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摘要：气田生产后期修井维护作业中，工作液漏失会造成固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化等问题，将严重破坏和伤害储层，导致排液复产困难，进行了大量的绒囊暂堵液基液配方筛选和处理剂加量优选实验，研制出了具有良好的盐稳定性及对X气田储层低伤害性的绒囊暂堵液体系，为今后气田气井井下作业工作的开展建立了技术储备。
关键词：防漏堵漏;漏失微粒运移;暂堵液;暂堵;
其中修井作业中井漏造成储层伤害造成的后果更为严重，主要的伤害方式包括：固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化。影响正常生产;破坏井网完整，导致注采失衡，影响整体开发效果;增加失控储量，影响剩余油挖潜和采收率提高;存在污染浅部水层的环保风险。
X气田多处于盆地Ⅰ、Ⅱ类腐蚀区，套管以腐蚀破漏为主。油井套管外洛河水的外腐蚀和长2及以上侏罗系产出液的内腐蚀;水井套管外洛河水的外腐蚀和注入水中富含腐蚀性离子造成的内腐蚀。陕甘宁盆地内自下而上存在宜君、洛河、华池、环河腐蚀性水层，部分地区还存在罗汉洞、泾川组，其中以洛河组为主要腐蚀水层。洛河组孔隙度10-30%，渗透率为数百毫达西，由西向东水层厚450-250m，埋深1700-0m（安塞露头），向东减薄至安塞直罗一带尖灭，水源井日产水量100-400 m3。
1绒囊暂堵液处理剂优选研究
首次作为X气田气井修井暂堵液应用，需针对X气田的地质情况、产液情况、生产工艺进行分析和总结，研究出一种既能保证修井过程中控制地层漏失，又能保证储层伤害程度最小，承压能力强、易返排的暂堵液，满足X气田生产需求。
1.1绒囊暂堵液主要及辅助处理剂
绒囊暂堵液体系处理剂包括主要处理剂成核剂、成层剂、强层剂、定位剂及辅助处理剂成膜剂、P H调节剂、高温稳定剂、杀菌剂、除氧剂、缓蚀剂、抑制剂。
1.2绒囊暂堵液基液处理剂优选
绒囊暂堵液基液由成层剂、强层剂、定位剂配制而成，故需要对其进行优选。由于无固相绒囊暫堵液基液为淡水，淡水中绝大部分矿物质为盐，因此成层剂、强层剂、定位剂的优选主要是评价其抗盐能力，优选抗盐效果最好的。
1.3绒囊暂堵液其它处理剂优选
绒囊暂堵液其它处理剂包括p H值调节剂、粘土抑制剂、高温稳定剂、缓蚀剂、除氧剂、杀菌剂、除硫剂、防水锁剂、助排剂的优选，主要是选择与绒囊体系配伍且有利于提高其各项性能指标的处理剂。
2绒囊暂堵液体系研制
2.1绒囊暂堵液基液配方研制
利用优选出的成层剂、强层剂、增粘剂，配制流变性好、适于绒囊稳定存在的绒囊暂堵液基液。在所选处理剂推荐加量范围内，成层剂、强层剂、定位剂各选取3～5个加量，配制基液并测定其流变性及滤失量，对基液配方进行优化，确定基液配方。根据室内实验结果，选定基液配方中定位剂加量为0.15 %～0.40 %，强层剂加量为0.15 %～0.30 %，成层剂加量为1 %～2 %。
2.2绒囊暂堵液体系配方研制
使用优选的成核剂、成膜剂、成层剂、强层剂、定位剂、p H调节剂、高温稳定剂、杀菌剂、除氧剂、缓蚀剂、抑制剂配制绒囊暂堵液并评价其性能。绒囊暂堵液体系均具有较好的流变性，体系稳定时间满足要求。
2.3绒囊暂堵液与X修井液配浆水配伍性研究
在绒囊暂堵液体系配方加量范围内，选取不同配方，使用X气井修井液用配浆水，验证配浆水与绒囊处理剂间的配伍性。通过实验知，X气田区块内不同淡水水源配浆水对绒囊暂堵液性能影响较小，绒囊暂堵液处理剂与X配浆水配伍性良好。
2.4抗温能力评价研究
配制1#、2#号绒囊暂堵液，高温热滚评价它们的抗温能力由室内实验知，加热前后绒囊暂堵液密度、塑性粘度、动切力变化程度较小，具有较好的抗温能力，能够满足X气田气井修井需要。
2.5防腐能力评价研究
室内采用N80钢材进行挂片实验，评价暂堵液腐蚀能力，绒囊暂堵液对N80金属件的腐蚀速率小于0.076 mm/a，且没有点蚀，对N80钢腐蚀性较小，说明绒囊暂堵液在井底环境中不会对管柱造成腐蚀。
2.6破胶效果评价研究
模拟X现场施工条件，利用氧化破胶剂及JPC高温破胶剂在温度110℃时对气井内部无法向外循环的绒囊修井液进行破胶，观察破胶效果，实验证明同加量的两种破胶剂在温度110 ℃破胶条件下2 h后，绒囊修井液密度升高，表观粘度下降甚至消失，表明两种破胶剂破胶效果明显。综合考虑，建议使用氧化破胶剂。
3囊暂堵液储层伤害控制能力研究
绒囊暂堵液返排能力能够直接体现其对储层的伤害程度。通过室内岩心损害实验研究，评价绒囊暂堵液控制储层伤害能力。助排剂与防水锁剂能够提高绒囊暂堵液返排效率，对气层储层的伤害程度较小，室内实验通过分为不加助排剂与防水锁剂与加入助排剂与防水锁剂，对比绒囊暂堵液的返排效果。确定能够有效提高绒囊暂堵液返排时助排剂与防水锁剂的最佳加量从室内实验结果、成本和满足现场要求两方面考虑，防水锁剂与助排剂加量均选为1.0 %。按照“经营上精打细算、生产上精耕细作、管理上精雕细刻、技术上精益求精”的总体要求，坚持问题导向、目标导向、结果导向，强化源头治理、过程管控和技术攻关，全面加强气井治理。
4.结论
（1）通过大量室内实验，初步研制出适于X气井暂堵应用的绒囊暂堵液配方，同时验证了暂堵液与X气田修井液的良好配伍性，证实现场修井时可直接使用当地水配置。
（2）通过室内抗温实验及腐蚀实验，证明研制出的暂堵液抗温能力强，在高温（120℃）条件下，密度、塑性粘度、动切力变化较小，能够满足X修井需要;同时该暂堵液对N80金属件的腐蚀速率小于0.076 mm/a，且无点蚀情况发生，不会对管柱造成腐蚀。
（3）井筒环境下，产出液中含有的CO2、SRB在高浓度Cl-、高矿化度条件下造成套管内壁电化学腐蚀，腐蚀产物主要是FeCO3和FeS。侏罗系和长2油井的CO2含量普遍高于三叠系，通过井底CO2分压测算，井筒CO2腐蚀已达到严重腐蚀区域。
参考文献：
[1] 郭春秋，李颖川.气井压力温度预测综合数值模拟[J].石油学报，2001，22（3）： 100-104.
关键词：防漏堵漏;漏失微粒运移;暂堵液;暂堵;
其中修井作业中井漏造成储层伤害造成的后果更为严重，主要的伤害方式包括：固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化。影响正常生产;破坏井网完整，导致注采失衡，影响整体开发效果;增加失控储量，影响剩余油挖潜和采收率提高;存在污染浅部水层的环保风险。
X气田多处于盆地Ⅰ、Ⅱ类腐蚀区，套管以腐蚀破漏为主。油井套管外洛河水的外腐蚀和长2及以上侏罗系产出液的内腐蚀;水井套管外洛河水的外腐蚀和注入水中富含腐蚀性离子造成的内腐蚀。陕甘宁盆地内自下而上存在宜君、洛河、华池、环河腐蚀性水层，部分地区还存在罗汉洞、泾川组，其中以洛河组为主要腐蚀水层。洛河组孔隙度10-30%，渗透率为数百毫达西，由西向东水层厚450-250m，埋深1700-0m（安塞露头），向东减薄至安塞直罗一带尖灭，水源井日产水量100-400 m3。
1绒囊暂堵液处理剂优选研究
首次作为X气田气井修井暂堵液应用，需针对X气田的地质情况、产液情况、生产工艺进行分析和总结，研究出一种既能保证修井过程中控制地层漏失，又能保证储层伤害程度最小，承压能力强、易返排的暂堵液，满足X气田生产需求。
1.1绒囊暂堵液主要及辅助处理剂
绒囊暂堵液体系处理剂包括主要处理剂成核剂、成层剂、强层剂、定位剂及辅助处理剂成膜剂、P H调节剂、高温稳定剂、杀菌剂、除氧剂、缓蚀剂、抑制剂。
1.2绒囊暂堵液基液处理剂优选
绒囊暂堵液基液由成层剂、强层剂、定位剂配制而成，故需要对其进行优选。由于无固相绒囊暫堵液基液为淡水，淡水中绝大部分矿物质为盐，因此成层剂、强层剂、定位剂的优选主要是评价其抗盐能力，优选抗盐效果最好的。
1.3绒囊暂堵液其它处理剂优选
绒囊暂堵液其它处理剂包括p H值调节剂、粘土抑制剂、高温稳定剂、缓蚀剂、除氧剂、杀菌剂、除硫剂、防水锁剂、助排剂的优选，主要是选择与绒囊体系配伍且有利于提高其各项性能指标的处理剂。
2绒囊暂堵液体系研制
2.1绒囊暂堵液基液配方研制
利用优选出的成层剂、强层剂、增粘剂，配制流变性好、适于绒囊稳定存在的绒囊暂堵液基液。在所选处理剂推荐加量范围内，成层剂、强层剂、定位剂各选取3～5个加量，配制基液并测定其流变性及滤失量，对基液配方进行优化，确定基液配方。根据室内实验结果，选定基液配方中定位剂加量为0.15 %～0.40 %，强层剂加量为0.15 %～0.30 %，成层剂加量为1 %～2 %。
2.2绒囊暂堵液体系配方研制
使用优选的成核剂、成膜剂、成层剂、强层剂、定位剂、p H调节剂、高温稳定剂、杀菌剂、除氧剂、缓蚀剂、抑制剂配制绒囊暂堵液并评价其性能。绒囊暂堵液体系均具有较好的流变性，体系稳定时间满足要求。
2.3绒囊暂堵液与X修井液配浆水配伍性研究
在绒囊暂堵液体系配方加量范围内，选取不同配方，使用X气井修井液用配浆水，验证配浆水与绒囊处理剂间的配伍性。通过实验知，X气田区块内不同淡水水源配浆水对绒囊暂堵液性能影响较小，绒囊暂堵液处理剂与X配浆水配伍性良好。
2.4抗温能力评价研究
配制1#、2#号绒囊暂堵液，高温热滚评价它们的抗温能力由室内实验知，加热前后绒囊暂堵液密度、塑性粘度、动切力变化程度较小，具有较好的抗温能力，能够满足X气田气井修井需要。
2.5防腐能力评价研究
室内采用N80钢材进行挂片实验，评价暂堵液腐蚀能力，绒囊暂堵液对N80金属件的腐蚀速率小于0.076 mm/a，且没有点蚀，对N80钢腐蚀性较小，说明绒囊暂堵液在井底环境中不会对管柱造成腐蚀。
2.6破胶效果评价研究
模拟X现场施工条件，利用氧化破胶剂及JPC高温破胶剂在温度110℃时对气井内部无法向外循环的绒囊修井液进行破胶，观察破胶效果，实验证明同加量的两种破胶剂在温度110 ℃破胶条件下2 h后，绒囊修井液密度升高，表观粘度下降甚至消失，表明两种破胶剂破胶效果明显。综合考虑，建议使用氧化破胶剂。
3囊暂堵液储层伤害控制能力研究
绒囊暂堵液返排能力能够直接体现其对储层的伤害程度。通过室内岩心损害实验研究，评价绒囊暂堵液控制储层伤害能力。助排剂与防水锁剂能够提高绒囊暂堵液返排效率，对气层储层的伤害程度较小，室内实验通过分为不加助排剂与防水锁剂与加入助排剂与防水锁剂，对比绒囊暂堵液的返排效果。确定能够有效提高绒囊暂堵液返排时助排剂与防水锁剂的最佳加量从室内实验结果、成本和满足现场要求两方面考虑，防水锁剂与助排剂加量均选为1.0 %。按照“经营上精打细算、生产上精耕细作、管理上精雕细刻、技术上精益求精”的总体要求，坚持问题导向、目标导向、结果导向，强化源头治理、过程管控和技术攻关，全面加强气井治理。
4.结论
（1）通过大量室内实验，初步研制出适于X气井暂堵应用的绒囊暂堵液配方，同时验证了暂堵液与X气田修井液的良好配伍性，证实现场修井时可直接使用当地水配置。
（2）通过室内抗温实验及腐蚀实验，证明研制出的暂堵液抗温能力强，在高温（120℃）条件下，密度、塑性粘度、动切力变化较小，能够满足X修井需要;同时该暂堵液对N80金属件的腐蚀速率小于0.076 mm/a，且无点蚀情况发生，不会对管柱造成腐蚀。
（3）井筒环境下，产出液中含有的CO2、SRB在高浓度Cl-、高矿化度条件下造成套管内壁电化学腐蚀，腐蚀产物主要是FeCO3和FeS。侏罗系和长2油井的CO2含量普遍高于三叠系，通过井底CO2分压测算，井筒CO2腐蚀已达到严重腐蚀区域。
参考文献：
[1] 郭春秋，李颖川.气井压力温度预测综合数值模拟[J].石油学报，2001，22（3）： 100-104.