超深水裂缝储层钻井堵漏高效降解凝胶体系.pdf

针对南海永乐超深水区块花岗岩储层裂缝发育、钻井液漏失严重、裂缝性储层的堵漏与储层保护无法兼顾的难题，构建了高效降解凝胶堵漏体系。以甲基硼酸、甲基膦酸、氢氧化钠为原料制得动态共价硼酸酯键交联剂，其与聚乙烯醇、黄原胶等在可控时间内以动态共价键的交联方式发生物理化学交联反应，形成具有较高强度的凝胶堵漏体系。研究了该凝胶堵漏体系的成胶时间、堵漏性、流变性、抗污染性、降解性、储层保护性，并现场应用于裂缝性地层的堵漏。结果表明，动态共价硼酸酯键交联剂在低pH环境中易在过氧化物破胶剂的作用下发生键断裂，具有较好的降解性能。高效降解凝胶堵漏体系的成胶时间可调、封堵能力强。对于裂缝宽度为3.5mm的模拟岩心，在110 下的承压可达5.8 MPa。凝胶固化前具有较好的流动性和触变性。该凝胶堵漏体系破胶时间短，在pH=4、6%过硫酸钾溶液中，6.1 h时即可完全破胶，破胶后残液黏度低，有助于裂缝性储层钻井防漏堵漏过程中的储层保护，实现超深水裂缝性油气储层钻进过程中的防漏堵漏与储层保护兼顾的目标。关键词：聚合物；凝胶；堵漏剂；超深水裂缝；动态共价交联；储层保护文献标识码：ADOI：10.19346/ki.1000-4092.2023.02.002中图分类号：TE358：O648.17开放科学（资源服务）标识码（OSID）：*收稿日期：2022-07-05；修回日期：2022-09-16。基金项目：国家自然科学基金基础科学中心项目“超深特深层油气钻采流动调控”（项目编号52288101），中国海洋石油集团有限公司重大科技专项“南海西部油田上产2000万方钻完井关键技术研究”（编号CNOOC-KJ135ZDXM38ZJ05ZJ），中海石油（中国）科研项目“海上精准空压钻井技术研究及工程示范”（编号YXKY-2021-HN-01）。作者简介：刘书杰（1966），男，教授级高级工程师，中国石油大学（北京）油气井工程专业博士（2016），从事海洋石油钻完井研究及管理工作，通讯地址：570312 海南省海口市秀英区西海岸荣城铂郡海油大厦，E-mail：。王成文（1975），教授，本文通讯联系人，从事油气井固完井工程、油田化学等方面的研究与教学工作，通讯地址：266580 山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学（华东）石油工程学院，E-mail：。0前言我国南海深水油气资源丰富。永乐超深水区块花岗岩储层裂缝发育，钻井液安全密度窗口狭窄，井漏问题突出，容易造成钻井液从井眼内通过漏失通道进入地层，不仅延长钻井周期、增加钻井成本、影响地质录井、污染储层、降低产能，还会造成井喷、卡钻、井塌、井眼报废等一系列恶劣事故1-4。对于裂缝性漏失，常采用聚合物凝胶体系进行堵漏。聚合物凝胶相互交联形成三维笼状结构的黏弹体，具有较强的可变形性，不受漏失通道的限制；通过挤压变形进入裂缝和孔洞空间，滞留在漏层位置；通过在漏层位置发生固化反应或者体膨胀作用形成封堵层，具有堵漏浆密度低、成胶时间可调节、堵漏浆控制滤失能力强的优点5-10。常用的聚合物凝胶堵漏体系通常具有较强的黏弹性以及可变形性11，在一些地区，如川东北等裂缝性恶性漏失地层中成功应用。白杨等12提出第39卷第2期http：/了钻井用凝胶堵漏浆，具有静止候凝时间短、见效快的特点，能快速在漏失地层裂缝处形成结构。张洪旭等13研制的油气田用半互穿网络凝胶堵漏材料在高温下具备高成胶强度和高剪切韧性，具有更高的承压能力以及优异的封堵效果。但是，这些不同类型的凝胶体系并未考察降解性能，如降解性能不满足要求，在储层中的降解效率低、降解时间长，易对油气储层产生较严重的伤害。郑焰等14研制的抗温、无交联、可降解的凝胶堵漏剂溶解后形成剪切稀释性很好的结构型凝胶，无需交联，实现真正的流体堵漏，施工方便。郭拥军等15研制了一种非交联凝胶堵漏体系，其中非交联聚合物通过物理交联形成凝胶，具有较好的黏弹性。但是这些非交联凝胶堵漏体系的强度都较低，承压能力相对较弱。目前，凝胶体系主要以离子交联、共价键交联为主16-18，其聚合物交联结构稳定，难以降解，对油气储层段的污染和伤害非常大，不适用于储层段堵漏作业，主要用于非储层段裂缝性钻井堵漏19-20。为此，针对永乐区块超深水花岗岩裂缝储层的堵漏难题，研发了一种能高效降解的凝胶堵漏材料。首先，以甲基硼酸、甲基膦酸、氢氧化钠为原料制得动态共价硼酸酯键交联剂；然后，将其与聚乙烯醇、黄原胶等在可控时间内发生物理化学交联反应，形成具有较高强度的凝胶堵漏体系。研究了该凝胶堵漏体系的成胶时间、堵漏性、流变性、抗污染性、降解性、储层保护性，并在永乐超深水区块进行了现场应用。1实验部分1.1材料与仪器聚乙烯醇，数均分子量为12万，工业级，郑州佳捷化工产品有限公司；黄原胶，工业级，任丘市达源化工有限公司；甲基硼酸、甲基膦酸，工业级，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；有机铬交联剂，工业品，荆州市埃科科技发展有限公司；海泡石纤维，纤维长度为24 mm，工业品，灵寿县强东矿产品加工厂；亚硫酸氢钠、过硫酸钾，分析纯，NaOH、HCl，化学纯，国药集团化学试剂有限公司；岩心，6001000目（0.0230.013 mm）的石英砂与高岭土混合，自制；钻井液来自南海超深水区块，配方为：淡水+15%NaCl+6%KCl+1.0%降滤失剂PF-FLOTROL+0.3%包被剂 PF-PLUS+0.3%悬浮稳定剂 PF-XC+0.7%防泥包润滑剂 PF-HLUB+0.7%聚胺抑制剂PF-UHIB+0.7%储层桥堵剂PF-EZCARB+0.7%流变调节剂PF-FT-1；参考南海深水区块配制模拟地层水，配方为：淡水+6%NaCl+3%KCl+0.12%MgCl2+0.8%CaCl2；淡水为去离子水；模拟海水，3.5%NaCl溶液；储层油取自南海Y井。ZNCL-BS140140型恒温磁力搅拌器，上海越众仪器设备有限公司；SYG-4型数显恒温水浴锅，常州朗越仪器制造有限公司；Haake RS-1型流变仪，德国赛默飞世尔科技有限公司；高温高压承压堵漏仪，青岛海通达专用仪器有限公司。1.2实验方法1.2.1动态共价硼酸酯键交联剂的制备将单体甲基硼酸溶于70 热水中，在搅拌条件下逐渐加入氢氧化钠，使甲基硼酸、氢氧化钠、水的质量比为1.0 1.0 3.5；水浴升温至90，搅拌150min得到浅色的透明溶液；待反应液温度自然冷却至40 时，在 300 r/min 的搅拌条件下，逐渐加入单体甲基膦酸，保持甲基硼酸与甲基膦酸的质量比为1.0 1.5；加热使反应液温度控制在9598，并逐渐降低搅拌速度为100 r/min，反应180 min后结束，制得动态共价硼酸酯键交联剂。1.2.2高效降解凝胶堵漏体系的制备（1）设计原理水溶性聚合物分子与含有特种结构的交联剂在合适的温度条件下，能在可控时间内通过动态共价键的交联方式发生物理化学交联作用，形成具有较高强度的凝胶。动态共价硼酸酯键交联剂对外界环境具有一定的pH敏感性，在外界环境pH值等发生变化时，易在过氧化物破胶剂的作用下发生键断裂，快速降解为小分子。（2）制备方法称取一定量的淡水、模拟地层水或模拟海水，甲基硼酸甲基膦酸动态硼酸酯交联剂图1动态共价硼酸酯键交联剂的反应方程式NaOH4070 R2POHOHOOHOHBR1R1R2R1OOOOOOOOOOR1R2R2PPPP-BBB-R1R2-B刘书杰，徐一龙，宋丽芳等：超深水裂缝储层钻井堵漏高效降解凝胶体系+-199油田化学2023年http：/在室温和搅拌下依次加入0.03%亚硫酸氢钠、0.6%海泡石纤维、3.5%聚乙烯醇和0.35%黄原胶，待聚合物充分溶解后，搅拌下加入1%2%的动态共价硼酸酯键交联剂，即可得到高效降解凝胶堵漏体系。该体系在升温到设定的温度后，聚合物分子与动态共价硼酸酯键交联剂发生交联反应，形成具有高效堵漏能力、可降解的凝胶体系。通过调节动态共价硼酸酯键交联剂的加量，可调控成胶时间。1.2.3堵漏剂性能评价（1）成胶时间测定通过观测凝胶成胶状态确定成胶时间。成胶时间一般指体系由非探测性凝胶（体系黏度与聚合物黏度相当，肉眼观察不到凝胶的形成）变成流动性凝胶（翻转玻璃瓶时绝大部分凝胶可流到瓶的另一端）所经历的时间。终凝时间一般指体系由非探测性凝胶达到最终成胶强度时所经历的时间。（2）承压能力评价采用高温高压堵漏仪测试高效降解凝胶体系的承压堵漏能力。将不同裂缝宽度的模拟岩心放入高温高压承压堵漏仪。将凝胶堵漏体系倒入容器中，连接管线并设定温度。待凝胶堵漏体系凝固后，倒入钻井液，打开加压气阀及下端出液口，出液口正下方放置量筒，缓慢加压，稳定一段时间后测定漏出液的体积。（3）流变性能评价采用流变仪测定高效降解凝胶堵漏体系的流变性能，通过剪切-黏度测试评价凝胶体系的可泵性、抗剪切性能。剪切速率为0.01600 s-1，测试温度1080。黏弹性中的弹性模量表示储存的弹性能，弹性模量大表明凝胶的刚性和强度大，凝胶的抗变形和抗压能力大，可以提高地层承压能力和防止气体从凝胶中部穿透过去。采用稳态剪切的方法，测试凝胶体系的应力应变及弹性模量。（4）降解性能及储层保护性能评价采用强氧化剂过硫酸钾对凝胶进行破胶。制备不同浓度、不同pH值的强氧化剂溶液。凝胶体系在不同温度下老化养护72 h，待其充分交联形成高强度凝胶，然后浸泡在强氧化剂溶液中，观察破胶效果。在温度为1080、剪切速率为170 s-1的条件下，采用流变仪测试残液黏度。采用高温高压承压堵漏仪评价凝胶堵漏体系的储层保护能力。将不同渗透率的岩心放入高温高压承压堵漏仪。将凝胶堵漏体系倒入仪器容器中，待凝胶堵漏体系凝固后，取出岩心，采用气测法测定岩心渗透率。将封堵后的岩心浸泡在8.0%的强氧化剂过硫酸钾溶液中，滴加少量稀盐酸调节溶液pH值，浸泡一定时间后取出。按式（1）计算岩心渗透率恢复率（）。=K1/K2100%（1）式中，K1封堵后渗透率，m2；K2封堵前渗透率，m2。2结果与讨论2.1动态共价硼酸酯键交联剂的结构表征动态共价硼酸酯键交联剂的红外光谱图（图2）中，1250 cm-1处为有机磷中烷烃基团的伸缩振动峰；13501070 cm-1为磷酰基团的伸缩振动峰；1500 cm-1处为四面体配位硼的伸缩振动峰；3240cm-1处为交联剂中游离的羟基所产生的伸缩振动峰；980 cm-1处为酯的环振动峰。这说明产物即为设计的动态硼酸酯键交联剂。2.2凝胶成胶时间永乐区块超深水花岗岩储层的主要目的层温度为80.0106.5。根据超深水钻井工艺特点，为保证施工安全，评价了60110 条件下交联聚合物凝胶的成胶规律。采用传统有机铬交联剂来代替动态共价硼酸酯键交联剂作为对照实验，对比评价动态共价硼酸酯键交联剂的交联效果。所用凝胶堵漏体系配方为：水+0.03%亚硫酸氢钠+0.6%海泡石纤维+3.5%聚乙烯醇+0.35%黄原胶+1%2%图2动态共价硼酸酯键交联剂的红外光谱图波数/cm-1250030003500400020001500100032401500135010701250980100806040200透过率/%200第39卷第2期http：/交联剂。由表1可见，随着温度的升高，凝胶体系的成胶时间缩短。这是由于交联后的凝胶黏度提升主要来源于网状结构的形成，温度升高使网状结构中键能较低的氢键或部分化学键加强。随着交联剂加量的增大，成胶时间同样明显缩短。这是由于交联剂加量增大，与聚合物基液分子中的活性基团发生交联作用的基数增多，形成胶凝结构的速度增快21。由此可见，可以通过调节交联剂的加量来有效调控凝胶堵漏体系的成胶时间。在60110 的范围内，采用动态共价硼酸酯键交联剂凝胶堵漏体系的成胶时间可调控范围为65108 min；而采用传统有机铬交联剂的凝胶体系在80 下的成胶时间为6372 min。有机铬配合物通过配位共价键使Cr3+保持较低的反应活性。当发生配体交换反应时，即聚合物与有机铬发生凝胶化反应时，Cr3+被释放出来，经过络合、多次水解羟桥反应形成多核羟桥络离子，并与聚合物上的羧基、酰胺基发生配位反应形成凝胶，反应进程较快。磷酸为中强酸，在溶液中表现为较强的酸性，其与聚乙烯醇存在着较弱的交联作用，难以形成具有一定强度的凝胶。通常将磷酸作为交联引发剂和质子源，促进低分子量醛类物质与聚乙烯醇的交联反应，而多聚磷酸盐能在溶液中通过打开多聚环与聚乙烯醇的羟基产生交联反应。根据磷酸、硼酸等交联剂与聚乙烯醇的交联反应规律，为了减小磷酸、硼酸及其较强酸性等对交联反应的不利影响等，针对性地选择了甲基膦酸、甲基硼酸来合成动态共价硼酸酯键交联剂，可以适当延缓交联反应速率。这有利于在钻井堵漏作业过程中顺利地泵送凝胶到达堵漏目的层位，当达到目的层位后进一步交联反应生成高强度凝胶，实现堵漏的目的。2.3堵漏性能采用高温高压承压堵漏仪分析凝胶堵漏体系对微米级裂缝的堵漏性能。模拟岩心的裂缝开度参考南海永乐区块花岗岩储层成像测井资料数据。测试处花岗岩储层段的裂缝宽度（d）和在此缝宽范围内的裂缝条数频数（缝宽在此范围内的裂缝条数）分别为：0 mmd0.2 mm，0；0.2 mmd0.8 mm，7；0.8 mmd1.0 mm，3；1.0 mmd4.0mm，33；d 0.4 mm，5。基于此，分别设定模拟岩心的裂缝宽度为1.0、2.0、3.0、3.5 mm。所用凝胶堵漏体系配方为：水+0.03%亚硫酸氢钠+0.6%海泡石纤维+3.5%聚乙烯醇+0.35%黄原胶+1.5%动态共价硼酸酯键交联剂（后同），实验温度为110。由表2可见，高效降解凝胶堵漏体系能对不同宽度的裂缝实现有效封堵。当裂缝宽度为1.0 mm时，承压能力可达7.2 MPa；当缝宽增至2.0 mm时，承压能力略有降低；对于3.0、3.5 mm的裂缝，承压能力降至6.5、5.8 MPa，依然具有较好的承压能力。这说明在动态共价硼酸酯键交联剂的作用下，可在不同宽度的裂缝内交联形成具有网状结构的、具有一定承压能力的凝胶。基于此，高效降解凝胶堵漏体系具有较好的裂缝封堵性能和自适应性，对于开度为1.03.5 mm的裂缝性储层均能有效封堵。根据超深水钻井工艺特点和温度场分布规律，分析超深水钻井温度场对凝胶体系的影响规律。选取裂缝开度为 1.5 mm 的模拟岩心，评价 60110 条件下高效降解凝胶堵漏体系的堵漏性能，结果见表3。高效降解凝胶堵漏体系在不同温度下的封堵承压能力均在7.1 MPa以上，110 下的承压能力可达7.1 MPa。这说明高效降解凝胶堵漏材料表1不同因素对凝胶成胶时间的影响交联剂动态共价硼酸酯键交联剂有机铬交联剂质量分数/%11122212密度/（g cm-3）1.031.031.031.031.031.031.021.04温度/608011060801108080成胶时间/min1081057210471657263表2高效降解凝胶堵漏体系对不同开度裂缝的封堵性能裂缝宽度/mm1.02.03.03.5加压时间/min20151618最大承压/MPa7.27.16.55.8（冲破）成胶封堵效果封堵成功封堵成功封堵成功承压5.8 MPa刘书杰，徐一龙，宋丽芳等：超深水裂缝储层钻井堵漏高效降解凝胶体系201油田化学2023年http：/具有较好的耐温性，可满足永乐区块花岗岩堵漏的要求。2.4流变性能堵漏剂在泵注过程中需要具有良好的流动性。通过测试凝胶堵漏体系在不同温度和不同静置时间下的流动性，模拟聚合物凝胶在实际泵注中遇到不同地层温度的情况。在40、不同静置时间下，凝胶堵漏体系的黏度随剪切速率的变化见图3（a）。尽管随着静置时间延长，凝胶堵漏体系的黏度有增大趋势，但在1 h内，凝胶堵漏体系流变性的变化并不显著，保持了良好的流动性。并且，随着剪切速率增加，剪切黏度不断减小，呈现假塑性流体特征，具有良好的剪切稀释性和良好的触变性。上述特性有利于凝胶堵漏体系具有合适的可泵性。在1080 下静置1 h后，凝胶堵漏体系的黏度随剪切速率的变化见图3（b）。低温会略微增大凝胶的初始黏度，但随着剪切速度的增加，黏度迅速下降。剪切速率较高时，凝胶堵漏体系在10 下的黏度与40 下的相近。高温下凝胶堵漏材料的黏度增幅更为明显，但依然具有较强的剪切稀释性和良好的触变性，这有利于凝胶堵漏材料的泵注。2.5抗污染性能注入地层裂缝中的凝胶堵漏体系在成胶前后会同来自井筒的钻井液、来自地层内部的地层水或储层油接触，因此需要考察钻井液、地层水或储层油对凝胶成胶性能和后期承压强度的影响规律，分析凝胶堵漏体系抗钻井液、地层水和储层油污染的能力。在凝胶堵漏体系上部倒入钻井液，凝胶堵漏体系与钻井液的体积比为1 1，然后装入老化罐并置于80 烘箱中老化24 h，测试其应力-应变曲线及弹性模量。由图4可见，凝胶堵漏体系与钻井液接触浸泡24 h后依然具有较好的成型效果，弹性模量约9 kPa，说明该体系具有较好的抗钻井液污染能力，能确保井下成胶效果，以及后期的承压能力。将模拟地层水及储层油注入充分固化后的凝胶体系上部，模拟作业过程中凝胶与地层水和储层油的接触过程，然后80 烘箱中老化48 h后进行应力-应变测试。由图4可见，不同测试条件下的凝胶体系成胶后均具有很好的成胶性能及热稳定性；且固化后的凝胶体系在与地层水长时间接触下的弹性特征及力学性能仍处于较高水平。2.6降解性能针对裂缝储层完井作业，在暂堵防漏施工结束后需对凝胶堵漏体系进行破胶。高效降解凝胶堵漏体系可通过化学法进行破胶。凝胶堵漏体系在不同pH值条件下的破胶时间和破胶后的残液黏度见图5。采用传统有机铬交联剂来代替动态共价硼酸酯键交联剂作为对照。高效降解凝胶堵漏体系在不同pH值下的破胶时间比有机铬作为交联剂的凝胶材料破胶后的低，且最终残液黏度也远低于有机铬作为交联剂的凝胶材料，这说明高效降解凝胶堵漏体系具有较高的破胶速度和效率。凝胶堵漏表3不同温度下高效降解凝胶堵漏体系的封堵性能温度/60808595110裂缝宽度/mm1.51.51.51.51.5加压时间/min1513192015最大承压/MPa8.0(冲破)8.0(冲破)7.27.27.1成胶封堵效果承压8.0 MPa承压8.0 MPa封堵成功封堵成功封堵成功图3在不同静置时间（a）和不同温度（b）下高效降解凝胶堵漏体系的黏度随剪切速率的变化剪切速率/s-11001000106000500040003000200010000黏度/（mPa s）（a）0 h0.5 h1.0 h10 40 60 80 70006000500040003000200010000黏度/（mPa s）剪切速率/s-1100100010（b）202第39卷第2期http：/体系的破胶时间随着溶液pH值的降低而降低，其破胶速度和效率会进一步加快，表现出较好的pH值敏感性。在pH值为4.0的6%过硫酸钾溶液中，第6.1 h时观察到凝胶已完全破裂。这说明动态共价硼酸酯键交联剂所形成的凝胶堵漏体系在弱酸性条件下能够实现高效的降解，减小对裂缝性油气储层的伤害，实现了裂缝性油气储层堵漏过程中的储层保护。2.7储层保护性能为考察凝胶堵漏体系的保护储层效果，测试了解堵前后的渗透率恢复情况。由表4可见，以动态共价硼酸酯键交联剂制备的高效降解凝胶堵漏体系的渗透率恢复率高于用有机铬作为交联剂制得的凝胶。对于裂缝宽度大于1 mm的岩心，渗透率恢复率可达88%以上；而裂缝宽度为0.75 mm的岩心，渗透率恢复率为84.53%。这可能是由于微裂缝较小，岩心在承压实验中侵入的凝胶同破胶剂的接触面较小，且破胶后的凝胶堵漏体系少量残存在极小的微裂缝中，但依然具有较高的渗透率恢复率。实验结果表明，高效降解凝胶堵漏体系具有更好的储层保护效果。2.8现场应用南海西部的永乐超深水区块花岗岩储层裂缝发育，导致在钻井过程中极易发生井下漏失。前期3口井在目的层钻进过程中使用常规的堵漏凝胶，效果欠佳，造成大量钻井液漏失，严重制约钻井时效和增加钻井成本。现以YL-5井为例说明优化后的堵漏效果。图4不同介质对凝胶堵漏体系应力-应变曲线（a）与弹性模量（b）的影响（a）（b）图5凝胶堵漏体系在不同pH值条件下的破胶时间（a）和破胶后的残液黏度（b）（a）（b）表4不同凝胶堵漏体系对岩心的保护效果交联剂动态共价硼酸酯键交联剂有机铬交联剂裂缝宽度/mm1.601.401.200.751.600.75温度/8080100808080浸泡时间/h88881212渗透率/m2封堵前7.036.325.961.737.061.72破胶后6.355.635.441.464.200.79渗透率恢复率/%90.3389.0891.2884.3959.4945.936（有机铬）6（有机铬）642642过硫酸钾质量分数/%过硫酸钾质量分数/%pH=4pH=5pH=6pH=4pH=5pH=614121086420250200150100500残液黏度/（mPa s）破胶时间/h100806040200应力/MPa无模拟地层水浸泡模拟储层油浸泡钻井液浸泡无模拟地层水浸泡模拟储层油浸泡钻井液浸泡181614121086弹性模量/kPa应变/%时间/s1005001502003020100405060刘书杰，徐一龙，宋丽芳等：超深水裂缝储层钻井堵漏高效降解凝胶体系203油田化学2023年http：/现场提前在储备池配制凝胶堵漏体系，配方为：水+0.03%亚硫酸氢钠+0.6%海泡石纤维+3.5%聚乙烯醇+0.35%黄原胶+1%2%交联剂，性能参数为：密度1.06 g/cm3，塑性黏度16 mPas，动切力16Pa。在YL-5井311.15 mm井段花岗岩储层钻进过程中发生井下失返性漏失，使用计量罐监测最大漏速90 m3/h。随后将20 m3高效降解堵漏凝胶体系通过高压立管和钻杆泵入井底环空。在起钻200 m后，循环钻井液提高泵压，泵压由6.2 MPa增至9.6MPa，钻井液无继续漏失，堵漏一次成功，效果良好。在堵漏过程中，循环池通过均匀加入2 t聚胺抑制剂PF-UHIB和4 t防泥包润滑剂PF-HLUB，提高循环系统钻井液的抑制性及防泥包润滑性。同时，通过少量多次的方式，向活动池补充与循环系统钻井液封堵材料浓度相同的胶液，维护钻井液性能稳定。3结论动态共价硼酸酯键交联剂与聚乙烯醇、黄原胶等在可控时间内通过动态共价键的交联方式发生物理化学交联作用，生成具有一定强度的高效降解凝胶堵漏体系，用于裂缝性地层堵漏。高效降解凝胶堵漏体系在1040 条件下1.0 h内具有较好的流变性、剪切稀释特性和触变性，有利于泵注。随温度升高、交联剂加量增大，高效降解凝胶堵漏体系的成胶时间缩短。110 下，1%加量的交联剂可使成胶时间达到72 min，满足现场施工要求。高效降解凝胶堵漏体系对不同宽度（1.03.5 mm）的模拟岩心均具有较好的堵漏效果。凝胶堵漏体系具有pH敏感性，在pH=4、过硫酸钾加量为6%的破胶剂溶液中，破胶6.1 h时凝胶材料即已完全破裂，残余液黏度低，高效降解后的岩心渗透率恢复率可达91%。高效降解凝胶堵漏体系封堵性能强、保护储层作用效果显著，可改善南海永乐超深水区块花岗岩储层裂缝发育、钻井液漏失严重、花岗岩裂缝储层堵漏与储层保护难兼顾的难题。参考文献：1李家学，黄进军，罗平亚，等.裂缝性地层随钻刚性颗粒封堵机理与估算模型 J.石油学报，2011，32（3）：509-513.2KANGYL，XUCY，YOULJ，etal.Temporarysealingtechnologyto control formation damage induced by drill-in fluid loss infractured tight gas reservoirJ.J Nat Gas Sci Eng，2014，20（1）：67-73.3吴天江，鄢长灏，赵海峰，等.低渗透油藏水凝胶调驱剂的制备及封堵性能评价 J.油田化学，2023，40（1）：51-55.4穆蒙，唐绪涛，汪庐山，等.化学暂堵体系的构建、性能及应用研究进展 J.油田化学，2022，39（4）：735-744.5巴文轩，王正良，王昌军.抗高温复合凝胶堵漏剂的研究J.钻井液与完井液，2021，38（6）：728-731.6郝惠军，刘泼，严俊涛，等.聚合物凝胶堵漏研究进展 J.钻井液与完井液，2022，39（6）：661-667.7孙金声，白英睿，程荣超，等.裂缝性恶性井漏地层堵漏技术研究进展与展望J.石油勘探与开发，2021，48（3）：630-638.8李文博，李公让.可控化聚合物凝胶堵漏材料的研究进展J.钻井液与完井液，2021，38（2）：133-141.9赵福豪，黄维安.钻井液防漏堵漏材料研究进展 J.复杂油气藏，2020，13（4）：96-100.10 孙金声，赵震，白英睿，等.智能自愈合凝胶研究进展及在钻井 液 领 域 的 应 用 前 景J.石 油 学 报，2020，41（12）：1706-1718.11 SUN F F，DONG Z X，LIN M Q，et al.High strength polyacrylamide/nmSiO2composite hydrogel for well drillingJ.J Jpn PetInst，2017，60（1）：19-25.12 白杨，罗平亚，邓嘉丁.钻井用凝胶堵漏浆以及堵漏浆的制备方法和段塞堵漏方法：CN109054785B P.2019-12-03.13 张洪旭，饶福家，张超，等.一种油气田用半互穿网络凝胶堵漏材料及制备方法：CN111534292A P.2020-08-14.14 郑焰，罗于建，白小丹.抗温、无交联、可降解的凝胶堵漏剂及其制备方法：CN102358771A P.2012-02-22.15郭拥军，张新民，许馨，等.一种非交联凝胶堵漏体系：CN106928948A P.2017-07-07.16JIA H，CHEN H.The potential of using Cr3+/salt tolerantpolymer gel for well workover in low temperature reservoir：Laboratory investigation and pilot test J.SPE Prod Oper，2018，33（3）：569-582.17ZIAD A B，GROMAKOSKII D，AL-SAGR A，et al.Firstsuccessful application of temporary gel plug replacing calciumcarbonate chips to isolate depleted reservoir，case study fromSaudi Arabia Gas FieldC/SPE International Conference andExhibition on Formation Damage Control.OnePetro，2016.18 SUN F F，LIN M Q，DONG Z X，et al.Nanosilica-induced highmechanical strength of nanocomposite hydrogel for killing fluidsJ.J Colloid Interface Sci，2015，458：45-52.19 VASQUEZ J，SANTIN Y.Organically crosslinked polymer sealant for near-wellbore applications and casing integrity issues：Successful wellbore interventionsC/SPE North Africa Technical Conference&Exhibition.Cairo，Egypt，2015.20 黄志洋，赵雄虎，苗留洁，等.智能流体研究进展及其在钻井液中的应用与展望J.石油钻采工艺，2022，44（3）：283-290.21 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reservoirs are prone to water lock，corrosion of tubular columns andwellbore scaling during production，resulting in reservoir damage and reduction of reservoir capacity.Aiming at this problem，theneutral chelating system was made by adding a small amount of Na2SO3with ethylenediaminetetraacetic acid（EDTA）andpolyacrylic acid（PAA）as the main components，fused and filtered by deionized water，ground and crushed by dehydration at120，and activated by roasting at 500.The dissolution and corrosion performance of the neutral chelating system wasevaluated.The results showed that the system had good corrosion resistance to Ca2+inorganic clogs，with the corrosion rate reaching95%within 24 h at room temperature.It had good corrosion inhibition to N80 grade steel，with the maximum corrosion rate of 4.45g/（m2h）at 90 after 12 h standing.The average corrosion rate of natural carbonate cores was more than 70%.Based on theinhibition of secondary precipitation of metal ions and improvement of permeability，the neutral chelating system had low corrosiondamage to oil casing and could remove inorganic salt scale in the formation without rejection，which would not cause secondarydamage to the formation and was suitable for scaling removal of oil wells with mainly carbonate scale.Keywords:acid plugging removal；carbonate reservoir；inorganic blockage；chelating agent；dissolution rate（上接第204页。continued from p.204）Highly Efficient Degradation Gel System for Drilling and Plugging of Ultra-deepwater Fractured ReservoirLIU Shujie1，XU Yilong1，SONG Lifang2，MENG Renzhou2，3，WANG Chengwen2（1.Hainan Company of CNOOC（China）Company，Ltd，Haikou，Hainan 570311，P R of China；2.College of Petroleum Engineering，ChinaUniversity of Petroleum（East China），Qingdao，Shandong 266580，P R of China；3.CNPC Engineering Technology R&D Company，Ltd，Beijing102206，P R of China）Abstract:The fracture of granite reservoir in Yongle ultra-deep water block of South China Sea is 1developed，the leakage ofdrilling fluid is serious，and then the plugging and reservoir protection of fractured reservoir cannot be balanced.Aiming at thesedifficult problems，a high-efficiency degradation