李良川卢淑芹彭 通张明伟米 凡

（1. 中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2. 冀东油田公司，河北唐山 063000；3.中南大学，湖南长沙 410083）

冀东油田绒囊修井液控制储层伤害应用研究

李良川1，2卢淑芹2彭 通2张明伟1米 凡3

（1. 中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2. 冀东油田公司，河北唐山 063000；3.中南大学，湖南长沙 410083）

针对冀东油田在修井过程中出现漏失、含水恢复时间长、储层伤害严重等问题，在分析了绒囊暂堵机理的基础上，现场采用绒囊修井液体系，利用绒囊自匹配漏失通道实现全面封堵并可自动返排的特性解决了这一难题。室内评价表明，绒囊修井液体系稳定时间15 d以上，封堵地层后可提高地层承压能力达到7 MPa，修井液侵入地层在8 cm以内，岩心渗透率恢复值达90%以上。在L12-6井和NP23-X2409井进行了现场应用，L12-6井采用绒囊修井液暂堵检泵，含水恢复至正常水平仅需3 d，且日产油增加3 t多，含水率下降了30%；NP23-X2409井采用绒囊修井液暂堵后挤水泥，承压能力提高了6～7.5 MPa，日产油增加了10 t多，含水率下降了5%。室内和现场应用表明，绒囊修井液封堵效果好，对储层伤害较小。

绒囊；修井液；暂堵；储层伤害；恢复产能；承压能力

冀东油田滚动开发不断深入，地层压力下降，修井液漏失严重。以往主要采用油溶树脂［1］、广谱复合屏蔽暂堵［2］以及利用表面活性剂使修井液发泡、降低液柱压力［3］等方法防漏堵漏。利用先进的刚性封堵理论［4］，优化刚性材料架桥与油溶材料充填，协同暂堵效果较好［5］。但油溶性材料受温度影响大，施工时由于设备故障、临时停止作业等原因容易卡管柱，而且施工后大部分井产量恢复时间较长。曾经使用的自适应防漏堵漏，应用范围有一定的局限性［6］；使用表面活性剂发泡，修井液半衰期仅30 min，只能短时间调节工作液密度达到降低液柱压力、控制漏失，封堵时间较短。

绒囊是一种内部为气囊、外部附着绒毛的可以实现找孔堵孔的新型材料。绒囊与其存在的胶体环境构成的绒囊工作液，已成功应用于钻井、完井作业防漏堵漏和控制储层伤害［7］。绒囊工作液以水为连续相，通过表面活性剂、聚合物处理剂在物理、化学作用下，自然产生粒径15～150 μm、壁厚3～10 μm的绒囊作为分散相，形成稳定的气液分散体系。绒囊修井液利用绒囊自匹配漏失通道能力，无论漏失通道的尺寸大于、小于或相当于绒囊尺寸，都可利用绒囊自身的特性，实现全封堵地层并可自动返排。施工时不但能够降低工作液密度，实现欠平衡作业，而且能够封堵漏失地层，提高地层的承压能力［8］。作业完成后由于自动从地层中返排，大大降低了储层伤害程度。冀东油田修井液采用清水、专用绒囊处理剂、分子量1 000万的聚合物以及辅助处理剂配制而成。

1 绒囊修井液封堵效果研究

绒囊是由“一核二层三膜”构成。从图1绒囊微观照片可以看出，绒囊的核心组成是气核以及包裹气核厚厚的高黏密实层。密实层外是一层绒毛状物，整体看来像长着绒毛并被厚厚包裹的气囊。

图1 显微镜下放大1500倍绒囊照片

影响绒囊修井液封堵效果的因素主要是修井液的切力、修井液在漏失通道的流速、漏失通道的尺寸及弯曲程度、漏失通道表面的粗糙程度、地层压力、温度等。绒囊正是利用这些外界因素，以实现自匹配全封堵地层，并增强封堵的有效性。

修井液的切力使得绒囊被限制并分散在修井液体系中，一旦修井液进入漏失通道，流速就会下降，表观黏度很快升高，大大降低了修井液向地层中的流动能力；同时由于地层与液柱压差作用，气相流动速率大于液相，气囊被拉长变形，并在前端与地层作用，这两种因素加强了绒囊的封堵效果。

漏失通道的尺寸是绒囊实现自匹配漏失通道的基本依据。类似于桥堵材料和油溶树脂在封堵时依靠自身尺寸的大小与漏失通道的匹配，在漏失通道内架桥形成“隔墙”［9］，绒囊则通过气囊的变形和堆积实现自匹配漏失通道，形成封堵带，地层温度的升高，增强了封堵效果。而地层压力又对封堵过程中前端的气囊产生“挡板效应”，最终由于形成前端大、后端小的横放“金字塔”状封堵带分担漏失压差，漏失停止。

漏失通道的弯曲程度以及漏失通道表面的粗糙程度，也是影响绒囊修井液封堵地层效果的重要因素。在漏失过程中，漏失通道内表面的粗糙不平，将对绒囊表面厚厚的高黏包裹层产生“挂阻”作用，阻碍绒囊在漏失通道内继续前进。由于修井液在漏失通道内的切力高、流速低，一旦有绒囊在漏失通道内产生“挂阻”，就会引起更多的绒囊被“挂阻”并产生堆积；而漏失通道的弯曲程度使得绒囊的“挂阻”作用与堆积作用更为有效。地层温度和压力又会使这种作用得到增强，封堵更加有效。

影响绒囊修井液封堵效果的因素还包括井深、修井液泵出修井管柱前后的压降等。从以上分析可以看出，绒囊修井液正是利用这些影响因素，更好地适应漏失通道的多样性与复杂性，以实现自匹配封堵地层。当某些重要的外界因素不满足时，无固相绒囊封堵液将不得不创造以上影响封堵效果的条件，以增强其封堵效果。比如当地层较浅、温度与压力较低，裂缝大，这就需要加入少量的桥堵材料，增加绒囊在漏失通道的“挂阻”，增强封堵效果。需要指出的是添加桥堵材料将会对地层造成伤害。

2 绒囊修井液室内评价

室内在10 000 r/min的转速下，每隔20 min在搅拌杯中依次加入增黏剂、降滤失剂、防膨剂、成核剂、成膜剂等处理剂，配制绒囊修井液。

2.1 稳定性评价

绒囊工作液稳定性是绒囊修井液实现有效封堵地层的关键性能之一。实验测定80 ℃、24 h内，绒囊修井液流变性和表面张力变化，见表1。

表1 绒囊修井液稳定性参数实验数据

从表1可以看出，老化24 h后，绒囊修井液密度仅增加了0.02 g/cm3，塑性黏度保持不变，动切力降低了0.5 Pa，动塑比降低了0.02 Pa/mPa·s，初切力和终切力分别在老化后下降了1 Pa、1.5 Pa，表面张力下降了5.7 mN/m；放置15 d后，密度下降了0.01 g/cm3，塑性黏度不变，动切力下降了0.9 Pa，动塑比降低了0.04 Pa/mPa·s，初切和终切分别下降了0.7 Pa、0.5 Pa，表面张力增加了1.4 mN/m。绒囊修井液在80 ℃条件下老化24 h以及老化后放置15 d，密度、流变性能和表面张力的变化较小，变化的范围可以接受，这表明绒囊修井液的稳定性较好。

2.2 堵漏效果评价

实验采用20～40目、40～80目、70～100目石英砂，在80 ℃条件下实验0.85 g/cm3的绒囊修井液填砂堵漏效果。填砂筒高度12 cm，直径5 cm，回压0.5 MPa，加压至7 MPa，实验效果见图2。

图2 绒囊修井液静态填砂堵漏实验

从图2可以看出，绒囊修井液在封堵不同大小的漏失通道，通道越大，侵入越深，但都具有较高的承压能力，承压达到6.5 MPa。测量绒囊修井液在石英砂中的侵入深度，粗砂岩为5～8 cm，中细岩为2～3 cm。

为进一步评价绒囊修井液的封堵效果，实验采用9 cm的填砂管，在120 ℃、0.7 MPa回压、5 MPa压差条件下，对比实验绒囊修井液与冀东油田在用的广谱复合屏蔽暂堵修井液、高分子树脂胶体修井液的封堵效果，见表2。

表2 不同修井液体系堵漏实验

从表2可以看出，绒囊修井液封堵时侵入岩心仅0.5 cm，聚合物修井液和广谱复合屏蔽暂堵修井液达到3.5 cm以上，表明绒囊修井液封堵地层时侵入地层较浅，聚合物修井液和广谱复合屏蔽暂堵修井液侵入地层较深。绒囊修井液封堵时对地层的污染半径较小。

2.3 储层保护效果评价

实验按石油天然气行业SY/T 6540—2002标准，采用岩心流动实验装置和高温高压动失水仪模拟修井条件，研究和评价修井液储层保护效果。

在相同条件下，对比实验绒囊修井液、广谱复合屏蔽暂堵剂和高分子树脂胶体3种暂堵体系封堵岩心和返排效果（见表3）。从表3可以看出，在相同实验条件下，绒囊修井液岩心封堵率为100%，渗透率恢复值达92%以上；广谱复合屏蔽暂堵修井液封堵率虽达到92.3%，但渗透率恢复值低于50%；高分子树脂胶体修井液封堵率和渗透率恢复值都低于50%。表明，绒囊修井液封堵地层及保护储层效果较好，是比较理想的修井液暂堵体系。

表3 不同暂堵体系污染岩心实验

3 现场应用

冀东油田油层段主要漏失层位岩性以细砂岩、含砾中砂岩为主，区块储层发育，平均孔隙度25%左右，渗透率为（288～5310）×10-3μm2。黏土矿物主要以蒙脱石为主，其次为高岭石和伊利石，具有较强的水敏、中等的速敏和酸敏。由于地层压力系数较低，裂缝发育，修井过程中容易发生漏失，为了解决这一问题，现场采用绒囊修井液试验检泵、冲砂、补孔等修井作业，共应用了40余口井，仅以L12-6井检泵、NP23-X24091井挤水泥为例，说明绒囊修井液防漏、暂堵、保护储层的应用效果。

3.1 暂堵防漏

L12-6井是柳赞区块一口定向井。该井2009年共检泵4次，前3次均采用联合站采出水洗井，洗井过程中发生漏失。开井后含水率较高、含水恢复期长，表明储层严重被伤害。为了降低伤害程度，2009年11月检泵时，先采用绒囊修井液暂堵，再洗井检泵。绒囊修井液使用前后的采油曲线如图3。

图3 L12-6井四次检泵前后的采油曲线

从图3可以看出，用绒囊修井液检泵后，11月24日开井，至11月27日，仅3 d含水即恢复至正常水平，而且日产油量提高了3 t多、含水率同比下降了30%。此前3次直接使用采出水检泵，含水恢复至正常水平所用时间，第1次用了38 d、第2次18 d、第3次17.5 d，平均24.5 d，含水率都在80%左右。表明绒囊修井液有效地封堵了产层，避免了漏失，作业后又自动实现解堵，有效地控制了储层伤害程度。对比前三次检泵后的日采油量、含水率恢复情况可以看出，使用绒囊修井液提高了油田的经济效益。

3.2 暂堵封层

NP23-X2409井于2009年4月27日投产29#层。初期日产油13.27 t，含水率75.6%。由于该层与其相邻的28#、30#层间窜槽，导致日产油下降至4.08 t，含水率上升至90.8%。为了保护29#层并挤封28#和30#层，现场先用绒囊修井液暂堵保护29#层，再挤封28#和30#层，然后重新射孔29#层生产。

绒囊修井液暂堵29#层后，地层承压能力提高了6～7.5 MPa，为后续射孔、挤水泥封层，保护29#生产层提供了保障。由于绒囊修井液的暂堵保护，修井后增产效果明显，采油曲线如图4。

图4 NP23-X2409井利用绒囊修井液修井前后的采油曲线

从图4可以看出，使用绒囊修井液后窜槽被有效封堵，日产油高于油井开井初期产量，最高时增加了10 t多。含水率下降至70%，降低了5%。表明绒囊修井液暂堵提高产层承压能力，自动返排效果较好，有效地控制了挤注水泥对产层的伤害。

4 结论

（1）绒囊修井液利用分布于修井液中的绒囊自身特殊结构与特性以及绒囊所处环境的影响，自匹配封堵不同渗流通道，实现了高效封堵，有效地提高地层承压能力。

（2）绒囊修井液封堵地层时侵入浅，漏失量少，有效地控制了修井过程中的储层伤害。

（3）绒囊修井液作业后，油井的含水恢复期缩短，产油增加，含水率下降，实现了增油控水。

［1］张凤英，鄢捷年，杨光，等. 新型油溶暂堵型无固相修井液的研制［J］. 天然气工业，2010，30（3）：77-79.

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［3］张佩玉，潘国忠，刘建伟，等. 低压油井泡沫冲砂新技术的研究与应用［J］. 钻采工艺，2008，31（6）：82-84.

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Fuzzy-ball workover fluids for formation damage control in Jidong Oilfield

LI Liangchuan1,2, LU Shuqin2, PENG Tong2, ZНANG Mingwei1, MI Fan3

(1. Key Laboratory for Petroleum Engineering of the Ministry of Education, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. PetroChina Jidong Oilfield Company, Tangshan 063000, China; 3. Department of Automation, Central South University, Changsha 410083, China)

In view of the difficulties during workover treatments in Jidong Oilfield, such as circulation loss, slow water cut recovering, serious formation damage, a novel technique named Fuzzy-Вall was applied based on the temporary blocking mechanism analysis of Fuzzy-Вall workover fluids. The Fuzzy-Вall can self-match leak passages completely during workover, and then flow back automatically from formation. Laboratory evaluation showed that the workover fluids could be stable for more than 15 days, enhance formation pressure bearing capacity, up to 7 MPa, and invade formation less than 8 cm. What is more, the core permeability can recover up to 90%. Well L12-6 and NP23-X24091 are two examples for the application effects. The water cut of well L12-6 recovered only in 3 days, oil productivity increased more than 3 tons per day and water cut reduced by 30% after the pump inspection by Fuzzy-Вall workover fluid. For well NP23-X24091, formation bearing pressure capacity was enhanced up to 6～7.5 MPa after the fuzzy-ball workover fluid blocking formation and squeezing cement, oil productivity increased more than 10 tons per day, and water cut reduced by 5%. The indoor and onsite experiments proved that the Fuzzy-Вall workover fluid had good effect of blocking and less damage to formations.

Fuzzy-Вall; workover fluid; temporary blocking; formation damage; recovery productivity; pressure bearing capacity

TE252

A

2011-04-21）

〔编辑 薛改珍〕

1000-7393（ 2011 ） 03-0031-04

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题（编号：2008ZX05024-04-005）和教育部“长江学者和创新团队发展计划”（编号：IRT0411）联合资助。

李良川，1968年生。1990年毕业于石油大学（华东）应用化学专业，现为在读博士生，主要从事采油工艺研究和推广应用。E-mail：zhmw2004012@163.com。