渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺

王　珊　曹砚锋　姜文卷　周定照　靳　勇　刘　尧

（1.中海油研究总院，北京　100028；2.中海油天津分公司辽东作业公司，天津　300452 3.中国石油大学，北京　102249）

渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺

王珊1曹砚锋1姜文卷2周定照1靳勇1刘尧3

（1.中海油研究总院，北京100028；2.中海油天津分公司辽东作业公司，天津300452 3.中国石油大学，北京102249）

两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题，但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m，无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵；绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关，塑性黏度20~30 mPa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏，承压能力达25.64 MPa，表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181井气井全井筒段塞先导试验成功后，在渤海某油田A井储层段段塞封堵试用成功，表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。

修井；封堵；绒囊；海上油田

根据模糊封堵理论［1］（郑力会等，2012），在泡沫的基础上，开发出膜更强、层更密、长绒毛的绒囊暂堵流体，其性能与常规泡沫工作流体性能有很大不同，能够较全面地封堵地下漏失通道并能够承受较高液柱压力［2］（郑力会等，2010）。目前，绒囊暂堵流体的许多作用机理尚需要进一步研究，但已经较为广泛地应用于油气田的勘探开发诸多环节，并解决了一些生产实际问题［3］（郑力会等，2010）。绒囊钻井流体最早于2009年5月应用于磨溪气田侧钻水平井防漏堵漏［4］（胡永东，2013），后因其良好的封堵能力和恢复产液能力，用于冀东油田修井［5］（李良川，2011）。实践中还发现，绒囊暂堵流体可以提高地层承压能力，因此奈曼油田用于固井前封堵漏失地层，提高漏失地层的固井质量［6］（Z. C. LI，2013）。目前，应用较多的是煤层气钻井，从Ø215 mm井眼水平井钻井［7］（孙法佩等，2012）、大位移钻井［8］（匡立新等，2012）、分支井钻井［9］（孟尚志，2012）到U型水平井钻井［10］（滑志超等，2014），使用煤层气绒囊钻井流体，基本解决了钻进煤层时的漏失和坍塌问题。绒囊暂堵流体的用途不限于此，郑力会等［11］（2014）提出原缝无损重复压裂技术，并已经在现场成功应用［12］（李祥，2014），此外，还用于磷矿反井钻井［13］（孙建荣，2014）及对衰竭储层钻完井作业的封堵［14］（郑力会等，2012）。

绒囊暂堵流体于2011年在海上油田试验3口井，其中C井和F井属于渤海某油田，另一口为其他油田。试验后，绒囊暂堵流体的封堵和恢复生产的效果引起诸多学者关注。郑力会等［15］（2012）提出绒囊封堵与密度无关。张媛［16］（2014）认为绒囊有稳油控水作用，产液恢复规律区别于常规封堵材料，提出用产油趋势法评价产液恢复。此外，许多应用者和研究者提出，在安全的前提下，根据不同油田、不同工艺以及不同作业目的，设计绒囊暂堵流体不同的性能、不同的用量，这样可加快作业速度，降低成本。本文即是针对绒囊暂堵流体的用量、封堵方式等问题，开展了室内研究和现场试验。

1　前期现场试验回顾

C井井深2 128 m，射孔段157.5 m，最大井斜角为48.8°，储层孔隙度为25%~35%。2001年8月投产。绒囊暂堵流体试验前，先后使用地层水修井作业5次，漏失越来越严重，试用绒囊防漏堵漏。绒囊封堵流体试验时，先以排量10 m3/h注入180 m3地层水试漏，失返。后配制绒囊暂堵流体49 m3，塑性黏度20 mPa·s，动切力14 Pa。从环空注入绒囊暂堵流体42 m3，再注地层水8 m3试漏，测试承压能力，达到8.1 MPa后停止测试。

F井井深1 854 m，射孔段32.8 m，最大井斜角为42.8°，储层孔隙度为25%~35%。2000年12月投产。应用绒囊暂堵流体前，先后使用地层水修井作业6次，漏失越来越严重，试用绒囊防漏堵漏。绒囊封堵流体试验时，先配制绒囊暂堵流体50 m3，塑性黏度30 mPa·s，动切力33 Pa。从环空注入绒囊暂堵流体40 m3，再注入地层水8 m3，井口起压。向环空内缓慢挤入地层水试承压能力，14 MPa后停止注入。

C井和F井现场试验表明，两口井注入量不同，但都能达到封堵目的。现场完成后，自然就有这样疑问，绒囊暂堵流体的注入量能否再少些？

2　绒囊暂堵流体设计

2.1绒囊暂堵流体性能

王金凤等利用室内PVT实验数据建立多元回归方程［17］（2012）及BP神经网络模型［18］（2013）预测绒囊井下密度，均表明井下绒囊暂堵流体密度稳定，封堵与密度无关。郑力会等［19］（2011）优选绒囊处理剂并优化性能，解释绒囊良好的封堵效果源于其特殊的结构。两口试验井也表明，渤海某油田储层压力系数为0.8左右，绒囊暂堵流体密度在不低于储层压力系数的情况下，仍然能够有效封堵漏失地层。因此，设计绒囊暂堵流体时，主要考虑其方便现场施工，即注入井筒时钻井泵吸入容易，返出井筒时采油泵吸入容易即可。

F井绒囊暂堵流体塑性黏度、动塑比高于C井。两口井流变参数均满足以上钻井泵和采油泵条件。因此，确定塑性黏度20~30 mPa·s，动塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）为目标值优化绒囊暂堵流体配方，经过30多组配方流变性优化，认为0.4%~0.6%囊核剂、0.6%~0.8%囊膜剂、0.8%~1.2%囊层剂和1.0%~1.5%绒毛剂配制成的海上绒囊暂堵流体满足注入、返排要求。

2.2绒囊暂堵流体用量

室内利用带有回压模拟地层压力的堵漏实验装置做堵漏实验。设计实验温度80 ℃，回压0.5 MPa，驱压从0.5 MPa起，以1 MPa为步长，逐渐加压至5.5 MPa无漏失，表明岩心在静态下5 MPa压差无漏失。30多组实验中，岩心侵入深度大约在1~4 cm。渤海某油田绒囊暂堵流体岩心封堵实验结果见图1。

图1　绒囊暂堵流体岩心封堵实验结果（实际柱塞长度6.5 cm）

从图1可以看出，绒囊暂堵流体静态封堵岩心侵入最大深度约为4 cm，由此，考虑到地层复杂情况，可能会有大缝、大洞等情况，设计绒囊暂堵流体封堵地层平均深度0.1 m，可满足作业需要。因此，绒囊暂堵流体总量为进入地层的绒囊暂堵流体与无法利用的绒囊暂堵流体之和。把封堵地层和井筒看成圆柱体，渤海某油田储层孔隙度25%~35%，封堵地层深度为0.1 m，相当于每米产层需要0.022~ 0.031 m3绒囊暂堵流体即可实现封堵。

2.3绒囊暂堵流体施工工艺

室内配制塑性黏度22 mPa·s、动塑比1.0 Pa/ （mPa·s）的绒囊暂堵流体，封堵人造岩心（气测渗透率3 000 mD）。先用标准地层水试漏，模拟清水压井，压力达到1.29 MPa时，出口端有流体流出；用绒囊暂堵流体封堵，模拟全井筒段塞，压力上升到21.46MPa，出口端无流体流出。清除管线中的绒囊，再用标准地层水试漏，模拟储层段段塞封堵，压力上升到25.64 MPa时出口端无流体流出（图2）。

图2　绒囊暂堵流体承压能力实验

从图2可以看出，绒囊暂堵流体具有较好的承压能力。地层水漏失严重，而绒囊封堵进一步加压和绒囊封堵后用地层水加压，都能够承受20 MPa以上的压力，表明能够满足现场段塞封堵要求。段塞封堵有2种情况。一是绒囊暂堵流体充满整个井眼，开始修井作业，称为全井筒段塞。当然，钻井作业时需要充满整个井眼后，循环洗井，与此全井筒段塞不同，属于钻井随钻防漏堵漏［20］（王洪关，2014）。二是封堵井筒内部分地层，绒囊暂堵流体封堵地层后，上部井段使用常规压井液充满井筒，然后作业，称为储层段段塞。

（1） 全井筒段塞，指绒囊暂堵流体从环空或者管柱中注入井底，上返至井口见绒囊暂堵流体。这种段塞安全程度高，但用量大，配制注入时间长。

（2） 储层段段塞，指绒囊暂堵流体从环空或者管柱中注入井底，上返至射孔层段以上，然后注入地层水，测量井口压力以判断地层是否封堵成功。这种段塞的用量小，配制注入时间短，但存在封堵不成功再配制注入的二次施工风险。

一般情况下，施工时从环空中注入绒囊暂堵流体，从油管返回地面。由于环空横截面积大于油管柱横截面积，更容易注入，建立液柱压力迅速。结合油田管柱情况，从环空中注入的方式更适合渤海某油田。

3　绒囊修井工艺现场应用

为渤海某油田安全应用绒囊暂堵流体，先在陆上进行油田先导试验，采用全井筒段塞工艺修井。封堵能力验证后，再在海上油田试验储层段段塞工艺修井。

3.1S181井绒囊暂堵流体先导试验

S181井井深3 585.01 m，射孔段4.4 m，孔隙度为2.7%~13.6%，1998年11月投产。S181井是一口含硫化氢气井。绒囊暂堵流体修井前，先后使用清水修井作业6次。随着地层压力降低，清水漏失更加严重。使用清水连续灌注保持液面压井，不仅存在气体溢出危险，还不利于恢复生产。决定试用绒囊暂堵流体封堵。为保证安全，采用全井筒段塞工艺，然后换管柱。空井容积约71 m3，带管柱井筒容积约68 m3，封堵深度0.1 m。考虑该井进行过多次压裂和酸化，设计约180 m3绒囊暂堵流体。配制塑性黏度为25 mPa·s、动塑比0.85 Pa/（mPa·s） 绒囊暂堵流体，环空泵入绒囊暂堵流体，160 m3时井口见液，观察2 h井口无气体溢出，表明封堵成功。换管柱作业顺利。

S181井产层压力系数为0.6，与渤海某油田相比，地层压力更低，井深、温度更高。气井作业，安全保障难度更大。但与渤海某油田作业目的相同，均为换管柱。S181井绒囊暂堵流体的成功应用，为海上修井储层段封堵建立了信心。

3.2渤海某油田A井绒囊暂堵流体现场应用

A井井深2 233.68 m，射孔段127.6 m，最大井斜角为53.3°，孔隙度为25%~35%，2000年12月投产。应用绒囊暂堵流体修井前，共修井4次。此次修井为换管柱，为减少漏失，使用绒囊暂堵流体。修井前试漏，动态漏失10 m3/h。采用储层段塞封堵。空井容积约24 m3，带管柱井筒容积约22 m3，封堵深度0.1 m。考虑到封堵过程中可能出现大缝、大洞的情况，设计约25 m3绒囊暂堵流体；考虑到采用储层段段塞工艺，封堵可能失败，多配制10 m3，共35 m3。绒囊暂堵流体塑性黏度22 mPa·s，动塑比1.0 Pa/（mPa·s）。环空泵入绒囊暂堵流体25 m3，起压至1.5 MPa，再环空泵入地层水8 m3至泵压5 MPa，表明封堵成功。反循环洗井一个循环周，动态漏失量为0。换管柱顺利。E04井采取储层段段塞工艺，实现了作业简单方便、控制成本要求。

4　结论

绒囊暂堵流体用于修井，可以通过全井筒段塞、储层段段塞封堵漏失地层。建议渤海某油田修井作业采用储层段段塞工艺，绒囊暂堵流体塑性黏度20~30 mPa·s，动塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）。当然，这仅仅解决了海上施工中的一个问题，更多问题如绒囊暂堵流体的最佳性能与地层条件的关系等，还需要继续研究。

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（修改稿收到日期2015-04-22）

〔编辑朱伟〕

胜利油田成功实施水力自动调压节能注水试验

近日，胜利油田石油工程技术研究院注水所科研人员在孤东GO7-41N245井首次实施水力自动调压节能注水试验获成功，为油田注水井的井下调压增注增添了一项新的利器。

该技术主要针对注水井井内层间矛盾突出、高渗层节流注水浪费而低渗层压力不足造成欠注等问题开展攻关，在不增加新的耗能设备下，利用调压装置将高渗层水嘴节流损失的能量向低渗层转化调配，增加低渗层的注水压力，完成高低渗层之间注水压力的重新分配，实现能量合理转化，满足不同储层的注水需求。经过多次方案论证、关键工具设计，于2014年8月开展室内性能评价试验，通过半年的室内连续运行及性能评价，该项技术日趋完善，达到了井下自动调压3 MPa以上的技术指标。

近日，在孤东采油厂GO7-41N245井首次进行现场试验，现场施工一次成功，实施后该井油压9.3 MPa,日注水量235 m3/d，其中上层高渗层压力降至7.8 MPa，日注水171 m3/d，下层低渗层压力增至11 MPa，日注水64 m3/d，达到配注要求，标志着该技术现场试验取得圆满成功。

（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

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整技术”（编号：2011ZX05024-002）。

王珊，1983年生。2005年毕业于长江大学石油工程专业，现从事海上油气田开发油田化学工作，工程师。电话：010-84523689。E-mail：wangshan@cnooc.com.cn。通讯作者：刘尧，中国石油大学（北京）在读硕士研究生。E-mail：250088096@qq.com。

引用格式：王珊，曹砚锋，姜文卷，等.渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）：114-117.