抗高温暂堵体系室内评价及在歧口18-1油田应用

樊 虹，任 强，方培林，刘俊军，王 冬

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

抗高温暂堵体系室内评价及在歧口18-1油田应用

樊 虹，任 强，方培林，刘俊军，王 冬

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

歧口18-1油田的大多油井存在地层温度高（120℃左右）和地层能量不足特点，修井作业中会造成修井液大量漏失至地层，产生储层伤害。普通的暂堵剂对高温油井的封堵时间过短，不能满足高温暂堵要求。抗高温暂堵剂BH-ATS在120℃具有3d以上封堵能力，140℃老化1d后仍具有良好的封堵效果，暂堵后岩心渗透率恢复率在86.0%以上。抗高温暂堵剂在QK18-1油田的5D和P6井现场应用效果良好，大幅降低修液井漏失速率，作业后油井产油恢复也达到预期。

歧口18-1油田；高温油井；大漏失

修井作业中因为储层能量偏低，导致修井液漏失至储层的情况在渤海油田中普遍存在[1]，井漏存在井喷、储层污染、油井修井后恢复期长甚至油井产油量无法恢复的风险[2]。对于存在漏失的油井，渤海油田一般采取使用化学暂堵剂进行暂堵，以降低油井的漏失，但对于高温油井（＞100℃）的堵漏效果较差，主要是由于普通暂堵剂在高温下降解速率过快，导致对高温井的封堵时间过短或者封堵无效。已经报道[3-5]的抗高温暂堵剂可分为油溶性和水溶性两类暂堵剂，其存在抗温偏低、成本过高或后期破胶工艺复杂等问题。本文主要是针对渤海油田的高温井评价了一种水溶性暂堵剂，满足渤海歧口18-1油田高温井暂堵的需求。

1 歧口18-1油田高温井储层伤害分析

歧口18-1油田位于渤海西部海域歧口凹陷歧南断阶带，该油田油井的地层温度普遍偏高，可达120℃左右。歧口18-1油田沙河街储层具有低渗、低压、高温等特点，该储层岩心主要成份由石英、长石、中性火山岩屑和酸性火山岩屑组成，胶结物以碳酸盐为主。

歧口18-1油田黏土矿物的含量范围为4.8%~19%，地层压力系数0.52~0.8，储层具有强水敏、低压等特点，这就导致大量修井液在修井作业期间漏失至储层，直接产生的影响有：①导致井筒频繁大量补液，延长作业工期，并存在一定安全风险；②漏失至储层的修井液产生黏土膨胀、结垢沉淀、水锁、乳化堵塞等地层伤害，导致储层渗透率降低，油井产能降低，恢复期变长甚至无法恢复。表1为歧口18-1油田不同井在不同时间段修井作业后的恢复情况。

表1 歧口18-1油田油井修井作业恢复统计

由表1可以看出：①歧口18-1油田的油井在修井作业中都存在较大漏失，表明该油田的地层能量已经不足，随着该油田地层中的原油不断采出，未来该油田在修井作业中的漏失量还会进一步增大；②作业中漏失至地层的修井液会对储层会产生严重伤害，大大延长作业后油井产能恢复时间。由于QK18-1油田地层温度普遍在120℃左右，导致普通的暂堵剂不能对该类型高温井进行有效封堵，作业中表现为普通暂堵剂进入地层后短时间内即降解，无法满足高温油井暂堵需求。

2 抗高温暂堵剂室内评价

抗高温暂堵剂BH-ATS为中海油能源发展工程技术公司新研制的一种适用于高温井的暂堵材料，该暂堵剂是以亲水的、半刚性链的淀粉大分子为骨架，引入了亲水的羧基、酰胺基和磺酸基等单体，通过适度交联和接枝聚合形成的一种耐高温高分子吸水凝胶。实验分别配置1.5%浓度的BH-ATS溶液和1.0%浓度的BH-VIS暂堵液，将两种暂堵液在不同温度下老化18h，使用MODEL-900数显全自动流变仪测定老化后暂堵液室温下的φ600黏度，研究抗高温暂堵液的抗温性能。

表2 两种暂堵液的抗温性能（室温黏度，φ600）

由表2可以看出：1）VIS暂堵液适用的最高温度为100℃。当温度高于100℃后，老化18h后暂堵液φ600黏度下降至57.5，当温度继续升高至120℃后φ600黏度已降至21.5，此时暂堵液已失去暂堵效果；2）随着老化温度的提高，老化后BH-ATS暂堵液的黏度不断增加。低温下BH-ATS主要以细小颗粒存在，对溶液没有明显的提粘作用，当温度逐渐升高后，呈网状的交联高分子逐渐吸水溶胀，体积膨胀，造成体系黏度升高。

考虑到BH-ATS暂堵液在室温下呈颗粒状存在，溶液黏度较低，为提高BH-ATS的注入性能和均匀分散，实验优选了0.4%VIS+1.5%BH-ATS的抗高温暂堵液体系配方。实验使用QK18-1地热水配置了抗高温暂堵液，分别研究了抗高温暂堵液在120℃和140℃老化1d、2d和3d时间后的黏度变化（见表3）。

表3 高温下不同老化时间对暂堵剂黏度影响（室温黏度，φ600）

由表3可以看出：1）120℃老化后的抗高温暂堵液黏度逐渐升高，2d后黏度达到最高值。这可能是在120℃条件下抗高温暂堵液首先发生VIS降解，降解过程中仍有一定黏度，导致BH-ATS吸水膨胀速率较慢，短时间内未能吸水增黏，随着VIS完全破胶和ATS不断吸水膨胀，暂堵剂黏度不断增加；2）140℃老化后的抗高温暂堵液黏度先升高，2d后黏度开始降低，表明抗高温暂堵液在140℃条件下具备至少1d的封堵能力，3d后该暂堵液基本降解。

实验使用140℃老化1d后的抗高温暂堵液进行岩心封堵实验，研究老化后的抗高温暂堵液对不同渗透率岩心的封堵性能。实验结果表明140℃老化1d后暂堵液仍具有较好的封堵效果；使用盐水反驱，岩心渗透率恢复率均在86.0%以上，对岩心污染较小。表4为高温老化后的暂堵液对不同岩心的封堵效果。

表4 高温老化后的暂堵液对不同岩心的封堵效果

3 现场应用

抗高温暂堵剂BH-ATS分别于2015年12月和2016年8月在QK18-1油田的5D和P6井进行了现场应用，现场应用效果良好，均能有效降低两口高温井的漏失速率。表5为抗高温暂堵剂在5D和P6井应用效果。

表5 抗高温暂堵剂BH-ATS在5D和P6井应用效果

由表5可以看出，两口高温井在洗井作业中均存在较大的动漏失，使用抗高温暂堵剂进行暂堵作业后，两口井的动漏失都大幅降低至1.5m3/h，封堵效果明显。其中，QK18-15D该作业工期为20d，抗高温暂堵剂在作业期间实现了长时间有效封堵，满足了高温长时间封堵的作业要求。两口井作业后产油量都达到预期产量，表明抗高温暂堵剂对储层进行了有效保护。

4 结束语

通过抗高温暂堵体系的室内评价实验及现场应用效果分析，主要得出以下结论：

1）歧口18-1油田的油井具有地层温度高和能量不足特点，修井液作业中漏失至储层的大量修井液存在储层伤害和作业风险等问题，普通暂堵剂无法满足高温井暂堵要求；

2）抗高温暂堵体系具有良好的抗温效果，120℃老化3d后仍具有封堵能力；140℃老化1d后仍具有较好的封堵效果，反驱不会对岩心产生污染，3d后暂堵剂自然降解，不需要进行破胶；

3）抗高温暂堵剂BH-ATS在QK18-1油田的5D和P6井修井作业中封堵效果明显，大幅降低了两口井的漏失速率，作业后两口油井产油量均达到预期产量，表明抗高温暂堵剂对储层影响较小。

参考文献

[1] 方培林，刘俊军，白建华，等.渤海油田储层保护效果评价方法探讨[J].油气井测试，2015，24（5）：39-42.

[2] 郑力会，张明伟.封堵技术基础理论回顾与展望[J].石油钻采工艺，2012，（45）：1-9.

[3] 吕清河，何云章，刘利，等.油井暂堵剂SJ-2室内实验及现场应用[J].石油钻采工艺，2009，31（3）：49-51.

[4] 赵修太，信艳永，姚佳，等.高温低伤害暂堵剂HTZD室内研究与评价[J].钻采工艺，2010，（1）：80-81.

[5] 霍宝玉.高温油溶性暂堵剂的研究[D].大庆：东北石油大学，2009.

The Evaluation of A New Anti-high Temperature Plugging Fluid and Applicated in QiKou 18-1 Oilfield

Fan Hong，Ren Qiang，Fang Pei-lin，Liu Jun-jun，Wang Dong

Many oil wells of QiKou 18-1 oilfield have the characteristics of high temperature（120℃）and low oil pressure.A lot of workover fluid will leak and contaminate the formation while workover.The usual plugging agent can not meet the requirement of high temperature oil well for it has a too short plugging time.The anti-high temperature plugging agent（BH-ATS）can plug the formation over 3 days at 120℃，and have a good plugging effect after aging 1day at 140℃.Laboratory tests show that the permeability of core samples can be restored up to above 86.0% after plugging.The applied results of anti-high temperature plugging agent，used in 5D and P6 of QiKou 18-1 oilfield，were good.The leaking velocity were greatly reduced by using plugging agent and the producing recovery achieved the required.

QiKou 18-1 oilfield；high temperature oil well；serious fluid leakage

TE358.4

A

1003–6490（2017）05–0240–02

2017–04–06

樊虹（1985—），男，工程师，2007年毕业于西南石油大学化学工程与工艺专业，现从事储层保护技术研究和储层保护工作液应用工作。