油水井封堵剂(粉体暂堵剂)压井液在涩北气田的应用

章志轩，冶克杰，李子建，欧宝明，何正林，任世霞

(1.中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院，甘肃 敦煌 736200；2.中国石油青海油田分公司井下作业公司，青海 茫崖 816400)

涩北气田产层属于第四系涩北组，储层泥质含量高，成岩性差，胶结疏松。1995年气田规模开采，随着开发的深入,地层压力持续降低(由最初的大于1下降到目前的0.4～0.7)，导致修井作业中压井液漏失严重，压井占井周期长，同时易造成储层伤害，影响作业井产能发挥。为改善压井液漏失难题,释放气田产量,在原有黄原胶压井液体系的基础上[1-3]，对压井液工艺技术进行优化,开发了YH-01油水井封堵剂(粉体暂堵剂)。该体系通过形成具有一定强度、易流动、抗滤失暂堵压井液，解决了地层漏失严重的难题。本文对该体系室内评价及现场应用结果进行了报道。

1 压井液暂堵剂配置方法

油水井封堵剂(粉体暂堵剂)主要由高分子聚合物、骨架稳定剂等多种功能性化学剂调制而成。根据涩北气田现场作业实际情况，油水井封堵剂(粉体暂堵剂)配置方法为作业现场人工加机械配置，计算预备足量YH-01原料和调配堵剂所需的淡水，通过液压驱动的搅拌罐人工加注原料，从气井油管(或套管)向井内注入，堵剂全部注入后再注入油管内容积的淡水作为顶替液顶替，静置2～4 h后进行压井作业。

2 室内实验评价

2.1 体系配方优化及耐温耐剪切性能评价

配制不同浓度的YH-01溶液，在RS600流变仪上用PZ36转子，在170 s-1条件下剪切90 min，测定不同温度下的黏度值,结果见图1。

图1 YH-01基液黏度与温度的关系

由图1可见：1%YH-01溶液在70～100 ℃黏度值较高，性能稳定；但超过100 ℃后，随温度上升，黏度值急剧下降。而0.3%～0.5%YH-01溶液在70～120 ℃黏度值保持稳定。这是由于较高浓度的YH-01在溶解时可迅速达到较高黏稠度，其溶液内部并不均匀，其间包裹了少量的自由水，高温下体系被破坏，造成黏度急剧下降。0.3%～0.5%YH-01溶液能够完全溶胀，形成均匀的体系，由于0.3%YH-01溶液就具有较高的黏度值，可以认为该溶液具有良好的携带能力。

2.2 单颗粒石英砂沉降试验

为了考察YH-01溶液的固体携带能力，用清水分别配制0.3%和0.4%的YH-01溶液，在80 ℃，选用20～40目石英砂进行单颗粒沉降试验，结果见图2。

图2 单颗粒石英砂沉降时间

由图2可见，2种浓度的YH-01溶液，在80 ℃时均具有较好的携带能力，且0.4%YH-01的溶液携带能力明显优于0.3%的YH-01溶液。

2.3 降解实验

分别用蒸馏水、地层盐水配制YH-01溶液[4-5]，并将地层盐水配制的YH-01溶液分为两组，其中一组加入杀菌剂进行实验，结果见表1。

表1 YH-01溶液降解性试验结果

由表1可见，用蒸馏水配制的YH-01溶液性能稳定，在70 ℃放置7 d，黏度几乎没有变化；而用地层水配制的YH-01溶液，放置3～5 d后，溶液黏度开始降解，放置7 d，溶液降解率为43.1%，这是由于地层盐水相比蒸馏水含有一定量的细菌。可见，YH-01即使不慎进入地层也会因细菌的作用发生降解，从而降低对储层的伤害，有较好的保护储层效果。

3 现场试验

涩北气田普遍井深浅(756～2 175 m)，存在地层水矿化度高(平均140 102 mg/L)、产层温度低(27～70 ℃)的特点，在压井结束后不容易破胶返排，表现“注的进、压不住、返不出”的问题，造成施工过程工期延长、成本增加，残留井筒压井液容易堵塞井筒导致气井停产[6-7]。2018—2020年累计试验52井次，试验前试验井均存在失返性井漏、井平均压力系数0.66，试验后井均漏速降低了90%以上。通过循环压井控制气井，在使用YH-01粉体暂堵压井液后堵漏效果稳定并且作业结束后降解效果良好，气井复产率85%(表2)。

表2 YH-01压井液堵漏效果

4 结 论

a.0.3%油水井封堵剂(粉体暂堵剂)溶液具有较高的黏度值，具有良好的携带能力。粉体封堵暂堵剂压井液具有暂堵成功率高、复产率高、费用低及现场配液方便待等特点，建议在漏失井中进一步推广应用。

b.针对施工过程中作业井地层漏失严重、气井作业周期长等特点，建议进行7 d以上长效粉体封堵试验，以满足不同漏失井和长周期修井施工需要。