南海西部深水井智能凝胶堵漏技术与实践
暂堵凝胶在水平井堵水中的应用
影 响 暂堵 凝 胶 性 能 的 因素
１ １ 主 剂 影 响 ．
选 用 相 对 分 子 质 量 为 １０ × １ ８０ ０ ～
７ ０ ． ０
—
２ ０ ×１ 的 Ｚ 一 ００ ０ Ｔ ２聚丙烯 酰 胺 为 交联 体 系 主 剂 ， 配 制 质 量 分 数 为 ０ １ 、 ．０ ０ １ 、０ １ 、０ １ 和 ０ ２ ％ 的溶 ．２ ．５ ．８ ．０ ２５ ・０
王 晓 惠 等 ：暂 堵 凝 胶 在 水 平 井 堵 水 中 的 应 用
１ ２ 交 联 剂 影 响 ．
交 联剂选 用 乌洛托 品和 间苯 二 酚 ，乌洛 托 品在酸 性介 质 中加热 产生 甲醛 ，甲醛 与间 苯二 酚反应 生成
多 羟 甲基 间苯 二 酚 ，甲醛 、多 羟 甲基问苯 二 酚均 可与 聚丙烯 酰 胺发 生交 联 ，生成 凝胶 体 ，反应 示 意式详
４０ ．０釜
●
在 一定条 件 下 ，聚 合 物 分 子 的水 力 学 半
径 是 一 定 的 ，随 着 聚 合 物 浓 度 的 增 加 ，
０ １ ．２
０ １ ． ５
０ １ ． ８
０． ０ ２
主剂浓度／ ％
聚合 物分 子之 问碰 撞 、缠绕 的几率 较大 ， 与 交联剂 反应 的 聚合 物 分 子较 多 ，增 加
图 １ 主 剂 浓 度 对 成 胶 时 间 和 成 胶 粘 度 的 影 响
了聚合 物分 子之 间 的作 用力 ， 成胶粘 度升 高 。当主剂 浓度 超过 ０ ２ 时 ， 使 ．０ 成胶 时间太 短 ；低 于 ０ １ ， ．５
时 ， 体粘 度不 够 。因此 主剂浓 度选 择 ０ １ ～０ １ ％ 。 胶 ．５ ．８
聚合物凝胶暂堵剂堵漏技术在X1093井的应用
（ １ ）暂 堵 剂 溶 液 用 量 的 计 算 Ｖ 。 ＝ 订Ｄ 。（ Ｈ ＋ ｌ Ｏ ）／ ４ ＋ 竹ｒ ２ 时间 内成 胶 ，在储 层 岩心 中形 成堵 塞 ，降 ｖ 式 中 ，ｖ为暂堵 剂 溶液 用量 ，ｍ ；Ｄ 低 储层 的渗透 率 ， 自行破胶液 化后 随井 内
不 污染储 层等特 点 ，注入储层 后 ，能在短
流体排 出 ，从 而恢 复储层渗 透率 ，针对 于 Ｘ １ ０ ９ ３ 井 的低 压 、漏失 率高 的实 际情况 ， 二 、Ｘ １ ０ ９ ３ 井 的应用 使用 聚合 物 凝胶 暂 堵剂 是有 效解 决 漏失 ， １ 存 在问题 保证修 井施 工正常 进行 的最优措 施 另外 ， Ｘ １ ０ ９ ３ 井 为气井 ，压力 系数 ０ ． ８ ７ ，根 值得一 提 的是 ，聚合物凝 胶暂堵 剂破胶 时 天 ，能够为 修井作 业 的后 续施工 争 据 地质设 计要求 ，须 打捞 出井 内桥 塞 ，回 间 为 ７ 取宝 贵 的时 间 。 采 ，恢复 正常 生产 。 在 打 捞 出桥 塞 暴 露 出储 层 后 ，井 内 ４ 暂堵 施工注 意事项 修 井液 （ 清水 ）出现 大量漏 失现象 ，漏 失 （１）施工准 备 ａ ． 施 工 前 将 井 口螺 丝 、管 汇 连 接 处 速率 为 ３ ｍ 。 ／ ｈ ，由于储 层 压 力 系数 低 ，为 保 证井 筒 内压 力平衡 ，施 工 的正 常进行 ， 全 部 紧 固一 遍 ，并对 管 线试 压 ５ Ｍ Ｐ ａ ，稳 需 降低 修井液 密度 ，或者 先堵漏 后施工 。 压５ ｍ ｉ ｎ管线 不 刺不 漏 为合 格 ，确 保井 口 及 各个 连接处 不刺漏 。ｂ ． 主要 施工设 备 ： ２修井 液的选择 ０ ０ 型泵 一台 ，现场 配备 ７ ０ ｍ 配液罐 （ 带 （ １ ）无 固相 修井 液 。若采 用 无 固相 ６ ０ ｍ 压 井 液 。Ｃ ． 施 工 前 检 查 压井 液 ，要 使井 内压力达 到平衡 ，则需 不 搅 拌 器 ），４ ０ ０ 型 泵运 转正 常 ，配液 罐无 泄漏 ，出 口 断 向井 内补 液 ，施工难度 大 ，且 成本 高 ， ６ 阀 门完 好 、 开 关灵活 ， 闸门提示标 识清 晰。 故不 优先 考虑 。 （ ２） 油 基 泥 浆 。Ｘ １ ０ ９ ３ 井是气井， ｄ ． 地 面连接井 口管线 必须 为硬管线 。 （ ２ ） 施 工要求 安全 要求 高 ，而 使用油 基泥浆 存在发 生火 ａ ． 由 于 暂堵 剂粘 度 高 ，如 果 下 井 管 灾 的安全 隐患 ，而且 油基泥 浆中所含 的有 柱 所带 工 具水 眼直径 较 小 ， 会 导 致 泵 压 高 于 施 工 设 计 ｌ 压 力 ，所 以要 求 下井 管 柱 抒 毽 带 蛐 一 所 带工 具 水 眼 直 径 不 小 于
油基钻井液凝胶堵漏技术实验探讨
油基钻井液凝胶堵漏技术实验探讨油基钻井液凝胶堵漏技术实验探讨随着油气资源的逐渐枯竭，人们对石油勘探开发的需求越来越迫切，但同时也给环境带来了很大的压力。
在这样的背景下，油基钻井液凝胶堵漏技术作为一种绿色环保的新型技术得到了广泛的应用。
本文旨在对该技术进行实验探讨，以期探索它的优势与不足，并为技术的实际应用提供有效的指导。
一、油基钻井液凝胶堵漏技术的原理油基钻井液凝胶堵漏技术是利用一种高分子的凝胶剂将液体钻井液转化为一种半固体的状态，并通过塞缝作用在井壁上形成一层堵漏屏障，从而达到控制钻井液流失的目的。
该技术的核心在于凝胶剂的选择与使用，凝胶剂要具有一定的稳定性、流变性和流动能力。
二、实验设计为了探究油基钻井液凝胶堵漏技术的效果，我们设计了如下实验流程：1. 准备实验材料：油基钻井液、凝胶剂、pH试剂、搅拌器、离心机、烧杯、量筒、pH计等。
2. 确定实验方案：首先确定实验中凝胶剂的最佳添加量和适宜的pH值，随后选择实验条件进行实验。
3. 实验操作：将一定量的油基钻井液放入烧杯中，根据实验方案逐渐加入凝胶剂，并不断搅拌调节pH值，直到液体转化成半固体凝胶为止。
4. 检验实验结果：将实验得到的凝胶体进行离心分离，观察其凝胶程度和分离效果，并对分离液进行pH值的测定。
三、实验结果与分析通过实验我们得到了油基钻井液凝胶堵漏技术的应用效果，结果表明：1. 在合适的添加量和pH值下，凝胶受力平衡，表面光滑，具有较强的堵漏效果。
2. 实验过程中，随着凝胶剂的添加，凝胶体积逐渐增大，颜色由深至浅，凝胶程度与pH值呈现正相关。
3. 油基钻井液凝胶堵漏技术是一种低成本、绿色环保的新型技术，可以有效控制钻井液流失并降低对环境造成的影响。
四、实验结论通过实验探讨我们得出结论：油基钻井液凝胶堵漏技术是一种具有较强堵漏效果的技术，可以有效控制钻井液流失，减小资源消耗和环境污染。
同时，在实际应用中需要考虑到凝胶剂的添加量、pH值和稳定性等因素，以达到最佳的效果。
一种新型堵水调剖凝胶体系
一种堵水调剖成胶技术摘要本文介绍了一种降低或堵塞水在注水井和生产井中的渗透率而又不会对地面环境造成伤害的新型堵剂。
该堵剂的作用原理是将低浓度单体水溶液分段注入地层, 然后单体在井温环境下生成聚合物凝胶堵塞孔隙空间和通道, 从而限制了水的流动。
单体在井温条件下所生成聚合物凝胶的相对溶解性直接由注入地层的单体的浓度控制。
该凝胶体系（EFS）不用金属作为交联剂，具有胶凝时间可延长，对环境无伤害，具有无毒、耐酸的特点。
本文所介绍的EFS凝胶体系能解决以下问题：①生产井中的水锥进问题；②高渗透率夹层问题；③井间通道大问题；④层外注水问题。
前言1. 生产井当含油层嵌在含水层中间或当油藏与岩层露头之间有液流通路时, 就会生成天然水驱油藏。
水具有很大的驱替能量, 但水驱费用较高。
影响油层水窜、水锥进的因素有：(1)完井层段的长度；(2)原油粘度；(3)垂直渗透率；(4)原油和水的粘度差；(5)射孔孔眼和水一油接触面之间的距离。
水最终会由于水窜或水锥进入井筒，从而降低原山产量。
2.注水井多年来, 注水一直是油藏的二次采油方法。
注水采油的机理是水被注入到水井周围, 将生产井外沿孔隙空间的原油推向井眼。
如果地层对注入水的阻力都是均匀的,原油就能被连续推向生产井井眼。
从而提高原油产量。
在下列情况下, 注水采油会失败：(1)高渗透夹层被水淹；(2)注入井和生产井之间通道直接连通；(3)注入水进入生产层外；(4)水锥阻止原油流进射孔孔眼。
对于注水采油无效果的油田,要采取措施封堵注入井与生产井之间对流体流动阻力最小的通道, 调整吸水剖面, 提高采收率。
调剖堵水技术的应用至少有四十年的历史。
这期间, 采用了各种方法来提高采收率。
但是, 在该技术中, 人们更关心的是化学剂。
特别是在近二十年, 人们越来越关注这些化学剂对自然的危害。
各国政府和企业开始调查这些化学物质对生态环境的危害性并制定了现场作用的安全规则以及化学药品的处理制度以保护人类健康。
水平井完井零漏失技术在南海西部油田的应用
工程技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald7海上油田作业由于投入成本高，要求产量回报率高，保产量要从整个油田开发实施阶段来分析。
在众多提高产量的因素中，储层保护技术无疑在源头上发挥着重要作用。
涠洲11-1N油田在完井作业中大胆创新，在中海油南海西部油田首次应用储层保护阀及配套技术，成功实现了水平井完井全过程的零漏失，对于推进储层保护技术的现场应用具有重大意义。
1 传统储层保护技术措施造成储层损害的主要原因是储层黏土矿物水化膨胀，分散运移和应力敏感以及外来固相侵入。
常规储层保护措施是在项目初期由外委相关科研院所进行的储层敏感性、钻完井液体系、钻完井液与地层的配伍性等研究。
完井作业现场控制的主要方式有合理调配完井液比重、降低完井工作液中固相含量等。
常规水平裸眼井，防砂管柱下到位破胶后漏失速度会明显增大，为保证后续作业顺利进行，常规方法为连续向井筒内灌满完井液保证井控安全，漏失量往往远超估计值。
这无疑会对近井带储层造成损害，影响油气井产量。
因此急需在传统储层保护技术基础之上研发一种新技术，实现完井作业全过程零漏失。
2 水平井零漏失技术应用涠洲11-1N 油田是第一次大规模开发流沙港组，储层敏感性专项研究表明，储层对碱敏、速敏和水敏较敏感。
WZ11-1N-A7h是该油田第一口进行完井的水平油井，实钻后测井解释表明储层物性较油藏预测变差，油藏配产要求无疑给后续完井作业带来了巨大挑战，如何采取相应的储层保护措施保证产量，通过认真分析整个完井过程中可能对储层存在损害的因素，率先提出零漏失的概念，最终确定采用阀板式储层保护阀，实现完井全过程零漏失。
2.1 零漏失技术特色零漏失技术的核心工具为储层保护阀，储层保护阀为阀板式结构，采用阀板来控制地层流体与井筒的连通，储层保护阀示意图及相关参数见图1及表1。
阀板式储层保护阀随防砂管柱一同下入，正常防砂作业期间，阀板一直处于打开状态，当防砂作业完毕之后，阀板在自重和扭簧的双重作业下自动关闭，储层保护阀以上的空间与其下的地层隔开，在生产过程中，电泵抽吸作用使上部液柱压力小于地层压力，地层与管柱上下连通，管柱内油气只能单向向上流动。
南海西部莺琼盆地高温高压堵漏技术尝试
南海西部莺琼盆地高温高压堵漏技术尝试2新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司，新疆巴州库尔勒市8410003中海油服油化事业部湛江分公司，广东湛江524000摘要：中国南海莺琼盆地是世界三大高温高压聚集地区之一，也是我国南海海域天然气勘探的主战场,油气勘探前景远大。
主要目的层黄流组二段钻进时井漏频发，并且漏失量大，严重影响了钻井效率和井控安全。
这一区域高温高压井的漏失机理还没有清晰认识，还需要进一步探索研究，目前的防漏、堵漏材料效果欠佳，为此，针对莺琼盆地黄流组二段的漏失问题，通过分析区块井漏情况，明确区域漏失原因；基于漏失特点研制抗高温防漏堵漏材料；构建和评价适应于该区块的防漏堵漏体系，为高温高压井防漏堵漏工作提供理论依据和技术支持。
1井漏原因分析1.1地层安全密度窗口窄莺琼盆地的地层从上至下依次为乐东组、莺歌海组和黄流组，主要盖层是乐东组和莺歌海组，厚度超过2 000.00 m，地层岩性以灰色厚层状泥岩、粉砂质泥岩为主。
目的层是黄流组，主要岩性为浅灰色中砂岩、细砂岩、粉砂岩和灰色泥岩。
莺琼盆地底部由于底辟构造，形成了高温高压环境，造成地层压力抬升快、台阶多，压力系数迅速升高，黄流组局部地层压力系数超过2.3，同时地层温度高达200 ℃；特别是黄流组二段砂层薄弱，承压能力低，导致目的层安全密度窗口极窄。
LD10-1-A井测井井段漏失压力剖面1.2地层诱导性裂缝发育莺琼盆地是个高温超压低渗储层，岩石中泥质含量高。
在井下各种应力作用下，井壁最大主应力方向上会产生张性诱导裂缝，井壁成像测井结果显示，目的层井壁发育诱导裂缝，诱导裂缝宽且长，钻井液在压差作用下通过诱导裂缝进入地层，加上地层泥质含量高，导致诱导裂缝进一步扩大、延伸，进而引发井漏。
LD10-1-B井黄流组井壁成像测井结果裂缝宽度随井深变化裂缝长度随井深变化裂缝密度随井深变化裂缝视孔隙度随井深变化2构建堵漏浆并评价其性能2.1堵漏理念由于莺琼盆地高温高压井目的层井段安全密度窗口窄，同时井底温度高，要求所使用的堵漏材料与其他钻井液添加剂配伍性好，不能影响高密度钻井液的性能，以避免因钻井液性能变化引起激动压力过大，导致井漏进一步恶化；同时，要求堵漏材料抗温能力强，避免在高温环境下失效。
新型硅酸凝胶深部堵水剂的研究与应用
新型硅酸凝胶深部堵水剂的研究与应用
近年来，随着信息技术的飞速发展，深部堵水技术受到了广泛的
关注，其中，硅酸凝胶深部堵水剂是抗水垢封堵效果最佳、使用技术
对环境影响最小的堵水剂，被广泛应用于深部堵水施工中。
硅酸凝胶
深部堵水剂具有良好的抗压强度和弹性，可防渗、防污染，且能以满
足客户环境要求的低粘度的质量进行施工，是一种效果极佳的绿色材料，具有防腐蚀、防腐蚀防水等优点，可实现深部堵水效果，具备提
高深部堵水施工效率、减少施工成本等优点。
在研究过程中，分析硅酸凝胶深部堵水剂的成分组成，通过改变
配方控制其特性，并进行了拉伸试验、室温老化试验以及抗老化性能
试验，考验其质量质量优良，为制造出高质量的硅酸凝胶深部堵水剂
建立了理论基础，为满足客户的不同要求提供了理论依据。
在应用中，硅酸凝胶深部堵水剂除了可以用于深部堵水外，还可以用于桥涵深部
施工，潜水搅拌施工，如注浆施工，回填施工，再加工施工等一系列
施工工程，在山区、河床、海堤护坡等抗滑、防污染、防渗漏、防腐
蚀和其它工程施工中有着广泛的应用。
总之，硅酸凝胶深部堵水剂具有高抗渗效果、耐压强度高、结构
紧凑牢靠并具有良好的移动性；并且具有极低的环境污染，施工过程
简单、速度快，是一种非常有效的深部堵水施工材料，可以广泛应用
于土木建筑、水利枢纽、船舶工程及其它深部堵水工程中。
深井抗温聚合物凝胶封隔技术研究及应用
深井抗温聚合物凝胶封隔技术研究及应用
近年来，深井抗温聚合物凝胶封隔技术作为一种新兴的防油水技术，受到了越来越多的关注。
一、深井抗温聚合物凝胶介绍
1.1 深井抗温聚合物凝胶的性能指标
深井抗温聚合物凝胶通常具有优异的流变性能、疲劳强度，能有效防止渗漏和污染，从而保护环境和改善工作效率。
1.2 深井抗温聚合物凝胶的成份
深井抗温聚合物凝胶的主要成份是聚乙烯（PE)、甲基丙烯酸乙酯（MMA)、苯乙烯（EV)、质量分数大于95%的甲醛和聚氨酯改性剂（PMA)等。
二、深井抗温聚合物凝胶封隔技术
2.1 深井抗温聚合物凝胶封隔技术可有效抑制油水泄漏
深井抗温聚合物凝胶封隔技术采用特殊的材料，可以抑制油水从井深
中渗漏出来，有效消除环境污染的风险，安全可靠；这一技术同时采用电热线夹层的方式，可以有效地控制凝胶的形状和位置，从而较好地封溝结构。
2.2 深井抗温聚合物凝胶封隔技术的应用
深井抗温聚合物凝胶封隔技术可以应用于海洋石油钻采及生产、采油点、井房及活塞盘封闭；同时还可以用于水池堆积物的封闭，防止污水和废水污染环境。
三、前景展望
随着油气资源的不断开发，以深井抗温聚合物凝胶封隔技术为核心的抗渗技术将在新的环境下迅速发展。
下一步，将会有越来越多的抗渗材料技术得到发展，抗渗性能得到不断完善和改善，从而更好地保护资源和环境。
智能凝胶GD-1在陕北黄土层防漏堵漏中的应用
智能凝胶GD-1在陕北黄土层防漏堵漏中的应用智能凝胶GD-1在陕北黄土层防漏堵漏中的应用随着我国经济的快速发展和人口的不断增加，各种大型工程的建设也日益增多，其中涉及到的地下工程如大型水利工程、城市地铁、地下隧道等都需要涉及到防漏堵漏的工作。
陕北黄土层作为我国地质灾害最为频繁的地区之一，防漏堵漏更是必不可少的工作。
近年来，智能凝胶GD-1作为一种防漏堵漏材料被广泛应用，其优异的物理性能和化学特性使得其被广泛应用于地下工程中。
智能凝胶GD-1是一种新型的弹性体材料，其物理性能优异，具有自修复功能，可以在负压、正压和中性环境下修复裂口和小漏孔。
此外，GD-1还具有高浸透性和水吸收能力，在吸水后能够自动凝胶，形成一种亲水聚合物凝胶。
GD-1具有很强的抗渗透性能和抗腐蚀能力，对于酸、碱、盐等化学物质都有很强的抵抗能力。
智能凝胶GD-1的应用对于陕北黄土层的防漏堵漏工作非常重要。
由于黄土层多为孔隙度较高的土层，其地质条件较为复杂。
智能凝胶GD-1不仅可以修复土壤中小漏孔，还可以通过自然充填作用填充土体孔隙，形成一种具有可矫形性能的内凝胶体系。
因此，GD-1粘接后不仅能够有效防止漏水和泥浆的渗透，而且还能够增加土壤强度和抗变形能力，保证地下隧道、水利工程及其他地下工程的安全性和长期稳定性。
智能凝胶GD-1的施工也相对简单，只需要将凝胶溶液注入漏水部位，然后等待固化即可。
由于其固化速度较快，可以在施工现场即时完成修缮。
此外，因为GD-1具有高浸透性和水吸收能力，可以在与其他防漏材料配合使用时提高施工质量和效率。
然而，智能凝胶GD-1也存在一些局限性，如其防漏效果与材料密度及聚合物浓度等因素有关，因此需要根据具体情况进行调整。
此外，GD-1的价格相对较高，对于一些中小型工程可能会造成经济上的压力。
总之，智能凝胶GD-1的应用在陕北黄土层中具有重要意义。
其优异的物理性能和化学特性使其能够有效地防止漏水和泥浆的渗透，同时还能够增加土壤强度和抗变形能力，保证地下工程的安全性和长期稳定性。
随钻胶凝防渗漏技术在滴西5井区井的应用
随钻胶凝防渗漏技术在滴西5井区井的应用
随钻胶凝防渗漏技术是一种钻井随钻进行胶凝加固和封堵措施的技术，在滴西5井区井开展实践得到了成功应用。
滴西5井区井在钻井过程中出现了地层漏失、水涌等问题，加之井深较深，整个钻井工程面临着很大的技术难度。
为了保证钻井的顺利进行，采用传统的水泥固井方式不仅施工周期长，而且固井质量难以保证，因此引入了随钻胶凝防渗漏技术来解决漏失问题。
该技术采用了专业的胶凝材料和胶凝剂，并加入泡沫助剂形成泡沫胶体，井中注入胶凝液后在井内形成多层泡沫胶体屏障，有效地隔离了井内井外的水压差，达到了防渗漏的目的。
同时，随钻胶凝防渗漏技术可以随钻进行，节省施工时间，并且可以在储层不断变化的情况下调整胶凝材料的种类和用量，以适应不同地层的需求。
在滴西5井区井的应用中，随钻胶凝防渗漏技术成功解决了漏失问题，保证了钻井的顺利进行。
此外，该技术还具有施工安全高、固井质量稳定、环保节能、使用范围广、经济实用等优点，可以为其他的钻井工程提供可靠的技术支持。
总之，随钻胶凝防渗漏技术在滴西5井区井的应用是一次成功实践，技术的稳定性和可靠性得到了验证，为我国油气勘探和开发提供了可借鉴的经验和技术手段。
中国南海某深水井提高地层承压能力实践
中国南海某深水井提高地层承压能力实践影响地层承压能力的因素主要有天然因素和工程因素两方面，在天然因素不可控的情况下，通过研发新式钻井液堵漏材料并进行室内实验评价，优选出适用于不同岩性地层的封堵材料。
根据中国南海某深水井的地质特点，依次介绍了STP、STRH、V ANGUARD等堵漏剂的室内实验表现。
结合该深水的钻井实践，阐述了深水钻井液体系防漏堵漏以及提高地层承压能力的成果，对后期深水油气田勘探开发过程中的降本增效具有较大意义。
标签：深水钻井；地层承压能力；钻井液体系深水钻井工程中，井漏一直是制约钻井安全高效进行的主要瓶颈。
由于受到千米水深的影响，浅部地层（指泥面以下1/2水深的地层）破裂压力低，井漏风险大。
每年处理井漏复杂情况带来的钻井液和钻机日费损失高达数亿美元[1]。
与溶洞性地层的大规模漏失不同，深水浅层的井漏通常是由井筒内裂缝扩展延伸引起的，假如不及时抑制裂缝发展，当裂缝尖端突破井眼周围一定范围后裂缝将迅速扩展。
随着深水井逐渐面临高温高压以及钻定向井等难题，安全密度窗口也将越来越狭窄，因此先期提高地层承压能力，通过工程手段拓展安全密度窗口历来是学者关注的重点[2，3]。
作者通过分析影响地层承压能力的因素，围绕钻井液封堵剂优选问题进行了一系列研究。
1 影响地层承压能力的因素影响地层承压能力的因素较多，根据天然因素和人工因素区分。
其中的天然因素难以通过人为改变，提高地层承压能力主要是通过调整工程因素。
目前提高承压能力的方法主要是在钻进薄弱地层前，在钻井液当中添加恰当的堵漏材料，将薄弱层承压能力提高到某一程度来满足下部地层钻进。
当前的研究主要关注堵漏材料的研制与现场应用，立足于钻井液体系中封堵材料的效果，通过复配不同性质、不同形状和粒径的封堵剂，实现防漏堵漏的目的。
针对不同影响因素，国内外关于提高地层承压能力的力学机理比较有代表性的有“封尾（Tip Screenout）理论”“应力笼（Stress Cage）理论”“裂缝闭合应力理论（FCS）”[4，5]，Guh等针对钻井液在裂缝尖端滤失特性进行了研究[6]，提出“封尾”作用机理，認为封堵材料位于裂缝尾部效果最好，但该方法所需参数难以获取；Dupriest等提出的“裂缝闭合应力”理论认为[7]，简单的封堵不能有效提高承压能力，还应提高裂缝闭合应力，防止裂缝重启。
智能凝胶塞在晋中3井的应用
智能凝胶塞在晋中3井的应用王骁男;张栋俊;吕忠楷;屈炜佳;唐国旺【摘要】晋中3井钻至井深2736 m时出现2.09 m的放空,钻井液失返.采用锯末、复合堵漏剂、大裂隙用堵漏剂等堵漏材料,先后组织20余次不同类型的堵漏作业.经过连续两个月的不间断堵漏,累计漏失量2067 m3,都未堵漏成功,无法进行正常的钻进.根据晋中3井地层井漏情况,在分析常规堵漏技术缺点的基础上,提出一种新的智能凝胶堵漏技术.对其流变性、成胶时间和成胶强度进行了评价.智能凝胶流变性良好,能够进入各种缝隙和孔洞;具有成胶强度高、成胶时间可控、滞留性好等特点,因此能在漏点附近形成一道防渗墙.智能凝胶堵漏技术在晋中3井进行了现场应用,并堵漏成功.智能凝胶堵漏技术配置工艺简单,有望解决晋中地区堵漏问题,具有广阔的应用前景.【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2018(041)005【总页数】3页(P110-112)【关键词】凝胶;聚合物;堵漏剂;施工工艺【作者】王骁男;张栋俊;吕忠楷;屈炜佳;唐国旺【作者单位】中国地质大学;五普钻井分公司;中国地质大学;中国地质大学;中国地质大学【正文语种】中文针对各种漏失问题，国内外学者开展了很多工作，主要集中研发各种堵漏材料、改进堵漏工艺等工作。
但是目前的堵漏材料仍不能满足现场的需求，针对恶性漏失，常用的堵漏材料主要采用锯末、核桃壳、云母片、纤维、水泥等[1-5]，但它们不能够完全解决恶性漏失。
凝胶堵漏材料是一类新型的堵漏材料，但是普通的凝胶堵漏材料的成胶时间难以控制，大大限制了应用。
智能凝胶采用纤维素接枝聚合物，具有成胶时间可控、成胶强度高、滞留性好、堵漏不受缝隙大小的限制，能够进入各种缝隙和孔洞。
晋中3井是一口探井，钻至井深2 736 m时出现2.09 m的放空，钻井液失返。
采用锯末、复合堵漏剂、大裂隙用堵漏剂、大粒径果壳、棉籽壳、棕绳、核桃壳等堵漏材料，先后组织进行20余次不同类型堵漏作业。
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·62·NO.12 2018( Cumulativety NO.24 )中国高新科技China High-tech2018年第12期（总第24期）陵水区块位于琼东南盆地陵水凹陷东部，属于中央峡谷，天然气资源较为丰富。
但由于水深较大，且地层地质年代较新、沉积速度较快，造成深水地层欠压实、压力窗口窄，极易发生井漏、井涌等复杂情况。
陵水区块莺歌海组二段岩性以灰色泥岩、泥质粉砂岩、灰色粉砂质泥岩为主。
通常情况下，泥岩和砂岩的交界面极易产生构造运动的应力“薄弱点”，加上泥岩和砂岩间存在交界面破碎带，从而形成较多漏层层位。
此外，由于莺歌海组二段地层裂缝通常是以横向裂缝形式出现，加上砂岩渗透性能良好，一旦受到液柱压力，则裂缝容易被压开，且快速向四周蔓延，从而导致连续性漏失的现象，这极大程度地增加了钻井中堵漏的难度。
因此，认为影响钻井时效和井下安全的主要因素是地层漏失。
随后针对深水井地层易漏失的复杂难题，南海西部超深水钻井作业者对陵水区块井眼漏失机理进行深入研究，优选针对性堵漏材料，对已发生的井漏情况进行及时处理，保障后续作业安全高效进行。
1 SmartGel智能凝胶堵漏技术1.1 SmartGel的性能特点植物胶如瓜尔胶的水溶液，当浓度超过1%时即形成糊状流体、流动性变差，如浓度低于1%则形成的冻胶强度太低，不能用做液体胶塞。
SmartGel 是以瓜尔胶及其衍生物为主要合成原料，经过多次改性后而得到的可延迟增粘的一种强弹性凝胶成胶剂。
该剂为浅黄色易流动粉末，在水中形成均匀分散的不增粘体系。
加入适量凝胶促进剂并加热到适当温度后，体系将逐渐增粘，直至形成强弹性凝胶。
凝胶过程可通过调节凝胶促进剂加量和温度来控制。
图1为凝胶前状态，其粘度与水相当；图2为凝胶后状态，其低剪切速率粘度LSRV超过2000000cp。
图1 凝胶前状态 图2 凝胶后状态南海西部深水井智能凝胶堵漏技术与实践张绍营1 刘智勤2（1.中海油田服务股份有限公司，河北廊坊 065201；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）摘要：通过分析南海西部陵水同区块前期已钻井的情况，南海西部钻井作业者认为井漏问题是造成该区块钻井时效低、作业风险高的主要因素。
经过综合调研陵水区块地层特点、漏失机理，研究制定了一套新型SmartGel智能凝胶堵漏钻井液体系。
室内实验结果表明，该体系能提高区块渗漏地层承压15MPa，裂缝性地层7MPa，且具有较强的破胶性能。
结合陵水区块深水井的现场应用情况，认为该新型堵漏钻井液体系堵漏效果良好，能为南海深水大气区的钻探提供技术参考。
关键词：深水；钻井；南海西部；陵水区块；堵漏 文献标识码：A 中图分类号：TE282文章编号：2096-4137（2018）12-063-05 DOI：10.13535/ki.10-1507/n.2018.12.17收稿日期：2018-04-02作者简介：张绍营（1974-），中海油田服务股份有限公司中级工程师，研究方向：钻完井工艺技术研究与管理。
基金项目：国家科技重大专项子课题“深水油气田开发钻完井工程关键技术研究及配套工艺”（项目编号：2016ZX05028001-009）。
1.2 SmartGel的成胶性能SmartGel为植物胶改性产品。
一般的植物胶衍生物，如羟丙基瓜尔胶、羧甲基瓜尔胶等，溶于水中后增粘明显。
浓度超过1%后不但胶液配制困难，易形成鱼眼，而且粘度太大泵送困难，且交联后冻胶强度较低，无法起到封堵作用。
而SmartGel 溶于水中后，即便其浓度达到7%，初始粘度仍与水相当，水化过程缓慢进行，粘度缓慢增大。
通过调整凝胶促进剂加量和温度，可控制其凝胶速度。
这样，在配制和泵送过程中，SmartGel流动阻力较小，进入地层中后迅速凝胶，形成强弹性凝胶体，起到封堵地层的作用。
为调整SmartGel凝胶速度，开发了凝胶速度调节剂GelRetader和GelAccelerant，其中GelRetader 的作用是延迟成胶，GelAccelerant的作用是加速成胶。
通过在一定温度下，同时添加两者并通过调整加量比例可改变体系的增粘速度。
以7% SmartGel 加量为例，当以3℃/min的升温速度加热，体系从25℃升至50℃过程中，其Φ600读数随时间的变化规律如图3所示，其中0.2% GelRetader+0.3% Gel-Accelerant的添加比例可以在较短时间内获得较高的粘度。
图3 7%SmartGel体系粘度变化1.3 SmartGel相对强度表1 SmartGel的挤出强度SmartGel加量SmartGel挤出强度（MPa）50℃60℃70℃80℃4%Smart-Gel0.900.800.670.545%Smart-Gel1.10 1.000.820.676%Smart-Gel1.40 1.30 1.100.887%Smart-Gel1.50 1.42 1.28 1.04按淡水+SmartGel+0.2% GelRetader配制暂堵剂，然后在搅拌条件下放入80℃水浴锅中，待液体变粘、SmartGel不再沉降后，转入到底端带有3mm 小孔的不锈钢容器中。
一定温度下保温1h后，从顶端逐渐冲入氮气。
观察底端小孔是否有凝胶挤出，以凝胶挤出的最低压力作为SmartGel的强度。
根据表1的实验结果，当SmartGel加量增大时，其挤出强度越高，封堵性能更好。
1.4 SmartGel的封堵性能评价1.4.1 砂床实验首先用40～60目的石英砂200g填充渗漏封堵仪（南海西部自行研制）的失水桶，然后捣实。
用自来水配制7%的SmartGel，加入0.2%的GelRetarder 后，将体系转入到失水桶中密封，加热到80℃然后保温1小时，使SmartGel在砂床中充分凝胶。
SmartGel凝胶后，施加3.5MPa的压力，出口处无凝胶挤出。
然后，逐渐增大压力，直至6.7MPa，仍无凝胶挤出、无滤液流出。
这说明，80℃下SmartGel 在砂床中的承压能力至少可以达到7MPa，可以满足现场施工要求。
1.4.2 PPT砂盘实验在P P T实验装置中放入渗透率为20d的砂盘。
用自来水配制7%的SmartGel，加入0.2%的GelRetarder后，将体系转入到PPT装置的失水桶中，密封加热至93℃，保温1h。
保温结束后，分别施加3.5MPa、7MPa、10.3MPa、13.8MPa、15Mpa 的压力，每个压力下保持30min，测量出口处滤液或凝胶流出的累计体积。
实验发现，压力施加过程中有滤液流出，但无凝胶挤出。
图4和图5为实验结束后取出凝胶及砂盘图片，从图6实验测定结果可以看出，滤失量逐渐下降，表明体系已经在岩心端面形成了高效封堵，阻止固相和滤液进入岩心内部，起到了承压封堵的作用。
图4 实验后凝胶 图5 实验后砂盘图6 PPT砂盘承压实验结果·63··64·1.4.3 岩心流动仪模拟孔隙实验结果沿砂岩岩心轴向钻一个通孔，用以模拟地下孔洞，进行SmartGel的承压能力评价。
岩心直径2.45cm、岩心长6.15cm，模拟孔径3.5mm，如图7所示。
在烧杯中用自来水配制0.2%GelRetarder + 7%SmartGel，再将打孔的岩心投入烧杯中，使其完全浸没。
然后将烧杯密封放入保温箱中，80℃下恒温1小时，使SmartGel充分凝胶。
取出后，去除岩心外表凝胶（端部留有凝胶饼），然后放入岩心夹持器中。
80℃下进行岩心驱替实验，如图8所示，凝胶突破压力最大可以达到0.63MPa，表明其具有较好的承压性能。
图7 通孔岩心图8 通孔岩心实验结果1.5 SmartGel 破胶性能评价1.5.1 SmartGel的低温破胶SmartGel配制过程中，可预先向体系中加入一定量的生物破胶剂S100。
泵入地层中后，在地层温度下，S100将逐渐降解SmartGel，直至使SmartGel 完全破胶返排流出。
这便省去了破胶程序，并降低了SmartGel伤害储层的风险。
如图9所示，在50℃和60℃条件下，3.5%SmartGel的破胶时间随着S100的加量增加而减少，并且温度越高效果越明显，如图10和图11所示。
图9 SmartGel破胶时间曲线图10 SmartGel破胶前状态 图11 SmartGel破胶后状态1.5.2 SmartGel的高温破胶由于生物酶耐温性的限制，在60℃以上温度时，酶将失活。
因此，温度大于60℃时可选取氧化破胶方式或后破胶方式。
但是作为可以用于保护储层的屏蔽暂堵剂，采用破胶剂预先加入的方式时必须满足如下要求：（1）破胶剂的加入不能影响成胶时间及成胶强度。
（2）破胶剂应有尽量长的半衰期，使得破胶时间可控。
必须保证在2天之内不破胶，而施工结束后，必须破胶较为彻底，防止伤害储层。
（3）破胶后产生残渣应尽量低，保证良好的储保性能。
基于以上要求，选择一种合适的预破胶剂面临很大的挑战。
由于该凝胶可用于非储层与储层，因而对于非储层无须破胶。
常规的氧化破胶剂很难满足要求，而生物酶破胶剂在高温下难以发挥作用，这样只有选取能够和瓜尔胶起特殊反应的类酶化学试剂作为预破胶剂，显然这是一项极具挑战性的难题。
基于以上难度和瓜尔胶的易降解性特点，采用后破胶处理方式是一种简单易行的破胶方法。
室内采用PF-JPC进行了后破胶实验。
实验结果表明，加入5% PF-JPC后，80℃下后破胶，48h内SmartGel凝胶完全降粘，其粘度几乎与水相当。
图12为破胶后图片。
图12 SmartGel 48h后的破胶状态2 SmartGel智能凝胶堵漏剂在LSX-1-1井的应用2.1 基本情况井位水深：1500m。
钻进层位：莺歌海二段（2392～3226m）。
钻遇岩性：灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩。
套管鞋深度：2865.38m。
套管鞋破裂压力：1.65g/cm3。
钻井液密度：1.26g/cm3。
钻进ECD：最高1.33g/cm3。
倒划眼ECD：最高1.31g/cm3。
地层孔隙压力：1.20g/cm3。
钻具组合：Ø311mmPDC钻头+Ø203mmGVR-8（测量近钻头电阻率）+Ø203mmTelescope825（测量井斜方位）+Ø203mmSonicScope（测量声波）+Ø203mmSADN-8（中子、密度测量）+7根Ø203mm钻铤+Ø203mm液压震击器+配合接头（631*VX57）+12根Ø147mm加重钻杆。
钻井液配方：0.2%NaCO3（碳酸钠）+0.17%柠檬酸+3% PF-1（聚胺，泥页岩抑制剂）+0.8% PF-2（包被剂）+3% PF-3（防泥包润滑剂）+2% PF-4（降滤失剂）+2% PF-5（井壁稳定剂）+9% NaCl（氯化钾）+0.1% NaOH（氢氧化钠）。