大孔道高渗层开采后期封堵技术

何奇 曹广胜 柳洪鹏

1.东北石油大学提高采收率教育部重点实验室；2.大庆钻探工程公司钻井二公司

大庆油田喇嘛甸区块储层物性好，SⅡ1+2～GⅠ4+5油层的沉积环境为河流－三角洲，属于碎屑岩类储油层，岩性以砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主，粒级以中、细砂为主，粒度中值在0.07～0.21 mm之间，储油层孔隙度25%～27%，原始含油饱和度73%～76%，平均空气渗透率为(200～1 700)×10−3μm2，最高渗透率达3 700×10−3μm2，储层单层厚度达到20多米。喇嘛甸区块为高渗透区块［1-3］，由于长期注水开采，油层中的胶结物在油水冲蚀下，随流体采出地面，使油层孔隙越来越大。因此，在该区块钻井井漏事故频发、钻井液滤液伤害储层，采油过程中低效循环或无效循环问题突出［4］，导致钻井成本升高、油田采收率低，给油田开发带来巨大压力。针对上述问题，调研发现国内外开展了大量随钻防漏和调剖堵水技术研究［5-26］，可以解决相关问题，但是存在以下几方面不足：一是随钻防漏技术适用于钻遇压力衰竭地层、裂缝发育地层、破碎或弱胶结性地层，涉及高渗层钻井防漏问题的技术研究比较少；二是目前大部分随钻防漏技术对地层的伤害比较大；三是堵水调剖技术以机械堵水与化学堵水为主，这两种方法均可达到堵水调剖效果，但存在经济性不高、对环境不友好、易“堵死”油气通道、伤害低渗透油层等缺点。本文介绍的锁孔成膜钻井液技术着力解决的是高压高渗层防漏问题，特别是渗透率在3 500×10−3μm2以上地层的防漏难题；该技术还能减少钻井液滤液对地层的侵入，降低对储层的伤害。另外，通过研究形成了一种以油泥砂为主剂的堵水调剖封堵技术，具有配置简单、成本低、环保、封堵性强、具有一定的渗透性等优点。

1 钻井过程中的封堵技术研究

在钻井过程中，应用锁孔成膜钻井液防漏技术，打开储层时能够迅速在高渗透孔喉处形成致密封堵膜且具有较高的承压能力，有效防止井漏。

1.1 锁孔成膜钻井液技术原理

根据高渗地层孔隙度，科学匹配可降解颗粒粒径、柔性纤维长度及成膜聚合物浓度。在高渗层孔喉处通过架桥、溶胀、封堵作用，使井壁表面形成致密的封堵膜，提高井壁承压能力。

1.1.1 成膜聚合物溶胀成膜原理

该成膜聚合物是一种多支化、多功能基团的共聚物，其含有多种水化基团，遇水后可吸水膨胀分散成胶束，达到一定浓度后，在岩石表面形成致密坚韧的膜，且共聚物中含有疏水基团，能够阻止水分子快速进入胶束，从而降低该聚合物的吸水速率，使其缓慢吸水、逐渐溶胀，由于共聚物的交联作用，可以使其只溶胀而不溶解。图1和图2为此高分子共聚物溶胀前和溶胀后显微电镜图。从两张电镜图片可看出，溶胀后功能基团缔合成束作用明显，“成膜效应”大增［8,27］。

1.1.2 锁孔成膜钻井液封堵机理

利用成膜共聚物的覆盖封堵功能，配合天然纤维的架桥和可降解颗粒的填充作用，强化了整个封堵体系的效果。首先，根据地层孔隙大小，匹配粒径适中的颗粒和长度适中的纤维，通过纤维的架桥与颗粒的填充堆积作用，密实填塞高渗孔隙。然后，共聚物吸水溶胀成胶束，进而“成膜”，封堵残余的缝隙及孔喉。待共聚物成膜功能经过一段时间的强化后，封堵材料牢牢镶嵌在地层孔喉中，抗压能力陡增，使整个封堵体系逐渐融为一体，形成一层“隔液膜”，从而有效阻止钻井液及其滤液侵入地层，实现近零滤失钻井，有效保护油气层［6,25］。

图1成膜聚合物溶胀前Fig.1 Before the swelling of film forming polymer

图2成膜聚合物溶胀后Fig.2 After the swelling of film forming polymer

1.2 室内实验研究

为了评价不同加量的锁孔成膜剂的封堵效果及其与钻井液的配伍性，在室内进行了相关实验评价［28-29］。

1.2.1 实验材料与仪器

材料：膨润土、抑制剂(HX-D阳离子聚合物)、阳离子黏土稳定剂NW-1、井壁稳定剂FRJ-Ⅱ、HPAN、改性沥青、氢氧化钾、锁孔成膜封堵剂。

仪器：ZNS−2型中压滤失仪(青岛海通达专用仪器厂)，ZNN-D6型六速旋转黏度计(青岛奥思特石油科技有限公司)，YM−2型钻井液密度计(青岛奥思特石油科技有限公司)，MLN-4型马氏漏斗黏度计(青岛海通达专用仪器厂)，GJS-B12K高频高速搅拌机(青岛海通达专用仪器厂)，D90-300型大功率搅拌机(青岛海通达专用仪器厂)，电子天平(上海光正医疗仪器有限公司)，无渗透滤失仪(青岛海通达专用仪器厂)。

1.2.2 实验方法及结果

按照现场所使用的钾盐共聚物钻井液体系配方配制钻井液：2%膨润土+0.5%抑制剂(HX-D阳离子聚合物)+1%阳离子黏土稳定剂NW-1+1.5%井壁稳定剂FRJ-Ⅱ+0.5%HPAN+1%改性沥青+0.2%氢氧化钾，配好后加重至1.60 g/cm3备用。

(1)锁孔成膜封堵剂的加量优选实验。取配制好的钾盐共聚物钻井液为基浆，加入锁孔成膜封堵剂，利用砂床实验的方法，对锁孔成膜剂不同加量的成膜封堵能力进行室内实验，图3和图4为室内砂床实验图。实验数据见表1。

图3钻井液完全漏失Fig.3 Complete mud loss

图4钻井液成功封堵Fig.4 Successful plugging of drilling fluid

由表1砂床封堵实验数据可知，锁孔成膜封堵剂在钻井液中加量为1%时即可实现有效封堵，随着其加量的增加，滤液侵入深度越来越低，当锁孔成膜封堵剂加量在2%时，侵入量明显降低，因此，为减少钻井液对地层的侵入厚度，确定锁孔成膜封堵剂的加量最低在2%。

锁孔成膜封堵剂经过砂床实验和中压滤失实验后，钻井液滤饼表面和砂床表面形态见图5，砂床孔喉中镶嵌了合成的成膜共聚物和可降解颗粒材料，中压钻井液滤饼薄而致密且呈现出了致密网状结构。因而可以达到封堵地层孔喉、提高井壁承压能力的效果。

(2)锁孔成膜封堵材料常规钻井液性能实验。取配制好的钾盐共聚物钻井液为基浆，在加入不同含量的锁孔成膜封堵剂后，钻井液的常规性能数据见表2。

表 1砂床漏失实验结果Table 1 Sand bed loss experimental results

图5锁孔成膜钻井液滤饼、砂床表面封堵形貌及微观图Fig.5 Surface plugging morphology and microscopic of mud cake and sand bed of pore locking and film forming

表2锁孔成膜封堵材料加量不同时钻井液性能实验结果Table 2 Experimental results of drilling fluid properties at different dosages of pore locking and film forming based plugging agent

由表2可看出，在常规钻井液中，锁孔成膜封堵材料的含量在3%以下时，对钻井液密度、黏度、塑黏、动塑比、初/终切、滤失量、滤饼厚度的影响均较小；含量在4%时，钻井液常规性能参数值明显升高，因此，也会导致现场钻井液性能维护难度增大。根据砂床实验的相关数据和钻井液配伍性实验数据，综合确定锁孔成膜封堵材料的加量为2%～3%。

根据上述实验，确定现场锁孔成膜封堵钻井液的配方如下：2%膨润土+0.5%HX-D阳离子聚合物抑制剂+1%阳离子黏土稳定剂NW-1+1.5%井壁稳定剂FRJ-Ⅱ+0.5%HPAN+1%改性沥青+0.2%氢氧化钾+2%～3%锁孔成膜封堵剂。

1.3 现场应用效果

锁孔成膜钻井液技术在大庆油田喇嘛甸区块高渗层应用取得了明显效果。2018年以前，井漏发生率逐年上升，主要是由于随着油田的深入开采，储层内的胶结物质被严重冲蚀，孔隙越来越大，地层承压能力越来越低，导致井漏风险增加，尤其是2018年井漏发生率较往年大幅度增加(原因是孔隙度增大，钻关停注时间短，安全钻井液密度窗口变窄)，为降低井漏发生率，2019年在现场施工中应用了锁孔成膜钻井液技术，钻井液中加入2%～3%的锁孔成膜封堵剂，有效提高了井壁的承压能力，井漏发生率由2018年的10.7%降至2019年的1.4%。现场防漏效果明显。

2019年，锁孔成膜钻井液防漏技术在该高渗层区块施工中应用，钻井液中加入2%的锁孔成膜防漏材料，加入锁孔成膜剂后，侵入带平均厚度由原来的29 mm降至5 mm，降低了钻井液对储层的伤害。

2 油气开采过程中的封堵技术

目前通用的堵水剂种类主要有两大类：一是非选择性堵剂，主要包含树脂型、冻胶型、沉淀型、凝胶型及分散型堵剂；二是选择性堵剂，主要有水基堵剂、油基堵剂及松香二聚物醇基堵剂［30］。此外，近些年来，部分油田进行了含油污泥堵水调剖技术的研究与应用［20,31-32］，现场试验表明，含油污泥堵水调剖技术能够有效封堵高渗层，达到“控水稳油”的目的，但是大部分含油污泥堵水调剖剂固体颗粒粒径分布较窄，紧靠颗粒自身的堆积作用与地层形成的桥联力较弱，因此封堵强度不高，容易被流水带走、冲蚀，封堵有效期短，尤其是无法满足大孔道高渗层的堵水需求。针对油泥砂堵水剂存在的不足，通过研究形成了适用于高渗层的油泥砂堵水调剖封堵技术，现场应用取得了良好的效果。

2.1 高效油泥砂堵水封堵工艺原理

通过对油泥砂进行除油、去污、润湿反转等处理后，与胶结剂、启动剂、悬浮剂、抑菌剂、分散剂、增黏剂混合，按一定比例制成悬浮液堵水混合物，泵入高渗层油层，胶结剂具有选择性，当遇到高含水层时，便会发生交联聚合反应，形成网状骨架结构，并将油泥砂包裹住，使自身的体积扩大数十倍，填孔封缝，胶结剂通过自身的正电荷牢牢吸附在地层岩石表面，防止被水带走、冲蚀，通过以上作用，有效封堵大孔道高渗层，消除低效、无效循环带，达到堵水增油的效果。此外，胶结剂形成的空间网状结构无法被完全填充，油泥砂与油泥砂之间会留有微小的孔喉，防止“堵死”油气通道。

2.2 悬浮液主要组分含量的确定

该悬浮液中的主要成分为油泥砂和胶结剂，将这两种成分的不同含量对封堵的影响进行了室内实验评价，确定了各自的质量分数［33］。

2.2.1 实验方法

将油泥砂、胶结剂与启动剂按一定比例混合加入烧杯中，加入地层水定容至1 L，静止观察其体积膨胀与胶结强度情况。

2.2.2 油泥砂含量的确定

油泥砂中含有大量的黏土矿物成分，其吸附在高分子链上有利于提高最终封堵物的强度，此外，为了更多地处理油泥砂废物和降低悬浮液的成本，应该在悬浮液中尽可能多地加入油泥砂，但过多的油泥砂用量对最终封堵物的胶结强度不利。在保证其他组分不变的前提下，对油泥砂与胶结剂在不同质量比例下形成的填充物强度进行了室内实验对比，如表3所示。由表3可以看出，油泥砂与胶结剂质量比过低，封堵物强度低，韧性较好，主要是因为油泥砂相对含量低，网状结构填充不密实，导致强度低；而油泥砂与胶结剂质量比过高时，封堵物强度高，但韧性较差，甚至出现了破碎现象，原因是胶结剂相对含量低，空间结构力弱，油泥砂间无法形成“一体化”。根据实验数据得出，油泥砂与胶结剂的质量比例为20∶1时，胶结物的强度高，韧性好。当油泥砂与胶结剂的质量比例不超过20∶1时，强化时间没有明显的增加，不会因为强化时间过长导致封堵效果差。综合封堵物强度和强化时间两方面因素的影响，确定油泥砂与胶结剂的质量比例为20∶1。

表 3油泥砂与胶结剂比例的确定实验Table 3 Determination experiment on the ratio of oily sludge to cementing agent

2.2.3 胶结剂含量的确定

胶结剂含量决定了最终封堵物的网状骨架强度和交联程度，但胶结剂过多又会提高悬浮液的成本，降低经济性，因此，适当的胶结剂含量尤为重要。在室内对不同质量分数的胶结剂进行了对比实验，见表4。

表4胶结剂质量分数优选实验Table 4 Optimization experiment on the mass fraction of cementing agent

通过分析实验数据得出，胶结剂质量分数过低，封堵物的强度低，胶结性差，这是由于胶结剂含量不足，无法将油泥砂连为一体所导致的；在一定范围内，随着胶结剂质量分数的增加，强度和胶结性都随之提高，但是胶结剂质量分数过高，出现了部分胶结剂骨架中没有填充物，仅靠胶结剂无法支撑整个空间结构，使得整体强度变低，同时经济性也降低。胶结物质量分数在4%～5%时，封堵物强度高，韧性好。随着胶结剂质量分数的增加，强化时间逐渐延长，但是胶结剂质量分数不超过5%时，强化时间没有明显的增加。因此，综合封堵物强度和强化时间两方面的影响，确定胶结剂的含量为4%～5%。

2.3 现场调剖技术应用要点

油田开采过程中，油泥砂的来源主要有两种：一是污水处理和油水分离过程；二是生产作业过程。油泥砂组成成分复杂(油、泥砂、各种添加剂和其他杂质)，在现实情况中，油、水、泥砂和杂质等组分变化很大，作为堵水调剖剂使用时，如果应用不当，会造成近井堆积，悬浮液注入困难，导致堵水失效。现场应用要点及注意事项如下［34］。

(1)施工前，制定完善的堵水施工现场技术方案，召开现场施工会，并进行现场技术交底。

(2)堵水调剖悬浮液各组分均匀混合，避免个别成分局部浓度过高，影响封堵物强度与胶结度。

(3)明确施工参数。根据现场配制的悬浮液总量，计算注入速度，避免注入时间过长，并根据管线的承压能力确定注入压力限高。

(4)施工步骤有序。保证施工工序前后衔接紧密，保持施工的连续性。

(5)注入工艺要求明确。注入过程中要时刻紧盯压力表值的变化，尤其是到注入后期，保证压力值缓慢平稳上升，杜绝上升过快或忽高忽低，以免伤害渗透层。

(6)其他施工注意事项。一是制定施工应急预案，保证施工安全、有序进行；二是注意保护环境，制定措施，杜绝跑、冒、滴、漏现象的发生，尤其是施工完车辆、设备、管线的清洗工作必须在指定位置进行；三是做好防火防爆工作，防范施工现场发生火灾等事故。

2.4 现场试验

为了评价该油泥砂堵水调剖技术的应用效果，2018年在大庆油田喇嘛甸区块高渗层进行了现场应用试验。

该试验区块主力开采层为S、P油层，有效厚度超过30 m，油层属于河流—三角洲沉积。区块经过了40多年的开发调整，目前已进入高含水开采期，综合含水已达96.7%。由于多年的注采开发，造成地层物性发生了较大的变化。现场资料统计表明，随着油田的开发储层渗透率逐步增大，尤其是P油层，渗透率最大在3 700×10−3μm2以上。

在该区块内选择了4口油井进行堵水试验(表5)，单井注入油泥砂悬浮液量为1 000～1 500 m3，其中胶结剂2 t，油泥砂40 t。调堵前单井日平均产液34.5 t，平均产油0.825 t，平均含水97.15%。调堵后，平均含水率降至91.82%，其中单井含水最低点为89.3%、含水最大降幅为7.0个百分点，累计增油837 t。4口井试验初步取得了堵水效果，随着研究深入和进一步试验，必将取得更好的效果。同时，该项技术的应用可以处理掉一部分油田采出的油泥砂，从而减少了油泥砂无害化处理费用及外排带来的环保问题，具有良好的经济和社会效益。

表5 4口井调堵试验前后数据Table 5 Data of four wells before and after the profile control and plugging test

3 结论

(1)大孔道高渗层开采后期锁孔成膜封堵技术能有效解决大庆油田喇嘛甸区块出现的钻井井漏事故频发、钻井液滤液伤害储层的难题，应用该技术后试验区块内钻井井漏发生率由10.7%降至1.4%，钻井液侵入带厚度缩减82.76%。

(2)油泥砂堵水调剖技术在现场试验了4口井，取得了堵水效果，4口井调堵后，平均含水率降低5.33%，累计增油837 t，下一步需深入研究和进一步试验，以取得更好的堵水效果。