绒囊工作液简介.docx

坨33区块绒囊施工方案
1 绒囊工作液原理
1.1 绒囊工作液简介
2008年～2010年，郑力会课题组经过对微泡钻井液三年的研究，相继在石油学报、科学通报、煤炭学报等高级别刊物上发表了研究文章，基本确定了新型泡沫类工作液─绒囊工作液的基本配方、微观结构以及防漏堵漏机理。
课题组仿照细菌微观结构（如图1-1），利用五年时间开发了用于油气井防漏堵漏的工作流体。外观看来，就像是分散在聚合物胶体中的绒毛球（如图1-2）。

图1-1 细菌微观结构

图1-2 绒囊微观结构

课题组将这种微观结构形似绒毛球的材料称为绒囊。绒囊，是由聚合物和表面活性剂自然形成的可变形材料，粒径15～150μm，60μm居多；壁厚3～10μm。可根据井下条件，改变性能和形状全面封堵地层漏失通道。高温和低压下膨胀提高封堵能力、地层承压能力。把分散着绒囊的流体叫绒囊工作液。
绒囊工作液中，聚合物大分子形成绒毛、表面活性剂形成囊核，所有处理剂溶解于水，标准绒囊工作液没有固相，是由流体、气体组成的气液两相流。由于所有的处理剂经过室内和现场应用优化，现场配制和常规处理剂一样，无需特殊方法。近年来，为了适用不同的地层，开发了无固相甲酸盐工作流体、氯化钾工作流体以及重晶石加重的加重钻井流体。具体结构可以进一步解释。
郑力会等通过显微镜下对微观结构的观察（如图1-2）和对绒囊作用效果的分析，认为，绒囊具有“一核二层三膜”的微观结构（如图1-3）。

图1-3 绒囊微观结构模型

按照绒囊的微观结构，从内向外，结构依次如下。
（1）“一核”。被包裹的气体位于整个球形绒囊的中心，就像是绒囊的“核”，称为“气核”。
（2）“三膜”第一膜。气核外侧表面活性剂，主要用于降低气液界面张力，称为“表面张力降低膜”。
（3）“二层”第一层。紧靠表面张力降低膜外侧，表面活性剂亲水端的水化作用以及亲水端间的缔合作用，使水溶液粘度远远高于连续相，称为“高粘水层”。
（4）“三膜”第二膜。高粘水层外表面，与表面张力降低膜相对应，在极性作用下吸附表面活性剂，形成维持高粘水层高粘度的表面活性剂膜，称为“高粘水层固定膜”。
（5）“三膜”第三膜。紧密吸附于高粘水层固定膜外侧的表面活性剂，在极性的作用下成膜。由于此膜亲水基存在，使得绒囊具有良好水珠溶性，称此膜为“水溶性改善膜”。
（6）“二层”第二层。在水溶性改善膜外侧，由聚合物和表面活性剂组成，浓度从膜外侧向连续相逐渐降低，没有固定厚度的松散层，称为“聚合物和表面活性剂的浓度过渡层”，简称“过渡层”。
气核、表面张力降低膜、高粘水层固定膜依靠氢键与高粘水层连接，作用力强，相对稳定。因而气核、表面张力降低膜、高粘水层和高粘水层固定膜通常以一体形式出现，称为“气囊”，是能量聚集体。气囊在周围环境变化时不易被破坏，与绒囊的封堵特性有关。高压低温下有所压缩，低压高温下膨胀，封堵性能加强。
聚合物和表面活性剂依靠敏化作用和分子间作用力形成水溶性改善膜和过渡层。与氢键相比，分子间作用力相对较弱，扩散作用即可使水溶性改善膜和过渡层的厚度发生改变，导致膜层间界限模糊，所以合称水溶性改善膜与过渡层为松散吸附的动态扩散区，简称“松散区”，是流变性控制体。绒囊扩散区在周围环境变化时变化，与流动特性有关。静止，绒毛存在，切力很大。流动，绒毛失去，粘度很低。
1.2 绒囊封堵机理
绒囊的特殊“一核二层三膜”的结构，使得其具有高效封堵漏失地层的能力，按照不同的孔隙尺寸大小，绒囊的封堵机理各不相同。
当遇到大洞大缝时，囊泡随着高温和低压，堆积成水平放置的锥状体，分解了液柱压力。当作用在前端的绒囊分得的压力和地层压力相等时，流体不再向地层流动。而且，由于低剪切速率下高粘度，使流体稳定下来，称之为分压封堵模式（如图1-4）。

图1-4 绒囊分压封堵模式

绒囊在向大小和自己相当的漏失地层通道移动中，有两种情况发生。一是单个囊泡往低压区移动时，阻力增加，流动阻力提高；二是连续进入了漏失通道绒囊膨胀充填。流动速度下降，绒毛吸附，低剪切下高粘度，消耗液柱压力，实现防漏堵漏。称之为耗压封堵模式（如图1-5）。

图1-5 绒囊耗压封堵模式

绒囊工作流向微孔微缝时，凝胶强度由于低剪切速率降低而升高。绒囊首先吸附在低压入口处。在低压吸引下静止后，表面活性剂和大分子聚合物聚集在一起构成过渡层，即长绒毛。进一步增大了凝胶强度，强化膜强度。与低渗透膜不同，它包含着绒囊。称之为撑压封堵模式（如图1-6）。

图1-6 绒囊撑压封堵模式

2 应用实例
2.1 压力衰竭油田修井
2.1.1 G22-X井
G22-X井位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造，完钻层位奥陶系。马家沟组，白云岩为主，气层中深3470.3m。完钻后分四段射孔常规酸化 。
2012年8月15日至2012年8月16日使用绒囊修井液对射孔段及酸化空间暂堵。修井液密度0.96 g/cm3。注入绒囊保护修井液14m3随后注入清水约80m3，井口起压3MPa。注入160 m3后，井口压力6MPa，满足暂堵地层的要求。2012年9月12日，修井作业完毕后采用常规酸化排采，注入6.5方酸液，静置7小时后，排液2天，自喷，3天油压上升到8.7MPa，产水由原来1.15m3左右降至几乎不产水。
2012年9月26日开始注气，时间为81天，总共注气量为614.8336万方；2012年12月26日开始采气，日采气7万方，采气时间为92天，共采气616.7433万方。
2.1.2 磨8X井
磨8X井位于磨溪雷一1气藏，主要为针孔状白云岩，孔隙类型以溶蚀孔隙为主，其次为晶间孔、粒间孔、粒内孔和微缝。该井为侧钻井，先后经历过四次酸化。因长期排采造成压力衰竭，预计地层压力系数0.5左右。
2013年3月19日至2013年3月20日注入44m3绒囊修井液暂堵地层。绒囊修井液密度0.99g/cm3，表观粘度25mPa•s。利用液面高度监测设备测得液面高度为1969m。至3月26日，顺利起出全部油管并下入新油管后，测得液面高度为1967m，基本不变。4月5日，高挤胶凝酸79.92m3酸化。
2013年4月23日，关井油压6.7MPa，套压6.4MPa。测试相对稳定油压4.7MPa，套压6.6MPa。根据现场经验公式计算产量2.3895×104m3/d。
2.2 海上稳油控水作用
HS-C22井是海上C平台一口定向井，压力系数0.95，产层1878.0～2066.4m，三射孔段157.5m。2011年3月26日，注入180m3地层水无法建立循环。配制绒囊暂堵液49m3。反循环挤入绒囊修井液40m3，地层水8m3，最高挤入压力8.1MPa。关井2天后用地层水反循环洗井，返出稠油和绒囊修井液14～15m3，返出液破胶后进生产流程。
自2011年1月1日至修井有效期2011年12月23日，修井后产油量上升，产液量下降。自2011年3月29日至2011年12月23日，有效期已8个多月。日产液量下降14%，日产油量上升58%，含水率降低21%。（图2-1、图2-2）
修井时间

图2-1 HS-C22修井前后生产情况

图2-2 HS-C22修井前后生产情况对比

此后，又在该区修井F22井，效果同样明显。（图2-3、图2-4）

图2-3 HS-C22修井前后生产情况

图2-4 HS-C22修井前后生产情况对比

F20井有效期6个多月。自统计时间（2011.1.1）至修井有效期（2012.5.20），修井前后进行对比，日产液量下降16%，日产油量上升18%，含水率降低13%。