1 技术背景
辽河油田开采进入中后期，由于地层压力低，漏失量大，在挤注灰过程中，大量水泥浆漏失，需要多次施工。大量入井流体漏进油层还会造成污染伤害，致使复产后油井产量下降，甚至造成油井停产等事故发生。为确保漏失井作业施工顺利进行，曾采用多种暂堵工艺技术解决漏失井作业施工问题，通过使用主要成分为无搬土、稻壳、大直径胶皮等固相颗粒等，以大量的堵漏剂封堵漏失层位，这样施工虽能实现封堵成功，但严重污染了封堵层位；并且目前常规的凝胶暂堵剂适应井下温度在70℃以下，对于火驱井组井下高温状态无法实现有效稳定暂堵，以上问题已经严重制约着该区域的漏失井挤注灰封堵工艺技术。高强度凝胶暂堵技术的成功应用，解决了上述技术难题，为该类油井的.修井作业提供了技术保障。
2 工艺原理
2.1 作用机理
高强度凝胶暂堵技术是将高分子聚合物通过使用有机交联剂将其形成具有一定粘度和一定强度及耐高温凝胶体系，使用时通过井口加药装置，直接与清水混合将其注入到漏失井层位中，利用其高粘弹性和流动阻力，把漏失层封堵起来，当施工任务完成后，在物理化学作用下，高强度凝胶开始破胶水化，堵塞自行解除，可有效保持油流通道，使油井恢复正常生产。
2.2 室内实验
①高强度凝胶暂堵体系研制
研究表明，高分子聚合物使用浓度和交联剂使用类型及浓度对凝胶性能影响十分明显。实验选择的 PAMH-有机交联剂作为高强度凝胶暂堵体系，其中包括温度稳定剂、破胶剂、增强剂及油溶性树脂等添加剂组成。通过正交实验法，同时考虑成本因素，得到一组最佳材料配比，同时为了便于现场应用和运输，将高强度凝胶体系制成粉末状固型物，采用编织袋包装，每袋包装重量为 40kg，现场需要可以随时使用。
②高强度凝胶性能评价体系研制
a 使用浓度与凝胶粘度关系。实验表明，随着高强度凝胶暂堵剂使用浓度的增加，其凝胶粘度和凝胶强度都有所增加，而且随着使用浓度的增大，粘度越来越大，甚至可以形成冻胶而失去流动性，这对于亏空严重的漏失层位油井堵漏是十分奏效。结合油井漏失情况及考虑成本因素，确定高强度凝胶使用浓度为3%时即可形成稳定凝胶，能够满足严重漏失井暂堵要求。
b 耐温性实验。许多高分子凝胶溶液粘度与温度呈敏感性关系，一般来说，当温度升高，其溶胶粘度下降。如果暂堵剂粘度下降幅度过大，则不能满足漏失井暂堵要求，无法把漏层封堵住，导致后续生产无法正常进行。实验表明，在低温阶段，随着温度升高，其粘度有所增高，主要是高分子聚合物溶胀速度加快，液相粘度增加所致。当温度达到70℃以上时，其液相粘度开始下降，表现出高分子聚合物随着温度升高粘度下降的特性。由于体系中使用了温度稳定剂，其凝胶粘度无明显下降趋势，下降幅度仅为7.8%，表明该体系能够满足火驱井组高温暂堵需要。
c 油溶性试验。凝胶暂堵剂遇水后能形成高粘弹体凝胶，其中的固相物由不同颗粒直径的油溶性材料制成，其固体颗粒能被地层原油逐渐溶解。根据辽河油田地温梯度及油井深度，试验在60℃温度下8小时内，测得其油溶率达90%以上，而且随着温度增加，其溶解速度加快，因此，不会对油层造成堵塞伤害。
d 失水量测定。当凝胶暂堵剂进入地层后，在液柱压力作用下，其中水份会渗透到地层中去。如果地层温度高和裂缝较大，凝胶失水量增大，会导致油层伤害、暂堵失败等问题发生。因此，凝胶暂堵剂失水量最低为好。根据IPI标准，使用1%凝胶暂堵剂在7个大气压作用30min 后，测得其失水量为13ml，完全能够达到暂堵施工要求。
e 破胶实验。凝胶暂堵剂遇水后，在一定时间内可形成高粘度弹性体将漏失层封堵住，保持油井注水泥工作顺利进行。由暂堵工艺的特殊性，既要求暂堵剂在注水泥前能将油层暂堵保护起来，又要求在任务完成以后能自行解除堵塞，恢复油流通道，以免造成油层污染伤害，导致油井产量下降。实验表明，在90℃条件下，高强度凝胶6h以后粘度开始下降，12h后凝胶粘度大幅度降低，24h凝胶粘度降为43mpa.s，凝胶彻底破胶。
d 抗剪切性实验。凝胶暂堵剂是通过使用高分子化合物交联后使水溶液粘度升高，切力增大，以提高封堵地层能力。由于高分子化合物的可降解性，当凝胶暂堵剂通过油管时受高压射流作用和在井筒内反复循环受到剪切稀释作用，会导致修井粘度降低，封堵效果变差，暂堵失效等问题发生，因此必需进行抗剪切性评价。实验使用高速搅拌器，模拟现场暂堵剂流动状况，以1022 转/min的剪切速率，测定剪切稀释前后凝胶暂堵剂粘度变化。
3 主要技术参数
①火驱井组高强度凝胶暂堵剂抗压强度≥7MPa。
②成胶粘度≥170mPa.s。
③水化时间≥7d。④油溶率≥90%。
4 现场应用试验
井号：高 3-3-0106 井
施工时间：2012 年 11 月 16 日
该井基本情况：
①该井为火驱二线井，周围火井高3-4-0116（距本井326m），日注气量0.6×104m3，注气压力1.9MPa，累注气707.7×104m3，施工过程中注意防高温防气窜。
②上次封层作业以前，本井日产气量8600m3，提出封层管柱作业时注意安全。
③设计要求填砂面至1582m，1564m-1582m为漏失油层，注灰灰面要求至1572.3m。
洗井、暂堵：
①用60m3清水反洗井，压力0MPa，出口不返，证实漏失严重，进行暂堵。
②油管进口连接一条硬管线，水泥车上水管线插入地面快速加入装置内，正打入配制清水 45m3、添加高强度凝胶暂堵剂4.52t，泵压 0MPa，排量 0.5m3/min，100min 后套管建立循环，关套管闸门，正挤清水2m3，压力升至3MPa停。用清水50m3正洗井洗出油套环形空间的暂堵剂，满足降低油层部位高温环节。
注灰：
①开套管闸门，送入灰浆配制密度1.85g/cm3，水泥浆0.7m3，油管正顶替清水7.06m3。提管柱，笔尖完成于1570.5m，反洗出多余灰浆，上提管柱200m，关井候凝。
②24小时后回探灰面至1572.7m，漏失井注灰合格。
5 技术创新点
①通过使用温度稳定剂，使凝胶耐温性有了极大提高，突破了高分子凝胶低温使用惯例，使高强度凝胶能够满足延迟交联剂和在施工任务完成后完全破胶，消除了凝胶残留伤害。
②采取先期进行高温暂堵地层后续开展正常挤注灰模式，打破以往直接进行封层多次不成功方式。
6 结论及及建议
①火驱井组高强度凝胶暂堵技术，使凝胶耐温性达到120℃以上，稳定时间达到 24h 以上，可以满足火驱井和深井高温暂堵需要，有效配合漏失井前期建立循环，确保后续顺利完成挤注灰施工技术目的。
②配套挤注灰工艺技术有效地指导现场具体施工，提升了漏失井修井作业一次成功率。
③火驱井组高强度凝胶暂堵封层工艺技术研究与应用，为解决火驱井组区块油层封层工艺困难问题开辟了一条新途径，也为类似区块提供可借鉴的经验。
参考文献：
[1]罗庆梅.低渗透油田暂堵酸化增产工艺研究[D].西安石油大学，2010.
[2]周宝才.可降解石油开采暂堵剂开发研究[D].东北大学，2009.
[3]霍宝玉.高温油溶性暂堵剂的研究[D].大庆石油学院，2009.
