新型化学固结承压堵漏技术研究与应用 新型化学触变堵漏技术研究
张凤英1，2 刘四海1 刘金华1 陈曾伟1
（1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；
2.中国石油大学（北京），北京 102249）
摘 要 常用承压堵漏技术在应用过程中主要面临堵漏材料不抗高温、承压能力不足和易发生二次漏失等问题。针对这些问题，通过分析承压堵漏机理，认为堵漏浆应包含密封和支撑裂缝两方面功能，以同时具有封堵性能和机械强度，从而阻止诱导裂缝延伸、提高裂缝重启压力，阻隔液柱压力向裂缝尖端传导。基于此，室内研发了抗温180℃、承压大于20MPa的新型化学固结堵漏技术。该技术可用于大裂缝、溶洞以及多个漏失层位并存且地层骨架强度低的漏失层堵漏，在塔河油田9口井进行了现场应用，一次堵漏成功率90％以上。
关键词 承压堵漏 化学固结 裂缝尖端 堵漏机理
Research and Application on Technology of
New chemical consolidation
ZHANG Fengying1，2，LIU Sihai1，LIU Jinhua1，CHEN Zengwei1
（1.Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing 10010，China；
2.China University of Petroleum，Beijing 102249，China）
Abstract Commonly used developed technology in the application process mainly face plugging material is not high temperature resisting，pressure can happen and insufficient second loss.To solve these problems， through the analysis developed mechanism that cut off to crack tip liquid column pressure transmission is the key to develop.Based on this，the indoor temperature 180℃the research and development of new，pressure 20 MPa chemical consolidation plugging technology，this technology can be used in large crack，cave and more lost horizon coexist and strata of low strength of the thief zone skeleton plugging in Tahe oil field，a plugging rate was 90％.
Key words mud loss control under pressure；chemical consolidation；crack tip；plugging mechanism
深井或复杂井的同一裸眼井段内往往同时存在多个压力系统，安全密度窗口较窄，在存在多套压力层系的井段钻进时［1］，若低压力层段或者裂缝发育等缺陷地层的堵漏效果不明显或达不到高压地层的承压要求，就会出现又喷又涌的复杂情况，而提高地层承压能力的先期堵漏技术是扩展安全密度窗口的重要技术。在多压力层段钻进时，一定要保证漏失层段的堵漏效果，使全井段承压能力能够满足钻开高压层段的要求。常规承压堵漏技术往往存在不抗高温、承压能力不足和易发生二次漏失等问题，难以达到承压堵漏的目的。因此，探讨提高地层承压能力的机理、方法和技术对于提高钻井速度，减少因井漏带来的经济损失具有重大的意义。本文针对如何提高低压地层承压能力这一问题，从承压堵漏机理分析出发，研发出了抗180℃高温的新型化学固结堵漏技术，该技术能够快速封堵漏失层，有效提高地层的承压能力。
1 提高地层承压能力机理分析
地层承压能力，是评价堵漏效果的重要标准。为了钻进下部高压地层及防止因起下钻等产生的波动压力把地层再次压漏，需要尽量提高地层承压能力，以阻止裂缝的扩展及延伸。根据断裂力学理论，井周有效切向应力反映了裂缝重新开启的难易程度，井周有效切向应力越大，裂缝张开所需的力越大，地层可承受的井筒液柱压力越高，再次发生漏失的可能性越小。相同条件下，封堵位置及缝内压力是影响井周有效切向应力的两个关键因素。封堵位置与封堵材料粒径的大小同裂缝宽度的匹配程度相关，缝内压力与地层的渗透性及堵漏剂的封堵效果有关。井漏发生时，压力首先从井筒经过堵漏剂进入裂缝内部，然后传向地层深部，地层渗透性越好，缝内压力耗散速度越快，缝内压力越低［2］；同时，形成致密封堵层可以阻止井筒压力向裂缝内部传播，因此封堵效果越好，缝内压力越低；另外通过实验验证可知，在裂缝开口处封堵，井周有效切向应力提高最大，且堵漏后裂缝稳定，应力强度因子为负，故堵漏浆应具备能顺利进入漏层、立即在漏层中停滞、形成封堵墙的强度高且渗透率接近于零的特性，这是提高地层承压能力和堵漏成功率的有效措施［3］。
2 新型化学固结堵漏技术研究
2.1 新型化学固结堵漏技术堵漏机理
研发了一种新型化学固结堵漏技术，主要由正电黏结剂、流型调控剂、纳米固结剂3部分组成。组分所含的纳米颗粒具有较大的表面能和极小的颗粒半径，易进入漏层，通过氢键作用或化学反应迅速在裂缝开口处形成一层隔离膜，该隔离膜属刚柔相济的封堵材料，可随着裂缝宽度的改变而改变自身形状，持续起到阻止压力传递的作用，同时，所含的正电材料能够与带负电荷的粘土矿物产生正负电荷的吸引作用，快速结合，在漏失裂缝的端面形成化学吸附滞留层，增大流动阻力，甚至失去流动性，从而扩大堵漏浆的波及面积，降低堵漏浆的扩散运移，有利于封堵的稳定性［4］。另外，所建立的封堵隔离带，具有较高的抗压强度，能有效降低压力传递的速率，提高井周切向应力，减小裂缝尖端应力强度因子，在最短的时间内将裂缝堵死、堵牢，阻止裂缝延伸、扩展，提高井壁岩石抵抗产生新裂缝的能力，从而提高井壁的承压能力。
2.2 新型化学固结堵漏技术主剂研究
2.2.1 正电黏结剂研究
2.2.1.1 正电黏结剂作用机理
正电黏结剂指分散粒子带正电荷的胶体。本文所选用的正电黏结剂是在Zeta电位为＋29mV的Ba－Al－Si正电材料粒子表面覆盖一层非离子聚合物，形成Zeta电位为＋28mV的有机－无机复合正电性化学黏结剂，这种化学黏结剂在改变温度、压力和配方时，对粒子的电性能并不产生大的影响，但对地层矿物却具有极强的电性吸附和离子反应能力，可与地层表面带负电的页岩形成复合体，当失水发生时便有较多的正电堵漏黏结剂黏贴在岩石表面，将表面上的无机阳离子排斥走，同时在岩石表面形成一层具有正电位的势能层，这种势能层可阻止钻井液与地层的阳离子交换，从而起到黏结、滞留化学堵漏浆的作用。这种带正电的势能层在新钻开的地层表面上瞬间完成，随着堵漏施工的进行，堵漏浆与地层表面不断形成保护膜，使地层表面与堵漏浆快速形成整体。
2.2.1.2 正电黏结剂加量优选
为研究正电性黏结剂对堵漏浆性能的影响，本文研究了堵漏基浆静切力与正电性黏结剂加量的关系。实验结果显示：随体系中粒子浓度的增加，流变学性能逐渐提高，当浓度足够大时，混合体系发生胶凝，静切力升高。当黏结剂加量为6％时，堵漏基浆的静切力达到35Pa，已初步显示胶凝状态，当加量达到10％时，静切力不再增大，体系完全胶凝，当正电粘结剂的用量在6％～8％之间时，堵漏浆表现出理想的流变性能（图1）。
图1 堵漏基浆流变学性能随着正电性黏结剂加量的变化
2.2.2 流型调控剂研究
2.2.2.1 流型调控剂作用机理
理想堵漏浆的流动状态为柱状流，但由于流体特性及漏失层孔道的变化，全部达到柱状流难度很大，能够控制到层流流动，即可提高堵漏浆的滞留能力。为确保堵漏浆的层流状态，需添加流型调控剂控制流动状态。通过调整流型调控剂的加量，可有效控制堵漏浆的胶凝时间和结构强度。流型调控剂主要由聚合物、分散剂和有机交联剂组成，具有弱凝胶的特性。其特性在于：在搅拌或流动时体系的交联率较低，不会因过度交联使之失去流动性，当停止流动后，体系的交联速度加快，快速成胶，失去流动性，形成假固状物，这种假固状物有利于堵漏浆在漏失层空间的滞流、充填和封堵［5］。
2.2.2.2 流型调控剂加量优选
为研究流型调控剂对堵漏浆性能的影响，本文研究了在不同流型调控剂加量下堵漏基浆流变性能的变化情况。室温条件下，实验测定了添加不同用量流型调控剂的流变性。随着流型调控剂加量的增加，动切力随之增大，初切和终切升高，塑性黏度升高，当流型调控剂加量在6％～10％时，堵漏浆表现出合理的流变性（表1）。
表1 流型调控剂加量对性能的影响
2.2.3 纳米固结剂研究
2.2.3.1 纳米固结剂作用机理
正电黏结剂和流型调控剂的加入可使堵漏基浆具有一定的堵漏效果，但承压能力低，当压力波动时易产生整体运移。因此，本研究在堵漏基浆中加入了另一种化学添加剂——纳米固结剂。纳米固结剂的组分粒度为纳米级别，因此无需较大压力，便可轻易进入漏层。纳米固结剂含有部分活性组分和阳离子基团，活性组分在催化剂的作用下，诱发发生催化交联反应，在短时间内由流动态变为具有较高抗压能力的固态，生成水不溶性的固体物；另外，含有的阳离子基团，能与地层黏土矿物反应，改变地层矿物性质，形成具有较好强度的 “封隔墙”［6］。该纳米固结剂表面采用胶膜或有机蜡作保护膜，以喷涂、冷凝或溶涂等方式，将其加工成封包微粒使用，只有在井下温度条件下，一定时间后，其封包膜才溶解或熔化，与堵漏剂中的活性物、高价金属离子等起反应形成胶状物和沉淀物，以达到及时有效封堵漏层的目的。
2.2.3.2 纳米固结剂加量优选
为研究纳米固结剂对堵漏浆性能的影响，本文研究了堵漏基浆流变性与纳米固结剂加量的关系。利用中压滤失仪，在0.8MPa条件下，10min后测定在堵漏基浆中加入不同量固结剂后滤失量及泥饼的状态。随着纳米固结剂加量的增加，堵漏基浆承压后形成的滤饼增厚，同时滤失量增大，当纳米固结剂的加量由1％提高至5％时，针入度由0.6mm降低到0.1mm，滤饼强度明显改善（表2）。从实验结果分析，当固结剂的加量在5％～7％之间时，在此加量范围，堵漏浆的密度、滤失量和针入度都处于合理值范围内。
表2 固结剂加量对堵漏基浆性能的影响
续表
2.3 新型化学固结堵漏技术性能评价
2.3.1 封堵率评价
实验采用均质液体稳定渗流水测渗透率的方法测定岩心封堵前后的渗透率。按照模拟条件要求，在径向流模型上以恒定速度注水，在模型出口端记录流体的液量以及模型两端的压差，用平面径向流公式求地层渗透率。计算公式如下：
油气成藏理论与勘探开发技术（五）
式中：K为模拟岩心的渗透率，10－3μm2；Q为在压差ΔP下通过砂柱的流量，cm3/s；A为砂柱截面积，cm2；μ为通过砂柱的流体黏度，mPa·s；△P为流体通过砂柱前后的压力差，Pa；L为砂柱长度，cm。
室内分别使用桥接堵漏浆和化学固结堵漏浆对模拟岩心进行封堵，测定封堵前后模拟岩心的渗透率。实验数据显示：注入化学固结堵漏浆后岩心渗透率下降明显，基本为零，封堵率为100％，而桥接堵漏浆封堵率为80％（表3）。分析可知，化学固结堵漏浆含有纳米级的粒度组分，因此在化学固结堵漏浆替入初期，泵压逐渐上升，当注入一定量化学固结堵漏浆后，压力开始快速上升，表明堵剂在开始阶段首先进入大孔道，并在大孔道中快速沉积，当封堵大孔道完成后再进入小孔道封堵，导致压力快速升高，而桥接堵漏浆进入岩石孔隙后，只能封堵大孔道，对于小孔道未能实施封堵，导致封堵率不高。
表3 桥接堵漏浆和化学固结堵漏浆封堵率
注：桥接堵漏浆：井浆＋10％核桃壳（细）＋10％云母（细）＋5％棉籽壳。
2.3.2 承压能力评价
实验采用DLM堵漏装置，分别测定堵漏浆对1～5mm宽人造裂缝的承压能力（表4），对于不同宽度的裂缝性模拟地层，常温条件及180℃高温条件下，化学固结堵漏浆固结后的承压均大于20MPa，完全满足现场承压堵漏施工的要求。图2和图3是在180℃高温条件下堵漏浆分别对1mm和5mm宽人造裂缝的封堵曲线，通过实验可以看出，随着时间的延长，承压能力呈线性增加。
表4 堵漏配方及封堵效果
图2 5mm裂缝封堵曲线
图3 1 mm裂缝封堵曲线
2.3.3 与钻井液相容性评价
在堵漏施工过程中，可能会发生钻井液与堵漏浆窜槽的现象，因此为保证堵漏浆的封堵效果，所选用的堵漏浆需要与钻井液体系具备较好的配伍性，实验研究了4种体系：（(1)聚合物体系；(2)聚磺体系；(3)甲酸钾体系；(4)KCl体系）对堵漏浆性能的影响（表5）。
表5 钻井液对堵漏浆性能的影响
实验结果表明，堵漏浆中加入不同的钻井液体系，混合体系的黏度、切力和流动阻力稍有升高，但是均在可控范围内，说明新型化学固结堵漏浆与不同钻井液体系均具有较好的配伍性，利于现场堵漏施工操作。
3 现场应用
新型化学固结堵漏技术在塔河油田现场应用了9口井（TH12355、TP243X、S115 －4、TH12311、顺西2井、中121、TP321X、TP253X、TH12324），一次堵漏成功率在90％以上。
以二叠系最长的顺西2井为例：顺西2井套管鞋处（3705m）地破压力当量密度为1.50g/cm3。在二叠系火成岩井段（3709～4025m）钻进时，分别在3810m、3951m处发生井漏，进行过桥塞堵漏，钻穿火成岩地层后，分别进行了桥塞承压、低密度水泥承压以及雷特超强堵漏剂承压，地层承压能力达到1.42g/cm3。
二叠系火成岩以下地层钻进共发生6次井漏，其中4402m、4686m两次井漏是在处理井下垮塌提密度时发生的，密度分别由1.20g/cm3、1.26g/cm3提至1.25g/cm3、1.28g/cm3；其中4628m、4793m、4922m、5008m四次是在钻进中发生的井漏，4628m进行了随钻封堵、井漏消失，4793m进行了一次桥塞堵漏、解除了井漏，4922m进行了一次桥塞堵漏效果较差但可循环不漏恢复钻进，4966m井漏抢钻至5008m，进行了长达16d的承压堵漏，带堵漏浆承压能力为1.54g/cm3，筛除后承压能力为1.51g/cm3左右。
通过分析可知，顺西2井堵漏施工难点包括：
1）裂缝性地层漏失，桥堵材料架桥难度大，颗粒直径较大时，难以进入漏层，造成近井壁处闭门现象；颗粒直径较小时，难以在漏层内停留。
2）二叠系漏失压差较大，达16～17MPa，对堵漏材料的抗压强度有较高的要求。
3）二叠系井段较长，达316m（3709 ～4025m），发育开口直径大小不同的裂缝，化学堵漏浆很容易沿着漏失通道较大的地方漏失，而漏失通道较小的地方堵漏材料很难进入，或仅少量进入，难以达到一次封堵和承压成功。火成岩裂缝为纵向裂缝，裂缝发育。二叠系火成岩共取心一回次，岩心长2.33m，纵向裂缝长度为1.45m。
4）地层破碎，容易井塌造成漏层重新裸露，堵漏材料必须进入地层一定深度。
5）漏失压差较大，封堵的漏层必须达到零渗透率，防止压差卡钻和卡套管事故。
针对上述难点，采用新型化学固结堵漏浆对其进行封堵：
1）注化学固结浆24.3m3，替钻井液30m3 。
2）起钻至3000m，循环30min，开始憋挤作业，逐步提高压力，最高立压达到16.9MPa，共挤入钻井液14.84m3。之后关井候凝，缓慢泄压，泄压完毕，返吐钻井液1.12m3。之后开始起钻。
3）试压，最高立压8.5MPa，停泵8MPa，稳压30min，压降1.3MPa，累计挤入泥浆0.84m3。泄压完，返吐钻井液0.56m3，扫塞至4025m，循环、起钻至3676m，开始对整个火成岩段进行试压验漏，关井憋挤，最高立压8.5MPa，停泵8.2MPa，稳压30min，压降1MPa，累计挤入泥浆0.84m3，之后开始泄压，泄压完毕，共返吐钻井液0.56m3。划眼处理钻井液，准备全裸眼验漏。
4）下钻通井划眼，划眼至5340m，开始循环处理钻井液，循环处理完钻井液后，起钻至3689m，关井试压，最高立压7.3MPa，停泵6.9MPa，稳压30min，压降0.8MPa，泄压完毕，起钻，换钻具下钻划眼分段循环处理钻井液，满足下步施工要求。
4 结论
1）室内模拟实验显示化学固结堵漏浆在岩心中封堵率达到100％。
2）分别评价了新型化学固结堵漏浆在常温及180℃高温下，对1～5mm宽人造裂缝的承压能力，对于不同宽度的裂缝性模拟地层，化学固结堵漏浆固结后的承压均大于20 MPa 。
3）新型化学固结堵漏浆与不同的钻井液体系均具有良好的配伍性。
4）新型化学固结堵漏技术在塔河油田现场应用了9口井，一次堵漏成功率在90％以上。
参考文献
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［6］聂勋勇，王平全，罗平亚，等.用于钻井堵漏的特种凝胶的屈服应力研究.天然气工业，2010，30（3）：80～82.
新型化学触变堵漏技术研究~
张凤英1，2 林永学1 刘四海1 刘金华1
（1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.中国石油大学（北京），北京 102249）
摘 要 新型化学触变堵漏技术可用于恶性漏失及含水漏层，也可单独应用于各类缝洞性漏层。新型化学触变堵漏剂由化学触变剂和固结剂组成，在堵漏施工过程中，化学触变剂进入漏失通道后，与地层水接触的部分发生反应，黏度增大，生成一种可根据裂缝形状与大小来调整自身尺寸的软塞状物质，该软塞状物质与裂缝及孔洞紧密结合后实现对裂缝和孔洞进行预封堵；随后进入地层的固结剂在软塞的阻力作用下滞留和凝固，封堵漏层。新型化学触变堵漏剂具有优异的pH值适应性、抗冲洗能力及配伍性，抗温达150℃，抗压达15MPa；在新疆塔河油田TP243X井的现场应用效果良好，使二叠系承压能力从不足2MPa提高至9.7MPa，一次堵漏成功率为100％。
关键词 化学触变 恶性漏失 承压
New Research on Chemical Thixotropic Plugging Technology
ZHANG Fengying1，2，LIN Yongxue1，LIU Sihai1，LIU Jinhua1
（1.SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing 100101，China；2.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）
Abstract This paper introduces a new chemical thixotropic plugging technology，which including the chemical thixotropic agent and consolidation agents.It can be used for malignant losing and water cut leak layer， also can be used in all kinds of hole leakage of layer.The chemical thixotropic agent used in the tunnel and react with the underground water，cause viscosity increasing，and soft plug is generated.This soft plug adjust its size with crack shapes and sizes，then enter into the consolidation agents in soft plug to make it function with temperature high to 150℃and pressure hig to 15MPa.Its application in well TP243X in Tahe Oilfield is effective， improving the pressurization of Permian from less than 2MPa to 9.7MPa.
Key words chemical thixotropic；malignant loss；wellbore pressure
井漏是石油钻井过程中经常发生的复杂情况之一，一直影响石油勘探、开发速度，每年因井漏和处理井漏所损失的时间占钻井总时间的10％左右，经济损失高达数亿美元。堵漏材料作为堵漏施工能否成功的关键因素，越来越引起科研工作者的重视。目前，国内外发展了种类繁多的堵漏材料，但这些堵漏材料对于大裂缝、大孔隙型、含大量地层水以及高矿化度地层水等恶性漏失地层的堵漏效果均不理想。在处理这些复杂井漏过程中，当堵漏浆与地层水相混时，堵漏浆必然被地层水冲稀，其直接后果就是：(1)堵漏浆黏度下降，易流动，难以滞留；(2)堵漏浆被冲稀后，难以凝结固化，或凝结强度降低，导致堵漏失败。针对堵漏材料的这一问题，笔者研发了一种性能稳定、价格适中的新型化学堵漏剂，该堵漏剂不但能够滞留，同时可以在漏层中凝固，避免被地层水冲稀，具备一定的承压能力。该技术主要由化学触变堵漏材料和化学固结堵漏材料组成。
1 新型化学触变堵漏材料性能评价
新型化学触变堵漏材料的主要成分是一种天然高分子聚合物HSN，呈淡黄色颗粒状，水溶性好，具有良好的生物相容性和粘附性，且资源丰富、价格便宜。HSN遇高价金属离子迅速反应生成凝胶，课题组利用HSN的这一特性，首次将其应用于防漏堵漏领域。
1.1 pH值对HSN溶液黏度的影响
配置0.3％的HSN溶液，分别用稀酸和稀碱调节其pH值，在6r/min、不同pH条件下测定溶液的黏度值。在酸性条件下，HSN溶液的黏度基本随pH值的降低而升高；当pH值大于6.7时，HSN溶液的黏度基本保持不变（图1），HSN具有一定的抗碱性。
图1 HSN的黏度随不同pH值的变化趋势
1.2 高价金属离子对HSN溶液黏度的影响
HSN溶液遇高价金属离子后生成不溶于水的网状结构，随着高价金属离子黏度的增大，HSN溶液的黏度逐渐增大（图2），这主要是因为高价金属矿物离子在HSN羧基部位进行离子取代，另一侧链HSN也可与金属离子相连，形成交联。
1.3 HSN的抗冲稀能力评价
选用20目筛作为化学触变剂HSN抗冲稀能力的判别依据。
定义被冲稀前HSN体积为V1，被稀释后筛余HSN量为V2，冲稀程度用△D表示：
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
将浓度为1％的HSN与一定量的水混合，测定不同温度、不同转速和不同时间下HSN的筛余量，进而计算HSN的抗冲稀程度。
HSN溶液与水接触后，在60rad/min转速下，剪切1min便与水相混，其稀释程度达到了64.25％，水进入凝胶内部，以溶胀的方式使凝胶体积增加，说明凝胶在被冲稀的过程中会发生溶胀，具备更强的抗冲稀能力；在40℃以内，在较高的转速长时间剪切作用下，HSN的筛余体积先增加后减小，HSN被冲稀，但在此过程中仍然表现为先发生溶胀，然后再被稀释；在60℃时，在转速60rad/min的剪切作用下，10min后HSN的筛余体积减小，但冲稀程度不大，随着剪切时间增加，逐渐被冲稀；随着转速进一步增加，抗冲稀的时间缩短（表1）。
图2 HSN的黏度随不同金属离子浓度的变化趋势
表1 不同转速下HSN冲稀程度实验结果
1.4 HSN与常用钻井液体系的配伍性
实内分别进行了5种常用钻井液体系基浆与HSN溶液的配伍性实验研究，主要考察在基本的钻井液体系内加入HSN溶液后它们的流变性变化情况、失水量，以及老化后这些性能参数的变化情况。HSN溶液的加量为1.0％，5种体系分别是：(1)聚合物体系；(2)聚磺体系；(3)甲酸钾体系；(4)硅酸钾体系；(5)KCl体系。
在聚合物体系基浆中加入HSN溶液可以改善钻井液的流动性，同时保持一定的静切力，失水量较低，老化后的性能也足以满足钻井液的要求，HSN溶液与聚合物钻井液的配伍性较好；HSN溶液对聚磺体系的影响总体是有利的，加入HSN溶液可以改善体系的流变性，同时对体系高温失水造壁性有所改善，配伍性好；HSN溶液加入甲酸钾体系基浆中，可以明显降低失水性，改善造壁性；HSN溶液加入硅酸钾体系中，对钻井液的流动性有一定的影响，但是可以提高其静切力，明显降低失水，改善造壁性；HSN溶液加入KCl体系基浆中不会影响其流动性，但可以增加钻井液的静切力，降低失水性，改善造壁性（表2）。
表2 HSN与不同钻井液体系的配伍性
1.5 HSN可视式砂床性能评价
利用FA砂床进行评价，实验选用10～20目砂，用金属离子溶液浸泡后装入砂床，倒入浓度为1％的HSN溶液，逐渐加压使HSN溶液漏过砂床。实验结果显示从砂床滤出的液体已经变成黏度很高的糊糊状。把砂床卸下后观察HSN对沙砾的胶结情况，发现砂床整体被HSN胶结在一起，结构明显变强，表明HSN可以提高破碎地层的胶结能力（图3）。
图3 1％的HSN砂床实验
2 新型化学触变堵漏技术性能评价
室内模拟了新型化学触变堵漏技术对不同裂缝的适应能力。使用DL -2型堵漏仪器，实验采用不同的新型化学触变堵漏配方，以漏失量作为考察指标，实验结果显示：在150℃条件下，新型化学触变堵漏技术可有效堵漏1～5mm宽的人造裂缝，承压能力均可达到15MPa（表3）。
表3 化学触变堵漏配方及封堵效果
3 新型化学触变堵漏技术在塔河油田TP243X井现场应用
TP243X井位于沙雅县境内，是中国石化西北油田分公司部署在阿克库勒凸起西南斜坡的一口开发井，设计斜深6319.71m、垂深6310m。该井三开钻遇221m的二叠系（4863～5084m），通过对该井地层资料的分析，决定分两次进行承压堵漏施工，利用化学触变＋化学固结堵漏技术，第一次提高4862～4993m井段的承压能力，第二次提高4993～5084m井段的承压能力。
3.1 承压堵漏思路及配方
实钻与试压情况如下：
1 ）该井钻开二叠系开始井漏，钻井液密度为1.33g/cm3 ，漏速为9 ～10m3/h，随钻加入单封等材料，从4863m至4873m漏失逐渐消失，共漏失钻井液50m3；钻至二叠系中部4993m后，试压，立压达到4.5MPa后不再上升，停泵立压迅速下降至2MPa。
2）钻穿二叠系20m至5104m后，试压，立压升至6.4MPa后不再上升，停泵压力迅速降至3.4MPa。
根据试压情况，决定采用化学固结＋交联成膜堵漏技术提高二叠系的承压能力，把二叠系分为两段，即4863～4993m和4993～5084m，分别进行承压堵漏。
根据临井井温资料，确定TP243X井二叠纪地层温度为103.5～108℃，优选的化学固结堵漏配方为：水＋70％化学固结材料HDL-1＋1％流型调节剂GL-1。分别做了该配方在106℃和108℃下的稠化实验，稠化时间分别为6h2min和6h56min。
3.2 现场堵漏施工
3.2.1 4862～4993m井段承压堵漏
钻至二叠系中部4993m，试压，立压达4.5MPa后不再上升，停泵立压迅速下降至2 MPa；应用化学触变堵漏技术＋化学固结堵漏封堵二叠系，最高立压为20MPa；施工完成后，试压值为10.9MPa，压降0.2MPa/30min。
3.2.2 4993～5084m井段承压堵漏
钻穿二叠系20m至5104m后，试压，立压升至6.4MPa后不再上升，停泵压力迅速降至3.4MPa；应用化学触变堵漏技术＋化学固结堵漏封堵二叠系，最高立压为20MPa；最后试压结果：停泵立压为9.7MPa，30min压降0.3MPa。
对4863～4993m的二叠系进行承压堵漏作业后，扫塞试压，试压值为10.9MPa，压降为0.2MPa/30min；对4993～5084m的二叠系进行承压堵漏作业后，扫塞试压，试压值为9.7MPa，压降为0.3MPa/30min。两次试压值均超过了设计要求的8MPa指标，满足了后续钻井作业的要求。两次试压均达到并超过设计要求指标；后续钻井及下套管、固井作业未发生漏失；二叠系堵漏用时7.2d，远小于设计的14d。
4 结 论
1）新型化学触变堵漏剂具有优异的pH值适应性、抗冲稀能力及配伍性，可应用于恶性漏失及含水漏层，也可单独应用于各类缝洞性漏层，抗温达150℃，抗压达15MPa。
2）新型化学触变堵漏技术在新疆塔河油田的TP243X井进行了现场应用，堵漏施工后该地区二叠系承压能力由不足2MPa提高至9.7MPa，一次堵漏成功率均为100％。
参考文献
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今年是中国石化石油工程技术研究院（简称工程院）成立六周年。2009年6月26日，简称工程院在北京宣告成立。中国石化集团公司领导明确指出：“工程院要把打造石化上游长板，提高石化石油工程技术水平，建设具有国际先进水平的工程技术研究院作为行动指南和奋斗目标。”
在关键的石油工程技术上，面对外国公司的技术垄断，工程院以“挑战外国公司，打破技术垄断，创造‘中国版’国际先进技术”的魄力和胆识，瞄准油气勘探开发中的工程技术瓶颈，大胆创新，仅用6年时间，就攻克许多世界级难题，创造出一系列国际先进技术，在页岩气开发、环境保护等5个核心技术、深井超深井钻完井等7项特色技术上取得重大突破，在“海相碳酸盐岩油气井井筒关键技术研究”等国家重大科技攻关项目研究中取得重要进展。为中国石化“三北一川一海外”（西北、华北、东北、四川和海外油田）勘探开发事业的突飞猛进，为实现勘探开发的科技环保，发挥了举足轻重的作用。
创新战略思路 培育一流科技队伍
纵观国内石油工程技术市场，在一些关键技术领域，国外的工程技术占据主导地位，不但价格昂贵，其中一些技术在应用过程中的效果也不理想。工程院领导班子思想认识高度统一：要赶超国际先进，必须改变过度依赖外国技术的观念，树立以我为主的理念，创新战略研究思路，培育出一流的石油工程技术队伍。
根据中国石化上游“十二五”发展战略，工程院确立了“坚持以科研为龙头、技术支持和产品研发为两翼，着眼长远，协调发展，引领和加速推动中国石化石油工程技术进步”的总体发展思路。院长路保平表示，只有把握重大工程技术发展方向，强化技术和方法创新，培养核心技术和特色技术，围绕油气勘探开发需求，配套完善工程技术系列，解决油田生产关键技术难题，强化技术载体，研发高新技术产品，才能提升核心竞争力。
“十二五”时期，工程院着力做好五个方面的工作：一是着力发挥好参谋作用。紧密结合中国石化上游的发展战略，在工程业务发展、竞争、重大攻关方向、重大技术和装备等方面发挥重要参谋作用。二是着力基础建设。做好实验室和中试基地发展规划，实现软、硬件资源共享；配套完善实验仪器和关键装备；推进信息化建设中的数据、资源等集成与应用。三是着力科技创新。突破一批具有战略性、革命性意义的关键工程技术，引领和加快推动石油工程技术进步；解决油田生产实际工程难题，研发高新技术产品。四是着力成果转化。加快成果转化速度，尽快形成现实生产力，增强研究成果转化效果，发挥工程技术对勘探开发的推动和保障作用。根据战略部署，工程院确定了“三北一川一海外”的科技攻关靶区和“五大会战”领域，把西北塔里木盆地、华北鄂尔多斯大牛地气田、四川普光气田和海外区块作为工程技术支撑和支持的重点。
围绕集团公司油气勘探开发布局和战略规划，工程院着力科技队伍建设。加强学科建设，发挥首席专家、副总师和高级专家的组织指导作用，注重培养中青年技术骨干，形成专业结构及人才梯次合理的科技创新团队。组建和优化研究所和研发中心，稳步推进QHSE管理体系、重点实验室、轮台基地、重点项目管理等工作，实现预定目标。工具仪器、油田助剂、工程软件、作业规程等4大类20余项载体，已实现工业化生产和应用。
培育核心技术 打破国外垄断
打破外国技术垄断，首先要在关键的核心技术上赶上。
工程院把页岩气勘探开发，作为石油工程技术新的突破口，在非常规油气工程配套技术上实现重大突破。工程院在集团公司科技部统一组织和油田事业部、石油工程公司的大力支持下，从2011年开始，组成页岩气科技攻关领导小组，承担了中国石化75%的页岩气关键工程技术的攻关任务，开展了20多项技术攻关,
在多项核心技术上取得突破，申请发明专利50多项，基本形成了以2000米水平井钻完井及20段压裂能力的页岩气工程配套技术。为中国石化页岩气勘探突破提供了有效的工程技术支持。
该院基本形成了自主知识产权的非常规工程配套技术。相继突破了页岩地层岩石力学参数求取、裂缝识别与预测技术和页岩储层工程特征描述技术难题；自主研发的低黏高切油基钻井液体系性能达到国际先进水平，在彭页2HF井等成功应用3口井，创造了国内页岩气水平井水平位移最长纪录。该院还参加了国家页岩气发展战略规划，受到国家有关部门好评，成为中国石化页岩油气开发的突出代表。
此外，深井、超深井钻完井技术快速发展，创多项世界纪录；复杂结构井钻完井技术创出世界纪录；特殊储层识别与改造技术支撑效果显著；研究储备深水钻完井工程技术。核心技术的创新研究和培育，为工程院的长足发展打下坚实基础。
打造特色技术 提供环保支撑
特色技术即石油工程技术中的绝技。工程院把室内研究与井场实际结合，针对不同地区不同地层不同井况，研究摸索形成了独特的工艺技术系列。一些特色技术为实现绿色环保勘探开发起到了技术支持的作用。
在特殊钻井液技术上，自主研发了3.00克/立方厘米超高密度水泥浆体系，在官深1井应用密度达2.82克/立方厘米，创造了世界纪录；自主研发的耐高温降滤失剂PFL，解决了钻井液体系易高温老化、难控制失水等技术难题；自主研发的新型聚胺钻井液体系先后在塔河、玉北等工区应用了20多口井；研发了耐温150摄氏度环保型钻井液体系，在新疆、胜利工区成功应用；开发的提速钻井液体系，在东北梨602井,金1-2井和塔河顺北1井成功应用，为顺北1井提速54%提供了保障。
在复杂地层固井技术上，研发的低密度水泥浆固井技术在元坝104H、塔河外围QG4等15口井进行应用，固井质量优良率100%；研发苯丙胶乳防气窜水泥浆体系、高温防气窜胶乳水泥浆固井技术、高密度水泥浆固井技术和脉冲振动固井技术等，解决了一批固井关键技术难题。
在防漏治漏技术上，针对西北、华北、西南地区地层漏失、垮塌、掉块等难题，研制的低密度化学堵漏剂在塔河奥陶恶性漏失地层应用，堵漏成功率提高50%；研发新型化学触变固结堵漏技术，解决了塔河TH12311井、顺西2井、承德元冀1井等20余口恶性漏失井的堵漏难题。
此外，他们研制出的电磁波随钻测量技术综合性能指标达到国际先进水平。在旋冲钻井技术上，成功研制出适用于中硬及硬地层的多种规格液动射流冲击器，提高破岩效率，在国内外进行60多井次的现场应用，成果达国际领先水平。在测井资料工程和钻井应用技术方面，自主设计的在线油气检测系统达到国际先进水平，建立具有国内领先水平的低阻、低渗、裂缝等复杂储层测井解释方法，研发了二维水平井测井解释技术等。在信息与石油工程决策技术方面，开发钻井工程决策支持系统，建立网络协同会议系统和钻井决策支持应用库，开发的压裂数据采集、传输模块应用效果良好，为建立一体化石油工程决策支持系统打下基础。
承担国家项目 发挥更大作用
在国家项目研究中，工程院开展了海相碳酸盐岩油气井井筒关键技术、中东富油气区复杂地层井筒关键技术等研究，取得一批重要成果。
“海相碳酸盐岩油气井井筒关键技术研究”在井筒环境监测、中大型漏失堵漏、安全快速钻井、防腐及低密度固井、超深水平井分段酸压、Ⅱ类储层识别等六方面获得突破。阶段研究成果在新疆及四川进行试验与应用，一次堵漏成功率93%，复杂地层井径扩大率比上年减少50%以上，麦盖提地区平均钻井周期缩短34.5%，塔河超深水平井分段酸化压裂成功率100%，Ⅱ类储层的测井解释符合率达到80%以上，复杂地层固井技术达到现场应用水平。
“中东富油气区复杂地层井筒关键技术”研究，形成“四项技术系列、十项核心成果、六项创新内容”，研究成果在伊朗雅达油田及时应用，使该油田压差卡钻等复杂问题得以有效解决，机械钻速提高37%，沥青复杂问题得到初步解决，酸固井及储层改造成功率100%，经济、社会效益显著。
“3000型成套压裂装备研制及应用示范工程”研究，形成了针对不同类型超高应力储层压裂、酸化/酸压施工参数预测及优选优化方法；研发了成套压裂装备现场仿真模拟软件，形成了“非常规油气藏3000型压裂车组压裂施工作业规范”，在焦页1-3HF井、丁页2井试验成功，压裂整体设计与施工复合率达90%以上。
基础前瞻性研究。开展了与工程技术相关的其他学科调研及移植分析。重点开展以地质环境识别为基础的新理论新方法、以闭环控制为基础的智能化技术、以化学单体为基础的新型材料与体系、以技术信息为基础的无风险钻井技术等4个方向的40多项研究，为新技术、新工艺探索与研发奠定了基础。
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