柴 龙，林永学,金军斌，韩子轩

(中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

随着油气开发技术的不断发展，深部油气资源成为新的开发热点，但在钻井完井施工过程中，钻进含天然气储层时常会发生气侵现象，特别是由气液置换导致的气侵问题较难处理，如处理不当易发生溢流和井喷等井下故障[1]。塔河油田顺南及顺北区块奥陶系储层微裂缝发育，储层温度最高达200 ℃，多口井在钻进一间房组储层时发生严重的气侵现象，气窜速度最高达295 m/h，现场尝试采取提高钻井液密度和井底打稠浆塞等措施来降低气窜速度，但效果均不明显，且存在井漏污染储层的风险，气窜速度过快问题严重影响了井控安全和钻井效率。为了在欠平衡钻井过程中减缓井筒中的油气上窜速度，采取冻胶阀[2_4]或高含量膨润土浆[5]泵入井底等措施进行气体阻滞，取得一定效果，但冻胶阀存在抗温能力小于150 ℃、施工后需要破胶和膨润土浆易造成井浆黏土污染等问题。笔者在分析高温高压井筒内油气上移规律和气滞影响因素的基础上，优选出抗高温气滞塞关键处理剂，构建了抗温达200 ℃的气滞塞，研究了配套施工工艺，形成了高温高压井气滞塞防气窜技术，现场多口井应用后显著降低了气窜速度，延长了安全作业时间，提高了钻井完井效率。

1 气滞能力影响因素分析

为了降低气窜速度，研究采用气滞塞防窜技术，并分析了影响气滞能力的主要因素，以此作为关键处理剂优选和性能评价的理论依据。郭艳利等人[6]研究了单个气泡在井筒内的上升规律，分析了流体黏度、密度和气泡大小等因素对气泡上移速度的影响。O.L.A.Santos等人[7_11]通过试验验证了影响直井气窜速度的主要因素除了气泡大小外，还包括井斜角和流变性等因素。笔者在前人研究的基础上，主要分析井内流体密度、表面张力和凝胶强度等因素对气窜速度的影响。

1.1 井内流体密度

井内流体一般为钻井完井液，而气体则以天然气为主，主要成分为甲烷。天然气在井底高温高压条件下处于超临界状态[12]，密度虽然接近于液态，但仍远低于常用钻井液密度，由于两者之间存在密度差，天然气不断上升且体积不断增大，密度进一步降低，进而上窜速度不断增加[13]。

模拟顺南地区井下条件(地温梯度为2.8 ℃/100m，液态天然气密度为0.42 g/cm3)，利用理想状态方程计算了地面状态下单位体积(1L)天然气在不同钻井液密度和井深下所受浮力，结果见图1。从图1可以看出，随着井深增加，天然气受到温度和压力的双重影响，体积处于不断压缩的状态，所受浮力不断减小，直至其体积不能被继续压缩、达到液态密度时，所受浮力则保持不变。天然气达到液态密度前在2种密度钻井液中所受到的浮力大小相同；天然气达到液态密度后，其浮力随钻井液密度升高而增大。

图1 地面状态下1L天然气在不同密度钻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 表面张力

为了了解表面张力对气体上窜速度的影响，测试了中空低密度小球在不同表面张力的十二烷基苯磺酸钠溶液中的上移速度，结果如图2所示。从图2可以看出，在相同条件下，气泡上升最终速度随着溶液的表面张力增大而增大。这是因为，气泡在上升过程中前端表面活性剂浓度不断稀释、尾端浓度不断积累，导致气泡表面产生表面活性剂浓度梯度及表面张力梯度[6]。溶液浓度越小，表面张力越大，气泡表面的浓度梯度和表面张力梯度越小，导致阻力减小，最终使气泡上升速度增大。

图2 表面张力对低密度小球上移速度的影响Fig.2 The influence of surface tension on the upward velocity of low density ball

1.3 流变性

气窜影响因素相关研究中，通常认为表观黏度是主要影响因素之一。为了分析流体流变性对中空微珠上移速度的影响，测试了密度0.40 g/cm3、半径为0.5 mm的中空微珠在密度均为1.01 g/cm3、黏度不同的3种流体中的上移速度，结果见表1。从表1可以看出，与表观黏度相比，流体的凝胶强度是影响中空微珠上移速度的主要因素。

表1 不同黏度流体中低密度小球上移速度测试Table 1 The upward velocity of low density ball in various low density fluids

2 气滞塞设计与性能评价

2.1 气滞塞设计

2.1.1 抗高温流性调节剂优选

在优选流性调节剂之前，为了抑制灰岩储层中泥岩的水化膨胀，保护储层，加入了4.0%KCl。国内外常用的流性调节剂一般为黄原胶，但其抗温能力最高为120 ℃左右，无法满足顺南地区奥陶系储层200 ℃的高温要求。为此，将抗温能力较好的3种流性调节剂HEC、HE300和SMRM配制成4.0%溶液，在200 ℃下老化16 h，然后在50 ℃下进行流变性测试，结果如表2所示。从表2可以看出，羟乙基纤维素HEC和聚合物HE300在200 ℃下老化16 h后塑性黏度大幅降低，动塑比较低，基本失去提切效果；SMRM老化后动塑力进一步提高，达到6，具有较好的抗高温提切作用。根据现场气窜情况，调整SMRM加量为4.0%～8.0%。

表2 抗高温流性调节剂评价Table 2 Evaluation on a high temperature resistant rheology modifier

2.1.2 抗高温表面张力调节剂优选

考虑气滞塞应用区域地层温度高，表面张力调节剂需耐温达200 ℃。将季铵盐阳离子表面活性剂DC-551、十二烷基硫酸钠SDS、有机硅表面活性剂Si-SM和氟碳类表面张力调节剂SMSM等抗高温高表面活性处理剂加入到基浆(4.0%KCl+4.0%SMRM)中，测试其经200 ℃高温老化前后的表面张力，结果见表3。从表3可以看出，加入SMSM的基浆经过高温老化后仍具有较低的表面张力，表现出较好的抗温性能。

表3不同表面张力调节剂老化前后的性能

Table3Performancesevaluationonthepre/postageingofvarioussurfacetensionmodifiers

配方表面张力/(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 抗高温增黏降滤失剂优选

为进一步提高气滞塞的气滞能力并降低滤失量，强化其在应用井段特别是泥岩段的井壁稳定性，需优选与流性调节剂配伍性较好的抗高温增黏降滤失剂。在4.0%KCl+4.0%SMRM的基浆中分别加入4种降滤失剂，在温度200 ℃下老化16 h，然后在50 ℃下测试评价其增黏降滤失性能，结果见表4。由表4可以看出，高温老化后的ST-180基本失去增黏降滤失作用;而加入Dristemp、DriscalD和SMPFL的浆体滤失量为10～14 mL，且黏度增加明显，同时综合考虑材料性价比和易用性，选择SMPFL作为气滞塞用增黏降滤失剂。SMPFL是由含磺酸基的烯基单体和丙烯酰胺、丙烯酸共聚而成的耐温抗盐聚合物[14]。

表4 抗高温增黏降滤失剂优选Table 4 Optimization on high temperature resistant and viscosity enhancer/filtrate reducer

对优选出的抗高温流性调节剂SMRM、表面张力调节剂SMSM、抗高温降滤失剂SMPFL和抗高温纤维SMASF等气滞塞关键处理剂进行优化配伍，最终形成抗温200 ℃、高温凝胶强度大于30 Pa和低表面张力的气滞塞,其配方为：8.0%SMRM+2.0%SMPFL+1.0%SMASF+0.3%SMSM+4.0%KCl+0.3%NaOH+加重材料。

2.2 气滞塞性能评价

2.2.1 常规性能

根据气滞能力影响因素分析，气滞塞在温度200 ℃下老化16 h后，待温度降至50 ℃测试其凝胶强度和表面张力,结果见表5。从表5可以看出，高温老化后气滞塞凝胶强度由36 Pa升至70 Pa，表面张力稍有降低，但仍维持在22 mN/m以内，说明气滞塞具有较好的抗高温气滞能力。

2.2.2 高温高压流变性

由于大部分流体在常温和高温下的流变性差别较大，因此，测试聚磺稠塞高温老化前后的流变性、表观黏度和凝胶强度，结果见表6。由表6可以看出，与表5中气滞塞老化前后的性能相比，老化前聚磺稠塞黏度较高，但经过200 ℃高温老化后其黏度和凝胶强度均大幅降低，不利于控制井筒内气体上窜。

表5 抗高温气滞塞性能评价结果Table 5 Performance evaluation of high temperature resistant gas-block plug

表6 聚磺稠塞高温老化前后的流变性Table 6 Pre/post-high temperature ageing rheology of polysulfide viscous plug

采用Anton Paar高温高压流变仪测试聚磺稠塞和气滞塞在温度60～190 ℃下凝胶强度的变化情况，结果如图3所示。

图3 气滞塞与聚磺稠塞不同温度下的凝胶强度Fig.3 Gel strength comparison of gas-block plug and polysulfide viscous plug at different temperature

从图3可以看出，聚磺稠塞在190 ℃下的凝胶强度在2 Pa左右，表明其在高温下基本失去了气滞能力；气滞塞凝胶强度随着温度升高由30 Pa增至55 Pa，气滞效果得到进一步增强。

2.2.3 与井浆的配伍性

气滞塞施工过程中不可避免会与井浆产生少量混浆，因此将混合浆在200 ℃下老化16 h后测试其性能，结果见表7。从表7可以看出，气滞塞混入比例由10%增加至50%后，对顺南A井现场聚磺井浆性能影响较小，表明气滞塞与聚磺井浆具有较好的配伍性。

3 现场应用

塔河油田外围区块5口井气侵严重，为此应用了抗高温气滞塞防气窜技术，分别配合起钻、测井、取心和下油管等进行施工，井底温度最高达164 ℃，最长静止时间122 h，循环排后效显示气滞塞在长期高温环境下具有优良的油气阻滞效果，气窜速度降低率大于75%(见表8)，保障了高温高压复杂油气井的安全钻井施工。下面以顺北B井为例介绍抗高温气滞塞防气窜技术现场应用情况。

表7 气滞塞与顺南A井井浆配伍性试验结果Table 7 Compatibility between the gas-block plug and the drilling fluid in Well Shunnan A

顺北B井是部署在顺托果勒低隆北缘的一口评价井，三开套管下深7 376.00 m，四开钻进一间房组油气层后因全烃值较高，钻井液密度由1.25 g/cm3逐步提高至1.50 g/cm3。取心前短起下测后效，显示气窜速度高达300 m/h，无法满足安全施工需要，为此，应用气滞塞技术配合进行连续取心作业，施工要求及过程如下：

表8气滞塞在塔河油田施工效果统计

Table8Statisticsontheapplicationeffectofagas-blockplugintheTaheOilfield

井号井底温度/℃气窜速度(m∙h-1)应用前应用后气窜速度降低率,%顺北A164681577.9顺北B1563002591.7顺北C1521231488.6塔河A1211561987.8跃进A15680494.7

1) 气滞塞配浆罐要求为容积25～30 m3的独立钻井液罐，配套钻井液泵和加料泵管线，其管线阀门操作正常，与其他钻井液罐之间不窜不漏，配制气滞塞前所有设备清洗干净，使用井场水配制。

2) 所配制气滞塞的密度与井筒内钻井液密度保持一致，防止泵入过程中与井浆产生混浆，影响气滞性能。

3) 使用加料漏斗依次加入气滞塞各处理剂，加入顺序为KCl、SMRM、SMPFL、SMASF、SMSM和NaOH，搅拌均匀后加入加重材料继续搅拌2～3 h，气滞塞密度调节至1.50 g/cm3。

4) 起钻至井深6 984.00 m时，泵入12 m3气滞塞后替入井浆起钻，气滞塞封隔井段为6 347.00～6 984.00 m。

5) 起钻更换取心筒，下钻至井深7 778.33 m时开泵循环排后效，静止时间48.83 h，井底温度156 ℃，气滞塞返出时振动筛筛面跑浆，随后全烃值开始上升，全烃值达73%时关井节流循环，后效持续时间148 min，计算气窜速度为25 m/h，气窜速度降低率91.7%。

4 结论与建议

1) 气体与钻井液之间的密度差是造成井筒内气体滑脱上窜的主要原因，流体的凝胶强度和表面张力是阻滞气体上窜的主要因素。

2) 抗高温气滞塞抗温达200 ℃、表面张力低于22 mN/m、高温下凝胶强度大于30 Pa，现场应用显示其可降低气窜速度75%以上，提高了施工效率和安全性。

3) 目前尚未进行高温高压环境气滞能力的相关研究工作，建议后续研发相关配套实验评价设备，在油气上移规律及影响因素等方面开展更深入的研究。