塔河油田碳酸盐岩储层恶性漏失空间堵漏凝胶技术

李辉，刘华康，何仲，李志勇，张申申，李强

（1. 中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐830011；2. 中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249）

塔河油田10区碳酸盐岩储集层中存在溶洞、裂缝等多种漏失空间，呈现出严重的非均质性，缝洞系统平面分布广、纵向跨度大[1-2]，在钻井作业中常常会发生恶性漏失，在损失钻井液的同时可能带来其他复杂情况，延误工期，造成严重的经济损失[3]。凝胶封堵技术利用聚合物、交联剂等材料在地层温度、压力等条件下，发生物理和化学变化，通过自身交联强度以及与漏层壁面的黏结性充填、封堵地层漏失通道[4]。聚合物凝胶堵漏技术在国内外有着较为广泛的应用，针对不同的漏失情况发展出了对应的技术分支，如应对浅井的可快速成胶的凝胶[5]，应对深井的高温凝胶[6]，应对高盐地层的凝胶等[7]，实践表明该技术具有良好的应用效果。然而对在储层段使用，定时成胶[8]、自破胶的研究较少。研究针对发生在储层的恶性漏失的情况，研制了一种4～10 h可定时成胶、有效自破胶的抗高温堵漏凝胶，能够封堵碳酸盐岩储层漏层，也可自行破胶解堵，恢复生产。

1 堵漏凝胶的制备

1.1 实验仪器及药品

药品：耐温聚合物，硫脲，HPAM，六亚甲基四胺，对羟基苯甲酸甲酯，草酸，细纤维，核桃壳。

仪器：高温滚子加热炉，老化罐，六速旋转黏度计，电子天平，高速搅拌机。

1.2 凝胶配方

选用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）作为主聚合物，以六亚甲基四胺、对羟基苯甲酸甲酯为交联剂，硫脲作为抗氧化剂，同时选用草酸调节pH值促进反应进行，选用纤维、核桃壳增强稳定性及凝胶强度。在大量室内研究的基础上研制出的最终配方为：0.2%硫脲+0.4%耐温聚合物+0.75%HPAM+0.7%六亚甲基四胺+0.8%对羟基苯甲酸甲酯+0.15%草酸+0.6%纤维+重晶石。

1.3 交联原理

有机交联凝胶以大分子聚合物为主体，通过有机交联剂与大分子聚合物上的相关官能团反应连接，从而形成复杂的空间网状结构，实现有效封堵漏失空间。具体交联机理如下。

1）六亚甲基四胺在高温下水解生成甲醛与氨气，六亚甲基四胺为固态药品便于运输。

2）对羟基苯甲酸甲酯的羟基邻位上的氢比较活泼，能与甲醛发生加成反应。

3）生成的1-羟基-2-甲醇-4-苯甲酸在酸性条件下发生缩聚反应，生成酚醛树脂。

4）酚醛树脂上的羟基—OH与HPAM的酰胺基—CONH2反应，线性结构互相连结最终形成网状结构。

同时在第一步生成的甲醛也可与HPAM形成网状结构，进一步增强网状结构的强度，最终形成具有一定强度及黏弹性的凝胶体系。

2 评价结果与讨论

2.1 流变性

参照中国石油天然气行业标准《SY/T 6613—2005钻井液流变学与水力学计算程序推荐作法》，在室温下使用六速旋转黏度计对未成胶前的凝胶体系进行黏度测量，见表1。结果表明：室温条件下，该配方表观黏度为40～45 mPa·s，在较长时间内不会成胶，具有良好的可泵性，可为现场施工提供便利。

表1 凝胶流变性变化

2.2 定时成胶实验

实验通过改变草酸加量可控制成胶时间。将草酸加量控制在0.1%～0.3%之间，按上述配方每隔0.02%加量配制凝胶，放入140 ℃的滚子炉内加热，测试凝胶成胶时间。对成胶时间进行非线性最小二乘曲线拟合，解采用y=a+blnx的函数形式，可得到拟合函数：

并进行误差分析：

其中ωi为权函数，y为拟合函数，s（xi）为目标函数，Y为函数形式变化后成胶时间数据构成的线性空间，cj为函数形式变化后定义的a和b，φj为函数形式变化后的关于点集的函数组。

由图1可知，成胶时间随草酸加量增大有减少的趋势，所拟合的函数曲线与实验数据点偏离较小，误差在可接受的范围内。可参考拟合函数通过改变草酸的加量来实现对成胶时间的控制。

2.3 封堵能力

利用缝宽2～5 mm的裂缝钢铁岩心（长5 cm、直径2.5 cm），模拟地层裂缝性漏失情况，并借助高温高压动滤失仪对凝胶的封堵压力进行测试。将凝胶注入不同缝宽的钢铁裂缝岩心，在140 ℃高温加热至凝胶受热成胶后对钢铁岩心端面加压，测试凝胶的封堵能力。测得缝宽分别为2、3、4、5 mm时，封堵压力为2.5、2.4、1.4、1.1 MPa。可知研制的凝胶体系具有一定的封堵能力，在加入核桃壳后可以进一步提升封堵压力；随着缝宽的增加，封堵能力有减小的趋势。

2.4 高温长期稳定能力

凝胶在地层条件下存在长期稳定性的问题：其高分子链发生降解，同时凝胶内部交联密度变化使得凝胶收缩，体积变小[9]。通过改变凝胶体系中纤维的质量分数改变凝胶高温稳定性。配制不同浓度纤维堵漏凝胶，在140 ℃下加热，定期取出观察胶体情况，在破胶率达到30%记为稳定时间，破胶率达到70%时记为可返排时间，结果见图2、图3。

由图2、图3可知，随着纤维加量的增加，凝胶体系的稳定性有一定程度提高，满足钻井工期的要求，并可实现有效返排，不会影响到随后的开采作业。同时测试了纤维加量0.6%的堵漏凝胶在140 ℃加热不同时间后，对2～5 mm的钢铁岩心封堵能力，结果见图4。可知，凝胶封堵压力随着加热时间的增加有减小的趋势，且在15 d之前封堵压力变化比较平缓，之后封堵压力下降趋势变快。

图3 凝胶长期稳定性实验（140 ℃加热）

图4 封堵能力变化趋势

2.5 相容性

利用塔河油田10区常用的密度为1.17 g/cm3的聚磺钻井液和配制的模拟地层水（密度为1.02 g/cm3），评价其对堵漏凝胶性能的影响。在500 mL量筒中，分别加入200 mL钻井液或盐水，再加入100 mL凝胶（重晶石加重至密度为1.20 g/cm3）。摇晃量筒，凝胶和聚磺钻井液或者盐水出现分层现象。将上述2组实验浆体倒入老化罐中，在140 ℃加热8 h，观察凝胶成胶情况，结果表明，老化罐内上部为聚磺钻井液或模拟地层水，下部为凝胶胶体。倒出钻井液和模拟地层水后，观察凝胶成胶情况，可知凝胶胶体没有发生明显形变，仍具有良好的成胶性和强度，表明钻井液或模拟地层水对凝胶成胶性影响较小。

2.6 破胶能力

以过硫酸铵为主的外置破胶剂，可与凝胶发生氧化水解反应：聚合物分子产生自由基，使羰基与主分子链断裂，且一旦自由基产生将迅速发生连锁反应，加速降解[10]。在成胶后的凝胶体系中加入3%的破胶剂，140 ℃环境下加热，每隔2 h观察破胶情况。可知在8 h内破胶率95%以上，透过筛网只有少量纤维，见图5。实验表明，凝胶在破胶剂的作用下可在短时间内失去封堵性并彻底地破胶，破胶后残渣较少，有助于顺利返排。

图5 3%破胶剂下凝胶体系破胶情况

3 结论

1.研制的凝胶堵漏配方为：0.2%硫脲+0.4%耐温聚合物+0.75% HPAM+0.7%六亚甲基四胺+0.8%对羟基苯甲酸甲酯+0.15%草酸+0.6%纤维+重晶石。

2.堵漏凝胶体系在成胶前表观黏度在40～45 mPa·s左右，具有较好的流变性，可耐温140 ℃，在长5 cm缝宽2～5 mm的裂缝钢铁岩心中承压可达2.5～1.1 MPa，受钻井液及地层水的影响小，具有良好的耐温性、封堵性和抗污染能力。

3.根据现场施工需要，可调控凝胶成胶时间为4～10 h，并在18 d后逐渐实现破胶返排，不影响后续的生产作业。