沈云波，于晓明，刘 锋，张家富，李 兵，魏攀峰

(1中石油长庆油田分公司气田开发处 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 3中石油长庆油田储气库管理处 4中石油长庆油田采气六厂 5中石油长庆油田分公司油气工艺研究院 6中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室·北京 7北京力会澜博能源技术有限公司)

储气库注采井是天然气储气库体系中重要一环，为库内气体注采提供流动通道[1]。储气库注采井运营模式不同于常规气井，需实现周期性注入和采出过程，井内流体介质具有双向流动特征[2]。生产中后期，气井管柱在多周期交变应力载荷影响下易发生气窜、腐蚀等损害，需定期开展修井作业[3]。且特殊调控制度下仅注气期可实施修井[4]，导致储气库注采井修井期间地层压力系数低但持续升高，井筒流体漏失控制与储层保护要求同样苛刻。

常规低压气井使用清水实施压井，但衰竭气藏储气库注采井注气期地层压力缓慢升高，井筒液柱压力平衡困难，压井易失败。国内外最早引入超细水泥[5]解决储气库井气层窜漏封堵，但类似永久性堵剂无法满足地层后续注采能力恢复要求。使用冻胶[6]、固化水[7]等手段，满足地层压力升高时暂堵稳定性要求，但作业后返排彻底困难，气层伤害风险较高。可见，衰竭气藏储气库注采井修井要求面对地层压力动态变化封堵效果稳定，作业结束后暂堵结构解除彻底，保证地层气体双向流动能力快速恢复。

绒囊流体是在模糊封堵理论指导下开发的一种无固相封堵体系[8]。流体中不同尺度囊泡结构在漏失压差下进入地层漏失通道，通过变形、堆积等模式分解漏失压力后，利用岩石壁面摩擦力实现力学平衡，提高地层承压能力[9]。已先后应用煤层[10]、碳酸盐岩[11]、致密砂岩[12]等多类型地层钻完井[13]、修井[14]、储层改造[15]等环节防漏堵漏，为多类型天然气全面开发提供暂堵手段支撑。绒囊修井液是针对油气井修井阶段漏失控制开发的暂堵型流体，通过暂堵气层漏失通道提供作业稳定井筒环境，实现储气库注采井注气期动态暂堵。

一、实验研究

在直径38 mm、长60 mm岩心柱塞中制作高度约0.1 mm、0.5 mm、0.8 mm，宽30 mm贯穿型不规则裂缝，模拟地层漏失通道。将柱塞放置于夹持器中，施加温度120℃、围压20 MPa、出口回压0.5 MPa，模拟地层环境。以稳定流速0.5 mL/min将绒囊修井液注入裂缝。室内绒囊修井液配方：2.5%囊层剂+1.2%绒毛剂+0.5%囊核剂+0.8%囊膜剂+0.1%氢氧化钠，现场配制流体密度0.84～0.94 g/cm3，表观黏度35～65 mPa·s，塑性黏度20～40 mPa·s，动塑比0.80～1.20 Pa/mPa·s。

1.暂堵结构提高承压效果评价

以稳定流速0.5 mL/min将绒囊修井液注入裂缝至驱压达20 MPa，记录驱压及出口流量，见表1。

表1中，绒囊修井液注入高0.1～0.8 mm的裂缝90～120 min后，驱压升至21.75～21.85 MPa，出口累计流量升至38.06～50.43 mL后稳定。

表1 含三种尺度裂缝高度的岩心柱塞驱压与出口累计流量实验数据

2.承压能力动态调整效果评价

以稳定流速0.5 mL/min将绒囊修井液反向注入裂缝至驱压达20 MPa后，控制出口回压从0.5 MPa逐渐升至1.0 MPa、1.5 MPa、2.0 MPa、2.5 MPa，监测驱压、入口与出口液体流量等数据，见表2。

表2中，三种高度裂缝出口回压从0.5 MPa逐级升至2.5 MPa时，入口累计补液量0.001～0.007 mL，出口未出液。

表2 含三种尺度裂缝高度的岩心柱塞驱压与两端进出液量实验数据

3.地层渗流能力恢复效果评价

目前致密气藏储层伤害评价方法多样，选择恒压法开展实验评价。以氮气为介质，恒定压力1 MPa测定裂缝正反向气测渗透率大小，正向注入绒囊修井液至驱压达20 MPa后，卸除驱压，反向驱替氮气至出口无液体流出，记录氮气渗透率大小。裂缝换向后重复渗透率测定步骤，实验数据见表3。

表3 含三种裂缝高度的岩心柱塞中绒囊返排前后双向渗透率恢复数据

表3中，三种高度裂缝反向渗透率从812～3 475 mD恢复至774～3 381 mD，正向渗透率从969～3 132 mD恢复至902～3 016 mD，地层双向渗透率恢复效果良好。

二、现场应用

1.衰竭气藏储气库注采井S2X井现场应用

储气库注采井S2X井完钻井深约3 500 m，生产后期转为储气库注采井。至2016年气井地层压力系数0.59，井口油套压力20.6 MPa，计划修井。修井期间附近邻井连续注气，预计30 d地层压力增加1 MPa。先期泵入清水约400 m3，泵压为0且无法返液。考虑衰竭气藏储气库井储层保护苛刻，更换密度0.90 g/cm3的绒囊修井液，以600～700 mL/min反循环注入共90 m3，泵压升至3 MPa，继续反循环泵入15 m3后油管返液，压井成功。后续21 d修井作业累计补充绒囊修井液约35 m3，平均漏速低于0.25 m3/h。修井结束后连续气举1 d，地层液体返排率达96%，后续气井注采能力恢复顺利。

2.衰竭气藏储气库注采井G2Y井现场应用

储气库注采井G2Y井人工井底约3 550 m，2003年地层压裂酸化后投产，地层压力系数0.69，日产气稳定在20×104m3，计划修井。修井期间附近3口气井持续注气导致地层压力缓慢升高，使用绒囊修井液实施暂堵。以400～500 mL/min反循环泵注密度0.90 g/cm3绒囊修井液55 m3后，井口套压降至0。继续反循环泵入110 m3后，泵压升至5 MPa，开井观察5 h，井口无压力显示。后续共计35 d修井作业累补充绒囊修井液60 m3，控制平均漏速低于0.50 m3/h。修井结束后气举1 d后地层液体返排率近95%，关井7 d产气能力恢复至作业前水平。

三、讨论与分析

1.暂堵结构提高承压效果分析

以驱压、出口累计流量表征暂堵结构堆积效果，分析绒囊修井流体暂堵3种高度裂缝效果，如图1。

图1 三种高度裂缝中绒囊流体注入驱压与出口累计流量随时间变化图

图1中，伴随绒囊修井液注入，驱压先缓慢升高再快速爬升，出口累计流量先快速升高后放缓至稳定不变。实验中裂缝长度60 mm、驱压升至20 MPa用时90～120 min，计算平均增压速率0.003～0.004 MPa/(min·mm)。以气井地层裂缝有效半径100 m、泵排量500 L/min计算，高0.1～0.8 mm的裂缝承压升至20 MPa需0.3～0.4 min，绒囊修井液封堵地层快速。现场S2X、G2Y井反循环注入地层绒囊修井液19 m3、89 m3后泵压升高3～5 MPa，计算地层承压幅度13.85 MPa、12.46 MPa，封堵地层有效。

2.承压能力动态调整效果分析

对比实验中回压增大时，裂缝驱压、进口累计补液、出口累计出液量等参数变化规律，如图2。

图2 三种尺度裂缝中承压能力随回压变化曲线

图2中，回压从0.5 MPa逐级升至2.5 MPa，驱压增幅0.47～0.53 MPa，两端压差变化幅度小于0.05 MPa，承压稳定。期间，裂缝入口累计补液量0.005～0.007 mL，出口无液量流出，净补液量0.005～0.007 mL，占已注入流体总体积0.1%～0.3%。实验表明，地层压力升高时，裂缝补充少量绒囊修井液后维持承压稳定。现场S2Y井、G2X井暂堵后21～35 d修井期间，面对附近气井连续注气致地层压力升高1～3 MPa，囊泡结构缓慢自降解降低承压强度等变化，间断补充绒囊修井液35 m3、60 m3后，有效控制气井平均漏速低于0.50 m3/h，封堵效果稳定。可见，绒囊修井液在衰竭气藏储气库注采井修井中承压稳定，且通过补液措施可实现动态封堵。

3.地层渗流能力恢复效果分析

以实验中裂缝正反向渗透率恢复率分别表征注气通道、产气通道恢复效果，如图3。

图3 三种高度裂缝正/反向渗透率恢复率分布图

图3中，三种高度裂缝反向渗透率恢复率95.32%～97.29%，正向渗透率恢复率93.09%～96.30%，均大于90%，表明裂缝双向气体流动能力恢复快速。现场S2X井、G2Y井修井后地层流体返排率超过94%，修井前日注气量均值65×104m3，日产气量均值32.7×104m3，修井后日注气量均值73.4 m3，日产气量均值31.9×104m3，恢复效果良好，绒囊修井液保护地层气体双向流动能力效果突出。

四、结论

(1)绒囊修井液通过在漏失通道中形成连续暂堵结构分解漏失压力，实施暂堵。通过控制暂堵结构半径调整封堵强度，实现压力变化环境中动态封堵效果，满足储气库注采井注气期修井作业漏失控制与储层保护协调统一的要求。

(2)动态暂堵技术通过调控地层中绒囊流体体积，调整暂堵结构半径，实现暂堵结构自降解时暂堵强度动态恢复效果，保留无固相堵剂储层保护优势的同时，解决了体系暂堵强度低、稳定性差的难点，为无固相封堵手段发展打开了新局面。

(3)绒囊流体暂堵用量及承压强度，不仅仅与地层压力相关，还与地层通道尺度、泵注参数等因素相关，下一步需研究承压强度与地层、压力、工艺等因素间定量关系，指导工艺优化，进一步提高动态封堵技术应用效果。