高度裂縫出口回壓從0.5 MPa逐級升至2.5 MPa時，入口累計補液量0.001～0.007 mL，出口未出液。

表2 含三種尺度裂縫高度的巖心柱塞驅壓與兩端進出液量實驗數據

3.地層滲流能力恢復效果評價

目前致密氣藏儲層傷害評價方法多樣，選擇恒壓法開展實驗評價。以氮氣為介質，恒定壓力1 MPa測定裂縫正反向氣測滲透率大小，正向注入絨囊修井液至驅壓達20 MPa后，卸除驅壓，反向驅替氮氣至出口無液體流出，記錄氮氣滲透率大小。裂縫換向后重復滲透率測定步驟，實驗數據見表3。

表3 含三種裂縫高度的巖心柱塞中絨囊返排前后雙向滲透率恢復數據

表3中，三種高度裂縫反向滲透率從812～3 475 mD恢復至774～3 381 mD，正向滲透率從969～3 132 mD恢復至902～3 016 mD，地層雙向滲透率恢復效果良好。

二、現場應用

1.衰竭氣藏儲氣庫注采井S2X井現場應用

儲氣庫注采井S2X井完鉆井深約3 500 m，生產后期轉為儲氣庫注采井。至2016年氣井地層壓力系數0.59，井口油套壓力20.6 MPa，計劃修井。修井期間附近鄰井連續注氣，預計30 d地層壓力增加1 MPa。先期泵入清水約400 m3，泵壓為0且無法返液。考慮衰竭氣藏儲氣庫井儲層保護苛刻，更換密度0.90 g/cm3的絨囊修井液，以600～700 mL/min反循環注入共90 m3，泵壓升至3 MPa，繼續反循環泵入15 m3后油管返液，壓井成功。后續21 d修井作業累計補充絨囊修井液約35 m3，平均漏速低于0.25 m3/h。修井結束后連續氣舉1 d，地層液體返排率達96%，后續氣井注采能力恢復順利。

2.衰竭氣藏儲氣庫注采井G2Y井現場應用

儲氣庫注采井G2Y井人工井底約3 550 m，2003年地層壓裂酸化后投產，地層壓力系數0.69，日產氣穩定在20×104m3，計劃修井。修井期間附近3口氣井持續注氣導致地層壓力緩慢升高，使用絨囊修井液實施暫堵。以400～500 mL/min反循環泵注密度0.90 g/cm3絨囊修井液55 m3后，井口套壓降至0。繼續反循環泵入110 m3后，泵壓升至5 MPa，開井觀察5 h，井口無壓力顯示。后續共計35 d修井作業累補充絨囊修井液60 m3，控制平均漏速低于0.50 m3/h。修井結束后氣舉1 d后地層液體返排率近95%，關井7 d產氣能力恢復至作業前水平。

三、討論與分析

1.暫堵結構提高承壓效果分析

以驅壓、出口累計流量表征暫堵結構堆積效果，分析絨囊修井流體暫堵3種高度裂縫效果，如圖1。

圖1 三種高度裂縫中絨囊流體注入驅壓與出口累計流量隨時間變化圖

圖1中，伴隨絨囊修井液注入，驅壓先緩慢升高再快速爬升，出口累計流量先快速升高后放緩至穩定不變。實驗中裂縫長度60 mm、驅壓升至20 MPa用時90～120 min，計算平均增壓速率0.003～0.004 MPa/(min·mm)。以氣井地層裂縫有效半徑100 m、泵排量500 L/min計算，高0.1～0.8 mm的裂縫承壓升至20 MPa需0.3～0.4 min，絨囊修井液封堵地層快速。現場S2X、G2Y井反循環注入地層絨囊修井液19 m3、89 m3后泵壓升高3～5 MPa，計算地層承壓幅度13.85 MPa、12.46 MPa，封堵地層有效。

2.承壓能力動態調整效果分析

對比實驗中回壓增大時，裂縫驅壓、進口累計補液、出口累計出液量等參數變化規律，如圖2。

圖2 三種尺度裂縫中承壓能力隨回壓變化曲線

圖2中，回壓從0.5 MPa逐級升至2.5 MPa，驅壓增幅0.47～0.53 MPa，兩端壓差變化幅度小于0.05 MPa，承壓穩定。期間，裂縫入口累計補液量0.005～0.007 mL，出口無液量流出，凈補液量0.005～0.007 mL，占已注入流體總體積0.1%～0.3%。實驗表明，地層壓力升高時，裂縫補充少量絨囊修井液后維持承壓穩定。現場S2Y井、G2X井暫堵后21～35 d修井期間，面對附近氣井連續注氣致地層壓力升高1～3 MPa，囊泡結構緩慢自降解降低承壓強度等變化，間斷補充絨囊修井液35 m3、60 m3后，有效控制氣井平均漏速低于0.50 m3/h，封堵效果穩定。可見，絨囊修井液在衰竭氣藏儲氣庫注采井修井中承壓穩定，且通過補液措施可實現動態封堵。

3.地層滲流能力恢復效果分析

以實驗中裂縫正反向滲透率恢復率分別表征注氣通道、產氣通道恢復效果，如圖3。

圖3 三種高度裂縫正/反向滲透率恢復率分布圖

圖3中，三種高度裂縫反向滲透率恢復率95.32%～97.29%，正向滲透率恢復率93.09%～96.30%，均大于90%，表明裂縫雙向氣體流動能力恢復快速。現場S2X井、G2Y井修井后地層流體返排率超過94%，修井前日注氣量均值65×104m3，日產氣量均值32.7×104m3，修井后日注氣量均值73.4 m3，日產氣量均值31.9×104m3，恢復效果良好，絨囊修井液保護地層氣體雙向流動能力效果突出。

四、結論

(1)絨囊修井液通過在漏失通道中形成連續暫堵結構分解漏失壓力，實施暫堵。通過控制暫堵結構半徑調整封堵強度，實現壓力變化環境中動態封堵效果，滿足儲氣庫注采井注氣期修井作業漏失控制與儲層保護協調統一的要求。

(2)動態暫堵技術通過調控地層中絨囊流體體積，調整暫堵結構半徑，實現暫堵結構自降解時暫堵強度動態恢復效果，保留無固相堵劑儲層保護優勢的同時，解決了體系暫堵強度低、穩定性差的難點，為無固相封堵手段發展打開了新局面。

(3)絨囊流體暫堵用量及承壓強度，不僅僅與地層壓力相關，還與地層通道尺度、泵注參數等因素相關，下一步需研究承壓強度與地層、壓力、工藝等因素間定量關系，指導工藝優化，進一步提高動態封堵技術應用效果。