用于揭开下部气层合采作业的控压暂堵一体化修井流体

张宗伟 郭鹏程 衣德强 李 鹏 杨 伟 常启帆

1.中国石油长庆油田公司第五采气厂 2.中国石油长庆油田公司第一采气厂 3.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院4.中国石油长庆油田公司第四采气厂 5.中国石油青海油田公司第一采气厂 6.中国石油大学（北京）石油工程学院

0 引言

天然气井纵向上有多套气层共存时，通常会采用上、下气层先后接替投产的方式生产，以此来降低层间干扰引发的产量损失[1-2]、延长气井的稳产周期。气井完井作业时，通过投放桥塞、填砂等方式封闭下部气层，打开上部气层先期开采；采气至上部地层压力衰竭、产量不足时，通过打捞桥塞、冲砂等修井作业打开下部气层，补充气井产能，提高气井稳产效果。打开下部气层前，上部已投产地层压力系数普遍较低，井筒液柱压力与地层压力间漏失压差较高，需暂堵上部已投产气层，然后向井筒注满修井液，提供稳定液柱压力，为打捞桥塞、冲砂等作业提供安全的井筒环境。

早期，采用超细水泥类堵剂[3]，封堵强度足够，但泵注困难，推广受限。后来的冻胶[4]、固化水[5]、强化型固化水[6]、吸水型暂堵液[7]等暂堵材料可保持液体注入，解决了泵注困难；但这些材料自身为固体或者通过化学反应形成固体物质，暂堵上部地层后存留井筒易堵塞管柱，暂堵后必须用清水快速顶替至地面，才能保证后续打捞桥塞、冲砂等作业顺利完成。新层揭开瞬间，井筒流体进入地层置换出气体，该部分气体窜入井筒后快速降低液柱压力，由于清水不具备封堵能力，井筒流体持续漏入地层，加快气体置换速度，作业安全度降低且大量清水进入新层后有可能伤害产量接替效果。此外，其他油溶性堵剂[8]、非牛顿植物胶[9]、络合水[10]等封堵材料虽然堵塞管柱的概率不高，但存留在井筒内性能不稳定，揭开新层瞬间无法提供足够的封堵性能。

为此，适用于此类气井投产作业的修井流体需满足封堵性能良好、存留井筒性能稳定等要求：①暂堵上部已投产低压气层，保证井筒可充满液体；②流体预留井筒底部后，上部空间可直接注入清水至井口；③井筒内流体保持液态且具备携岩能力，满足新层揭开前的打捞桥塞、冲砂等作业要求；④新层揭开瞬间，预留井筒底部流体的封堵能力足够，进入新层并控制地层气体置换，同时快速提高地层承压能力，井口直接补充清水后保持液柱压力稳定或小浮动波动，实现控压；⑤作业结束后，上、下气层中流体顺利返排，新、老气层产能可快速恢复。

绒囊流体是一种针对油气井漏失控制而开发的无固相封堵流体体系。流体中尺度分布在30～300 μm 的囊泡结构在漏失压差下进入地层通道后，通过堆积、拉抻、填塞方式形成承压结构，平衡井筒流体与地层间压差，封堵性能良好[11]。前期先后应用于钻井过程防漏堵漏[12]、低压气井老井侧钻封堵[13]、低压气井不降压压井暂堵[14]、深部地层转向压裂暂堵[15]等领域。井筒中，绒囊流体与清水混浆后性能稳定，形成液体活塞后可抑制地层气体上窜[16]。同时，流体在井筒内始终保持液态，携岩性能良好，前期解决了上塌下漏复杂地层的随钻防塌控漏[17]。绒囊流体面对新层揭开瞬间的气窜和漏失，封堵见效快速，维持井筒液柱压力稳定[18]；并且绒囊流体无固相和自降解的特征，返排彻底，应用转向压裂暂堵时实现了原缝无损[19]。由此可见，绒囊流体为解决多种工况下、复杂地层漏失提供了手段支持[20]，也为下部气层接替上部气层投产作业的气井控压暂堵提供了流体选择。为此，笔者在实验室评价井筒空间内绒囊修井液静置后密度、流变性、悬浮性、封堵能力、储层伤害程度等性能稳定性的基础上，探讨了控压暂堵一体化修井作业的可行性，进而将研究成果投入实际应用并取得了成功。

1 室内评价实验

室内参考天然气井产层垂深3 800 m 设定温度50～120 ℃、压力10～40 MPa 的井筒环境，以直径50 mm、高度约1.5 m，总容积近2 L 的密闭圆柱液缸模拟井筒结构。绒囊修井流体配方为2.0%囊层剂+1.2%绒毛剂+0.5%囊核剂+0.8%囊膜剂+0.1%氢氧化钠。实验评价绒囊修井流体在井筒环境静置后密度、表观黏度、悬浮性等基本性能和封堵能力、地层渗透率恢复率等关键性能变化。

1.1 密度及黏度稳定性实验评价

根据绒囊流体特征，以密度参数表征囊泡含量，密度越低，囊泡含量越高；以表观黏度参数表征囊泡强度，黏度越大，囊泡强度越大。测定绒囊修井流体在温度50～120 ℃，压力10～40 MPa 的井筒环境中静置0～64 h 后密度和表观黏度变化（表1）。

由表1 可知，随静置时间增大，流体密度升高，表观黏度降低。静置64 h 时，密度升至0.94 g/cm3，表观黏度降至50.50 mPa·s，表明流体中囊泡数量及强度缓慢衰减，但仍保持足够封堵性能。

1.2 混浆及悬浮稳定性实验评价

先后向模拟井筒中灌入初始密度0.85 g/cm3绒囊修井流体和1.00 g/cm3清水各1 L 模拟混浆效果。恒温120 ℃静置64 h 后，打开底部阀门逐次取液200mL，测量密度及40/60 目石英砂颗粒沉降时间，重复实验取均值。实验数据如表2 所示。

表1 绒囊修井流体静置不同时间后密度与表观黏度分布表

表2 依次取出液体密度及颗粒沉降时间分布表

由表2 可知，前4 次累计取出800 mL 流体密度0.93～0.94 g/cm3，沉降时间432.2～445.1 s，悬浮性能稳定。第5 次取液密度升高至0.97 g/cm3，沉降时间降至215.3 s，出现混浆。第6 次取液密度0.99 g/cm3，砂砾沉降时间26.8 s，存在微量混浆。第7～10次取出液体密度、砂砾沉降时间与清水一致，基本无混浆。实验表明，绒囊修井流体与清水在井筒中混浆程度较低。

1.3 封堵能力稳定性实验评价

以直径25 mm、长50 mm，气测渗透率300～500 mD 的人造岩心柱塞模拟地层，饱和地层水（8%KCl）后，控制柱塞出口回压0.5 MPa，以1.0 mL/min 稳定流速注入配制后未静置的绒囊修井流体，当柱塞出口无流体流出时，重复注入地层水至驱压超过20 MPa，表征流体初始封堵强度足够。温度50～120 ℃，压力10～40 MPa 环境中，静置绒囊修井流体0～64 h 后再分别以1.0 mL/min 稳定流速注入柱塞至驱压达20 MPa，记录绒囊流体累计注入体积，再重复注入地层水，记录驱压升至20 MPa 所用时间，实验数据如表3 所示。

由表3 可知，静置时间越长，岩心柱塞中重复注入地层水的驱压增速越慢。静置64 h 后累计注入绒囊流体体积从1.5 mL 升至4.2 mL，地层水注入驱压升至20 MPa 所用时间较未静置体系延长19.66 min，表明绒囊修井流体封堵性能存在缓慢衰减，但仍可实现承压20 MPa。

1.4 储层保护效果实验评价

无论是已打开低压气层还是新揭开气层，井筒流体进入地层后若返排效果不佳将伤害产气效果。对于压裂后形成人工裂缝的致密气层，目前室内常在岩心柱塞中加工裂缝以模拟地层裂缝[21]。以直径25 mm、长60 mm、气测渗透率20～80 mD 的岩心柱塞模拟地层基质，中部加工高0.1 mm 贯穿缝模拟地层裂缝，注入绒囊修井流体至驱压达20 MPa 后卸除驱压，注入破胶剂加速返排，测定基质和裂缝气测渗透率恢复效果。实验数据如表4 所示。

表3 岩心柱塞中重复注入地层水至驱压达20MPa 时间分布表

表4 绒囊修井流体返排后基质与裂缝渗透率变化表

由表4 可知，基质渗透率恢复率介于88.03%～90.06%，裂缝渗透率恢复率介于95.62%～97.07%，均大于88%。实验表明，绒囊修井流体返排后，地层中流体流动通道恢复效果良好。

2 现场应用实例

鄂尔多斯盆地靖边气田、苏里格气田等区域垂直方向多套致密气层发育，为提高单井稳产效果常实施多层分压先后合采[22]。近年来，伴随已投产气层压力系数下降、产气能量衰竭，部分气井逐渐通过修井作业打开下部预留气层，改善气井稳产效果。期间，为实现单井多套气层控压暂堵一体化修井，引入绒囊修井流体，先后于6 井次完成现场应用。以其中GX-1 井、GY-1 井为例，分析技术应用效果。

2.1 GX-1 井先导试验效果

GX-1 井构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，2012年7 月完钻，完钻井深3 680 m。上部二叠系石盒子组、山西组砂岩层压裂改造后投产，下部奥陶系马家沟组酸化改造后投放桥塞封隔气层，未投产。初期气井日产气量超过4.0×104m3，至2015 年衰减至0.5×104m3/d，产能不足，计划打捞深度3 328 m 处桥塞，释放下部马家沟组气层产能，实现接替投产。修井前井口油压5.2 MPa，上部气层压力系数仅0.62，考虑邻井揭开下部气层后重复漏失严重，应用绒囊修井流体实施连续暂堵。先期反循环泵入绒囊修井流体78 m3后泵压升至5 MPa，上部气层暂堵成功，拆井口、起原井管柱等作业顺利，打捞桥塞瞬间井口补充清水约8 m3后见液，暂堵下部气层成功。参考邻井数据，估算下部新层的地层压力接近19 MPa，计算绒囊修井流体提高新层承压能力近13 MPa。GX-1 修井过程平均漏速低于0.12 m3/h，作业结束后气举排液，放喷至第6 天，入井流体返排率达92%，气井产量接近1.2×104m3/d，作业成功。

2.2 GY-1 井先导试验效果

GY-1 井构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，2002年9 月投产，完钻井深3 540 m。试气后下入桥塞封闭下部山西组气层，上部石盒子组先期投入生产。投产初期日产气量超过4.0×104m3，至2006 年9 月日产气已降至0.2×104m3，为此，计划打捞深度3 310 m 处桥塞释放下部山西组气层产能。

考虑上部地层压力系数已低于0.70，为解决下部地层打开瞬间气窜和漏失控制难题，提高作业安全性，应用绒囊修井流体实施控压暂堵。先期反循环泵入绒囊修井流体88 m3后泵压升至3 MPa，上部气层暂堵成功。后续，打捞桥塞受阻改为磨铣工序，直接利用绒囊修井流体循环洗井，磨铣期间揭开新层发生二次漏失，井口直接补充清水10 m3见液，控制平均漏速低于0.15 m3/h。参考邻井资料，估算新层的地层压力接近20 MPa，计算绒囊修井流体提高新层承压能力近12 MPa。作业结束后地层流体返排率超过90%，日产气量升至1.5×104m3，作业成功。

2.3 区域整体应用效果

统计6 口气井现场施工信息，包括上部气层压力系数、上部气层中深等数据，如表5 所示。

表5 现场6 口井绒囊修井流体施工数据表

由表5 可知，6 口气井上部已投产老气层压力系数衰减至0.56～0.72，绒囊修井流体成功暂堵。暂堵上部地层后，考虑下部新层压力系数普遍高于上部地层，液柱压力接近时漏失压差更小，且地层中绒囊流体体积越大，承压能力越强。以进入上部地层暂堵的绒囊修井流体体积为参考，计算井筒内预留绒囊修井流体19～45 m3。实际施工中，揭开下部气层后井口补充清水5～15 m3见液，控制平均漏速仅0.07～0.23 m3/h，气井上部与下部气层暂堵效果稳定。

3 讨论与分析

根据室内实验与现场应用效果，讨论与分析绒囊修井流体应用下部气层接替上部气层投产作业中控压暂堵一体化效果。

3.1 井筒环境中囊泡含量及强度稳定

绒囊流体封堵机理中，流体内囊泡含量及其强度影响封堵性能强弱，囊泡含量越高，强度越大，封堵性能越好。由于现有方法难以直接表征囊泡含量及其强度，实验测定流体密度和表观黏度参数，间接评价囊泡含量及其强度变化。对比实验中绒囊修井流体静置0～64 h 过程密度与表观黏度变化趋势。静置64 h 后，流体密度升至0.93 g/cm3，增幅0.07 g/cm3，表观黏度降至51 mPa·s，降幅10.34 mPa·s。研究表明，流体存留井筒温度与压力环境下，囊泡含量和强度均缓慢衰减，但仍处于设计范围，基础性能稳定。同时，流体中始终无固相生成，可提供稳定液柱压力，为暂堵上部地层后起下管柱、循环洗井等工序提供液体介质，解决了常规堵剂自身含固相或预留井筒生成固相堵塞管柱的缺陷，提高封堵流体与修井工艺的兼容性。

3.2 井筒内与清水混浆后悬浮性稳定

井筒充满绒囊修井流体后，下部新层揭开瞬间的气窜和漏失控制效果最佳，但单井用量过大，升高成本。常规作业时，预留少量绒囊修井流体于井筒底部，上部直接充满清水以保持液柱压力足够，降低成本。此时，井筒内绒囊修井流体与清水混浆程度影响流体性能。为此，以密度、悬浮性为评价参数，分析绒囊修井流体与清水混合后不同区域的混浆程度。

混合流体静止64 h 后，测定底部800 mL 绒囊修井流体密度升高9.41%～10.59%，砂砾沉降时间稳定332.2～348.7 s，性能稳定无混浆。中部200 mL 绒囊修井流体密度升高14.12%，沉砂时间下降36.93%，计算清水混浆程度50%。中部200 mL 清水密度下降1.00%，沉降时间提高109.78%，存在轻微混浆。

计算现场6 口气井井筒底部预留绒囊修井流体液柱高1 380 m～1 790 m，上部清水液柱高1 750m～2 300 m，以20%混浆段计算无污染绒囊修井流体体积19～36 m3，大于实际进入新层体积5～15 m3，清水混浆并未影响绒囊修井流体暂堵效果。

绒囊流体中表面活性剂和大分子提供的界面张力、疏水缔合力和分子间力及其他作用力抵抗上部水分子进入，抑制混浆，保证井筒底部预留部分封堵性能稳定。与此同时，大量囊泡结构提供的物理黏度与表面活性剂提供的化学黏度提供悬浮性，满足新层打开前井筒内洗井和桥塞磨铣后碎屑、杂质等携带要求。现场GY-1 井磨铣桥塞作业中，井筒内26 m3绒囊修井流体与清水混合后携带井底磨铣碎屑效果良好。

3.3 井筒中静置后封堵地层性能稳定

面对上、下两套气层不同时间的暂堵要求，绒囊修井流体封堵性能稳定是实现控压暂堵的关键。以实验中绒囊修井流体封堵前后，地层水注入驱压增幅和升压时间表征流体封堵强度和起效速度，对比流体静置不同时间后封堵性能变化。

实验中，绒囊修井流体静置0～64 h 后注入岩心柱塞，以重复注入地层水驱压升至20 MPa 为节点，累计注入绒囊流体从1.5 mL 升至4.2 mL，驱压升至20 MPa 所需时间从33.87 min 升至53.53 min，增幅58.04%。实验表明，绒囊修井流体的封堵性能随井筒中静置时间延长存在缓慢衰减，但仍保持足够的封堵性能。

现场6 口气井中，绒囊修井流体提高上部低压老气层承压能力8.50～13.31 MPa，初始封堵性能良好。GX-1 井、GY-1 井中，绒囊修井流体存留井筒48～72 h 后进入新层，提高地层承压能力约12～13 MPa，封堵性能稳定。计算6 口气井下部新层揭开后瞬间损失液柱压力介于2.7～8.0 MPa，控制平均漏速维持介于0.12～0.23 m3/h，达到上、下多套地层控压暂堵一体化作业目标。

绒囊修井流体的封堵能力随流体内囊泡含量及其强度衰减而下降，通过优选表面活性剂和大分子类型及加量比，控制井筒温度和压力环境下，流体中囊泡数量及其强度衰减速度缓慢，保持基本性能稳定。对于以模糊封堵机理为核心的绒囊流体，无须依靠化学反应形成固态或近固态结构，降低体系对环境温度和压力的敏感性，提高存留井筒中流体封堵性能的稳定性。新层揭开瞬间，流体在漏失压差作用下快速进入地层，控制地层中高压气体置换与井筒流体漏失，提高揭开新层与封堵新层的连续性，快速控制井筒流体漏失，缓解液柱压力波动，维持上部气层已有封堵效果的稳定性，实现控压暂堵一体化。

3.4 基质与裂缝中储层伤害程度较低

地层接替投产作业中，上部老气层压力系数较低，暂堵后气体通道恢复能力弱。下部新气层揭开瞬间井筒流体进入地层后，潜在储层伤害风险也较高，要求绒囊修井流体暂堵后可快速返排，恢复地层产气通道。尽管目前已有学者推荐使用流量法评价天然气多层合采储层伤害程度[23]，但考虑到多层接替时不同气层能量差异较大，主要产气层仍然单一，故仍然采用渗透率评价储层伤害程度。对比实验中绒囊修井流体返排后，裂缝与基质的渗透率恢复率分布，如图1 所示。

图1 基质与裂缝中渗透率恢复率分布图

由图1 可知，基质渗透率恢复率88.03%～90.06%，均值89.24%，裂缝渗透率恢复率95.62%～97.70%，均值96.46%，气体流动通道恢复能力良好。现场GX-1 井、GY-1 井修井作业结束后直接气举排液，流体返排率均超过90%，新气层接替后气井产量超过1.0×104m3/d，达到预期目标。研究表明，绒囊修井流体储层伤害程度低，有利于保障新、老气层作业后产量快速恢复，提高气井多层接替稳产效果。

4 结论

1）绒囊修井流体暂堵上部已投产低压气层后，预留一定体积于井筒底部，保持流体性能稳定，提供打捞桥塞、冲砂等作业液体介质。下部新层打开瞬间，流体快速进入新层后控制气体置换与井筒流体漏失，维持液柱压力稳定。作业结束后，配合返排措施可快速恢复上、下气层产气能力，实现了下部气层接替上部气层投产作业控压暂堵一体化。

2）绒囊修井流体预留井筒底部后，可快速控制新层揭开瞬间出现的高压气体置换和井筒流体漏失。此时，当井筒底部修井流体进入地层实施封堵后，需从井口及时注入常规清水修井液至充满上部井筒空间，维持井筒液柱压力始终稳定，保证控压效果。

3）天然气井多种复杂漏失控制应用中，绒囊流体面对不同物性、不同压力系数地层的封堵最小体积预测方法仍需攻关。通过井筒中绒囊流体体积达到或者略超过封堵最低体积，可最大程度降低单井用量，压缩作业成本，进一步挖掘技术经济潜力。