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[摘 要]为解决SAGD井修井作业过程中入井流体漏失严重，油层热能损失巨大，油层伤害严重等问题，研究并应用了高温防漏修井液体系。现场应用结果表明，该修井液体系施工简便，使用安全，堵漏效果显著，在SAGD井修井作业过程作中具有较好的推广应用前景。
[关键词]高温防漏；修井液体系；修井作业；SAGD井
中图分类号：TE125 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）36-0174-01
引言
SAGD采油技术是一项新兴的稠油开采技术，目前，曙光区块已有13个井组，年作业30余井次，近年来，随着SAGD井组的不断增加，SAGD采油技术也日趋成熟。但受SAGD井特殊的井口环境和井身结构影响，在SAGD修井作业方面，仍有许多技术问题需要解决。其中在漏失暂堵施工中会遇到各种复杂地质情况和发生井下事故，如果防漏剂性能不好和现场使用不便，不但会影响油井生产效率，甚至使井下后续作业施工无法进行下去等问题发生。因此，SAGD井作业技术对堵漏剂性能提出了更高的要求。针对以上情况，结合SAGD井油井特点，研究SAGD井高温防漏修井液体系，并成功应用于现场。
1 高温防漏修井液体系
1.1 技术原理
该技术是将高分子聚合物通过使用有机交联剂将其形成具有一定粘度和一定耐温性的防漏凝胶体系，使用时将其按着选定的浓度配制完成后，用罐车送往施工现场，也可通过井口加药装置，直接注入到漏失井中，利用其高粘弹性和流动阻力，把漏失层封堵起来；施工任务完成后，在物理化学作用下，高粘度凝胶开始破胶水化，堵塞自行解除，不对油层造成堵塞伤害。
1.2 高温防漏修井液体系配方研制
选择GPAM-有机交联高温防漏凝胶体系，其中包括温度稳定剂、破胶剂及油溶性树脂等添加剂组成，配合使用油溶性树脂，形成凝胶破胶及树脂溶解的对油层无伤害防漏修井液，满足高温防漏暂堵要求。通过正交实验法，同时考虑成本因素，得到一组最佳材料配比，同时为了便于现场应用和运输，将高温防漏凝胶制成粉末状固型物，采用编织袋包装，方便现场使用。
1.3 高温防漏修井液体系性能评价
1.3.1 使用浓度与凝胶粘度关系
实验表明，随着高温防漏凝胶使用浓度增加，凝胶粘度和凝胶强度都有所增加，而且随着使用浓度的增大，粘度越来越大，甚至可以形成冻胶而失去流动性，这对于亏空严重的漏失层位油井堵漏是十分奏效。实验表明，当高温防漏凝胶使用浓度为1%时即可形成稳定溶胶，粘度达到100mpa.s以上，完全能够满足施工要求及减轻地层漏失要求。
1.3.2 耐温性实验
许多高分子聚合物凝胶粘度与温度呈敏感性关系，一般来说，当温度升高，其溶胶粘度下降。若防漏剂粘度下降幅度过大，则无法把漏层封堵起来，不能满足漏失井暂堵要求。实验考察了1.2%防漏凝胶不同温度下粘度变化情况。
实验表明，在低温阶段，随着温度升高，其粘度有所增高，主要是高分子聚合物溶胀速度加快，液相粘度增加所致。当温度达到70℃以上时，其液相粘度开始下降，表现出高分子聚合物随着温度升高粘度下降的特性。由于体系中使用了温度稳定剂，因此当地层温度升高至150℃，其凝胶粘度无明显下降趋势，粘度仍达到90mpa.s以上，仍能满足施工要求。
1.3.3 失水量测定
当防漏凝胶进入地层后，在液柱压力作用下，其中自由水会渗透到地层中去。如果地层温度高和裂缝较大，凝胶失水量增大，会导致油层伤害加大、暂堵失败等问题发生。因此，要使防漏凝胶失水量最低为好。根据IPI标准，使用1.2%防漏凝胶在7个大气压作用30min后，测得其失水量为13ml，完全能够达到防漏暂堵施工要求。
1.3.4 油溶性试验
高温防漏凝胶遇水后能形成高粘弹体凝胶，其中固相物由不同颗粒直径的油溶性材料制成，其固体颗粒能被地层原油逐渐溶解。试验在70℃温度下，将高温防漏凝胶恒温8小时测得其油溶率达90%以上，而且随着温度增加，其溶解速度加快，因此，固相颗粒不会对油层造成堵塞伤害。
1.3.5 破胶实验
由于暂堵工艺的特殊性，既要求暂堵剂在修井作业时能将油层封堵保护起来，又要求在任务完成以后能自行解除堵塞，以免造成油层污染伤害及油井产量下降。因此，试验考察了3%防漏凝胶暂堵剂在90℃温度条件下粘度变化情况。
实验表明，在90℃条件下，高粘度凝胶8h以后粘度开始下降，12h后凝胶粘度下降幅度较大，24h后凝胶粘度降为36mpa.s，基本完全破胶。
1.3.6 巖心伤害实验
地层岩心伤害一般包括固相伤害和液相伤害。试验表明，凝胶暂堵剂通过岩芯后其伤害率均小于10%以上，表明其中固相颗粒已被基本溶解，高粘度凝胶已破胶水化，完全达到入井流体岩心伤害标准要求，不会对油层造成污染伤害。
1.4 技术优点
（1）采用高分子聚合物与有机交联技术，使高温防漏凝胶性能得到极大改善。
（2）通过使用温度剂，使聚合物凝胶耐温性达到150℃以上，改变了聚合物凝胶低温使用惯例。
（3）所研制的高温防漏修井液体系，失水量及对油层伤害程度达到最低程度极大减轻了高温漏失井油层污染伤害。
（4）适用范围广，可通过调整浓度改变液相粘度。修井作业施工时，使用浓度为0.8～1.5%即可，若地层漏失严重，可适当增加凝胶粘度，以提高暂堵成功率。
2 现场应用情况
截至目前，该技术已现场推广应用10余井次，均暂堵成功，措施有效率100%.
典型井：杜84-50158C井
该井为低压井，位于SAGD区域，原始地层压力系数0.98，修井作业时地层压力3.7MPa左右，发现该井地层漏失严重，90m3清水冲砂洗井井口只进不出，决定使用高温防漏修井液体系封堵。施工时向该井加入高温防漏修井液体系4.62t，用清水70m3获得暂堵成功，保证了后续作业施工顺利进行。
3 结论
（1）室内性能评价表明，高温防漏修井液体系各项性能指标完全达到SAGD井修井作业的要求。
（2）现场应用显示，研制的高温防漏修井液体系，极大减轻了高温漏失井油层污染伤害，能有效减少频繁洗压井对油井的伤害，同时能最大限度发挥隔绝井筒热蒸汽和井涌预警的功效。
（3）该技术为稠油漏失井作业施工提供一套切实可行的耐高温油层保护作业液流体，为提高油井作业效率，保证作业施工安全，减轻油层污染伤害提供有力保障。
參考文献
[1] 姜兴玲.双水平井SAGD循环预热工艺研究与应用[J].中外能源2011，16：65-67.
[2] 耿立峰.辽河油区超稠油双水平井SAGD技术研究[J].特种油气藏，2007，14（1）：55-65.
[3] 顾玉兰.谈高温暂堵剂与普通暂堵剂的一点认识[J].内蒙古石油化工，2011，11：276.
[关键词]高温防漏；修井液体系；修井作业；SAGD井
中图分类号：TE125 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）36-0174-01
引言
SAGD采油技术是一项新兴的稠油开采技术，目前，曙光区块已有13个井组，年作业30余井次，近年来，随着SAGD井组的不断增加，SAGD采油技术也日趋成熟。但受SAGD井特殊的井口环境和井身结构影响，在SAGD修井作业方面，仍有许多技术问题需要解决。其中在漏失暂堵施工中会遇到各种复杂地质情况和发生井下事故，如果防漏剂性能不好和现场使用不便，不但会影响油井生产效率，甚至使井下后续作业施工无法进行下去等问题发生。因此，SAGD井作业技术对堵漏剂性能提出了更高的要求。针对以上情况，结合SAGD井油井特点，研究SAGD井高温防漏修井液体系，并成功应用于现场。
1 高温防漏修井液体系
1.1 技术原理
该技术是将高分子聚合物通过使用有机交联剂将其形成具有一定粘度和一定耐温性的防漏凝胶体系，使用时将其按着选定的浓度配制完成后，用罐车送往施工现场，也可通过井口加药装置，直接注入到漏失井中，利用其高粘弹性和流动阻力，把漏失层封堵起来；施工任务完成后，在物理化学作用下，高粘度凝胶开始破胶水化，堵塞自行解除，不对油层造成堵塞伤害。
1.2 高温防漏修井液体系配方研制
选择GPAM-有机交联高温防漏凝胶体系，其中包括温度稳定剂、破胶剂及油溶性树脂等添加剂组成，配合使用油溶性树脂，形成凝胶破胶及树脂溶解的对油层无伤害防漏修井液，满足高温防漏暂堵要求。通过正交实验法，同时考虑成本因素，得到一组最佳材料配比，同时为了便于现场应用和运输，将高温防漏凝胶制成粉末状固型物，采用编织袋包装，方便现场使用。
1.3 高温防漏修井液体系性能评价
1.3.1 使用浓度与凝胶粘度关系
实验表明，随着高温防漏凝胶使用浓度增加，凝胶粘度和凝胶强度都有所增加，而且随着使用浓度的增大，粘度越来越大，甚至可以形成冻胶而失去流动性，这对于亏空严重的漏失层位油井堵漏是十分奏效。实验表明，当高温防漏凝胶使用浓度为1%时即可形成稳定溶胶，粘度达到100mpa.s以上，完全能够满足施工要求及减轻地层漏失要求。
1.3.2 耐温性实验
许多高分子聚合物凝胶粘度与温度呈敏感性关系，一般来说，当温度升高，其溶胶粘度下降。若防漏剂粘度下降幅度过大，则无法把漏层封堵起来，不能满足漏失井暂堵要求。实验考察了1.2%防漏凝胶不同温度下粘度变化情况。
实验表明，在低温阶段，随着温度升高，其粘度有所增高，主要是高分子聚合物溶胀速度加快，液相粘度增加所致。当温度达到70℃以上时，其液相粘度开始下降，表现出高分子聚合物随着温度升高粘度下降的特性。由于体系中使用了温度稳定剂，因此当地层温度升高至150℃，其凝胶粘度无明显下降趋势，粘度仍达到90mpa.s以上，仍能满足施工要求。
1.3.3 失水量测定
当防漏凝胶进入地层后，在液柱压力作用下，其中自由水会渗透到地层中去。如果地层温度高和裂缝较大，凝胶失水量增大，会导致油层伤害加大、暂堵失败等问题发生。因此，要使防漏凝胶失水量最低为好。根据IPI标准，使用1.2%防漏凝胶在7个大气压作用30min后，测得其失水量为13ml，完全能够达到防漏暂堵施工要求。
1.3.4 油溶性试验
高温防漏凝胶遇水后能形成高粘弹体凝胶，其中固相物由不同颗粒直径的油溶性材料制成，其固体颗粒能被地层原油逐渐溶解。试验在70℃温度下，将高温防漏凝胶恒温8小时测得其油溶率达90%以上，而且随着温度增加，其溶解速度加快，因此，固相颗粒不会对油层造成堵塞伤害。
1.3.5 破胶实验
由于暂堵工艺的特殊性，既要求暂堵剂在修井作业时能将油层封堵保护起来，又要求在任务完成以后能自行解除堵塞，以免造成油层污染伤害及油井产量下降。因此，试验考察了3%防漏凝胶暂堵剂在90℃温度条件下粘度变化情况。
实验表明，在90℃条件下，高粘度凝胶8h以后粘度开始下降，12h后凝胶粘度下降幅度较大，24h后凝胶粘度降为36mpa.s，基本完全破胶。
1.3.6 巖心伤害实验
地层岩心伤害一般包括固相伤害和液相伤害。试验表明，凝胶暂堵剂通过岩芯后其伤害率均小于10%以上，表明其中固相颗粒已被基本溶解，高粘度凝胶已破胶水化，完全达到入井流体岩心伤害标准要求，不会对油层造成污染伤害。
1.4 技术优点
（1）采用高分子聚合物与有机交联技术，使高温防漏凝胶性能得到极大改善。
（2）通过使用温度剂，使聚合物凝胶耐温性达到150℃以上，改变了聚合物凝胶低温使用惯例。
（3）所研制的高温防漏修井液体系，失水量及对油层伤害程度达到最低程度极大减轻了高温漏失井油层污染伤害。
（4）适用范围广，可通过调整浓度改变液相粘度。修井作业施工时，使用浓度为0.8～1.5%即可，若地层漏失严重，可适当增加凝胶粘度，以提高暂堵成功率。
2 现场应用情况
截至目前，该技术已现场推广应用10余井次，均暂堵成功，措施有效率100%.
典型井：杜84-50158C井
该井为低压井，位于SAGD区域，原始地层压力系数0.98，修井作业时地层压力3.7MPa左右，发现该井地层漏失严重，90m3清水冲砂洗井井口只进不出，决定使用高温防漏修井液体系封堵。施工时向该井加入高温防漏修井液体系4.62t，用清水70m3获得暂堵成功，保证了后续作业施工顺利进行。
3 结论
（1）室内性能评价表明，高温防漏修井液体系各项性能指标完全达到SAGD井修井作业的要求。
（2）现场应用显示，研制的高温防漏修井液体系，极大减轻了高温漏失井油层污染伤害，能有效减少频繁洗压井对油井的伤害，同时能最大限度发挥隔绝井筒热蒸汽和井涌预警的功效。
（3）该技术为稠油漏失井作业施工提供一套切实可行的耐高温油层保护作业液流体，为提高油井作业效率，保证作业施工安全，减轻油层污染伤害提供有力保障。
參考文献
[1] 姜兴玲.双水平井SAGD循环预热工艺研究与应用[J].中外能源2011，16：65-67.
[2] 耿立峰.辽河油区超稠油双水平井SAGD技术研究[J].特种油气藏，2007，14（1）：55-65.
[3] 顾玉兰.谈高温暂堵剂与普通暂堵剂的一点认识[J].内蒙古石油化工，2011，11：276.