塔河油田外圍高溫高壓井氣滯塞防氣竄技術

柴 龍，林永學,金軍斌，韓子軒

(中國石化石油工程技術研究院，北京 100101)

隨著油氣開發技術的不斷發展，深部油氣資源成為新的開發熱點，但在鉆井完井施工過程中，鉆進含天然氣儲層時常會發生氣侵現象，特別是由氣液置換導致的氣侵問題較難處理，如處理不當易發生溢流和井噴等井下故障[1]。塔河油田順南及順北區塊奧陶系儲層微裂縫發育，儲層溫度最高達200 ℃，多口井在鉆進一間房組儲層時發生嚴重的氣侵現象，氣竄速度最高達295 m/h，現場嘗試采取提高鉆井液密度和井底打稠漿塞等措施來降低氣竄速度，但效果均不明顯，且存在井漏污染儲層的風險，氣竄速度過快問題嚴重影響了井控安全和鉆井效率。為了在欠平衡鉆井過程中減緩井筒中的油氣上竄速度，采取凍膠閥[2_4]或高含量膨潤土漿[5]泵入井底等措施進行氣體阻滯，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土漿易造成井漿黏土污染等問題。筆者在分析高溫高壓井筒內油氣上移規律和氣滯影響因素的基礎上，優選出抗高溫氣滯塞關鍵處理劑，構建了抗溫達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，現場多口井應用后顯著降低了氣竄速度，延長了安全作業時間，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，并分析了影響氣滯能力的主要因素，以此作為關鍵處理劑優選和性能評價的理論依據。郭艷利等人[6]研究了單個氣泡在井筒內的上升規律，分析了流體黏度、密度和氣泡大小等因素對氣泡上移速度的影響。O.L.A.Santos等人[7_11]通過試驗驗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上，主要分析井內流體密度、表面張力和凝膠強度等因素對氣竄速度的影響。

1.1 井內流體密度

井內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[12]，密度雖然接近于液態，但仍遠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，密度進一步降低，進而上竄速度不斷增加[13]。

模擬順南地區井下條件(地溫梯度為2.8 ℃/100m，液態天然氣密度為0.42 g/cm3)，利用理想狀態方程計算了地面狀態下單位體積(1L)天然氣在不同鉆井液密度和井深下所受浮力，結果見圖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，所受浮力不斷減小，直至其體積不能被繼續壓縮、達到液態密度時，所受浮力則保持不變。天然氣達到液態密度前在2種密度鉆井液中所受到的浮力大小相同；天然氣達到液態密度后，其浮力隨鉆井液密度升高而增大。

圖1 地面狀態下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氣體上竄速度的影響，測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。這是因為，氣泡在上升過程中前端表面活性劑濃度不斷稀釋、尾端濃度不斷積累，導致氣泡表面產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，導致阻力減小，最終使氣泡上升速度增大。

圖2 表面張力對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

氣竄影響因素相關研究中，通常認為表觀黏度是主要影響因素之一。為了分析流體流變性對中空微珠上移速度的影響，測試了密度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，結果見表1。從表1可以看出，與表觀黏度相比，流體的凝膠強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試Table 1 The upward velocity of low density ball in various low density fluids

2 氣滯塞設計與性能評價

2.1 氣滯塞設計

2.1.1 抗高溫流性調節劑優選

在優選流性調節劑之前，為了抑制灰巖儲層中泥巖的水化膨脹，保護儲層，加入了4.0%KCl。國內外常用的流性調節劑一般為黃原膠，但其抗溫能力最高為120 ℃左右，無法滿足順南地區奧陶系儲層200 ℃的高溫要求。為此，將抗溫能力較好的3種流性調節劑HEC、HE300和SMRM配制成4.0%溶液，在200 ℃下老化16 h，然后在50 ℃下進行流變性測試，結果如表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，動塑比較低，基本失去提切效果；SMRM老化后動塑力進一步提高，達到6，具有較好的抗高溫提切作用。根據現場氣竄情況，調整SMRM加量為4.0%～8.0%。

表2 抗高溫流性調節劑評價Table 2 Evaluation on a high temperature resistant rheology modifier

2.1.2 抗高溫表面張力調節劑優選

考慮氣滯塞應用區域地層溫度高，表面張力調節劑需耐溫達200 ℃。將季銨鹽陽離子表面活性劑DC-551、十二烷基硫酸鈉SDS、有機硅表面活性劑Si-SM和氟碳類表面張力調節劑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，測試其經200 ℃高溫老化前后的表面張力，結果見表3。從表3可以看出，加入SMSM的基漿經過高溫老化后仍具有較低的表面張力，表現出較好的抗溫性能。

表3不同表面張力調節劑老化前后的性能

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選

為進一步提高氣滯塞的氣滯能力并降低濾失量，強化其在應用井段特別是泥巖段的井壁穩定性，需優選與流性調節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 ℃下測試評價其增黏降濾失性能，結果見表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，同時綜合考慮材料性價比和易用性，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選Table 4 Optimization on high temperature resistant and viscosity enhancer/filtrate reducer

對優選出的抗高溫流性調節劑SMRM、表面張力調節劑SMSM、抗高溫降濾失劑SMPFL和抗高溫纖維SMASF等氣滯塞關鍵處理劑進行優化配伍，最終形成抗溫200 ℃、高溫凝膠強度大于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 氣滯塞性能評價

2.2.1 常規性能

根據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 ℃測試其凝膠強度和表面張力,結果見表5。從表5可以看出，高溫老化后氣滯塞凝膠強度由36 Pa升至70 Pa，表面張力稍有降低，但仍維持在22 mN/m以內，說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，測試聚磺稠塞高溫老化前后的流變性、表觀黏度和凝膠強度，結果見表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，但經過200 ℃高溫老化后其黏度和凝膠強度均大幅降低，不利于控制井筒內氣體上竄。

表5 抗高溫氣滯塞性能評價結果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高溫高壓流變儀測試聚磺稠塞和氣滯塞在溫度60～190 ℃下凝膠強度的變化情況，結果如圖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；氣滯塞凝膠強度隨著溫度升高由30 Pa增至55 Pa，氣滯效果得到進一步增強。

2.2.3 與井漿的配伍性

氣滯塞施工過程中不可避免會與井漿產生少量混漿，因此將混合漿在200 ℃下老化16 h后測試其性能，結果見表7。從表7可以看出，氣滯塞混入比例由10%增加至50%后，對順南A井現場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 現場應用

塔河油田外圍區塊5口井氣侵嚴重，為此應用了抗高溫氣滯塞防氣竄技術，分別配合起鉆、測井、取心和下油管等進行施工，井底溫度最高達164 ℃，最長靜止時間122 h，循環排后效顯示氣滯塞在長期高溫環境下具有優良的油氣阻滯效果，氣竄速度降低率大于75%(見表8)，保障了高溫高壓復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現場應用情況。

表7 氣滯塞與順南A井井漿配伍性試驗結果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價井，三開套管下深7 376.00 m，四開鉆進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。取心前短起下測后效，顯示氣竄速度高達300 m/h，無法滿足安全施工需要，為此，應用氣滯塞技術配合進行連續取心作業，施工要求及過程如下：

表8氣滯塞在塔河油田施工效果統計

Table8Statisticsontheapplicationeffectofagas-blockplugintheTaheOilfield

井號井底溫度/℃氣竄速度(m?h-1)應用前應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A15680494.7

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

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

3) 使用加料漏斗依次加入氣滯塞各處理劑，加入順序為KCl、SMRM、SMPFL、SMASF、SMSM和NaOH，攪拌均勻后加入加重材料繼續攪拌2～3 h，氣滯塞密度調節至1.50 g/cm3。

4) 起鉆至井深6 984.00 m時，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時開泵循環排后效，靜止時間48.83 h，井底溫度156 ℃，氣滯塞返出時振動篩篩面跑漿，隨后全烴值開始上升，全烴值達73%時關井節流循環，后效持續時間148 min，計算氣竄速度為25 m/h，氣竄速度降低率91.7%。

4 結論與建議

1) 氣體與鉆井液之間的密度差是造成井筒內氣體滑脫上竄的主要原因，流體的凝膠強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200 ℃、表面張力低于22 mN/m、高溫下凝膠強度大于30 Pa，現場應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) 目前尚未進行高溫高壓環境氣滯能力的相關研究工作，建議后續研發相關配套實驗評價設備，在油氣上移規律及影響因素等方面開展更深入的研究。