陵水区块位于琼东南盆地陵水凹陷东部，属于中央峡谷，天然气资源较为丰富。但由于水深较大，且地层地质年代较新、沉积速度较快，造成深水地层欠压实，压力窗口窄，极易发生井漏、井涌等复杂情况。陵水区块莺歌海组二段岩性以灰色泥岩、泥质粉砂岩、灰色粉砂质泥岩为主。通常情况下，泥岩和砂岩的交界面极易产生构造运动的应力“薄弱点”，加上泥岩和砂岩间存在交界面破碎带，从而形成较多漏层层位。此外，由于莺歌海组二段地层裂缝通常是以横向裂缝形式出现，加上砂岩渗透性能良好，一旦受到液柱压力，则裂缝容易被压开，且快速向四周蔓延，从而导致的连续性漏失的现象，这极大程度的增加钻井中堵漏的难度。因此，认为影响钻井时效和井下安全的主要因素是地层漏失。随后针对深水井地层易漏失的复杂难题，南海西部超深水钻井作业者对陵水区块井眼漏失机理进行深入研究，优选针对性堵漏材料，对已发生的井漏情况进行及时处理，保障后续作业安全高效进行。
1 SmartGel智能凝胶堵漏技术
1.1 SmartGel的性能特点
植物胶如瓜尔胶的水溶液，当浓度超过1%时即形成糊状流体、流动性变差，如浓度低于1%则形成的冻胶强度太低，不能用做液体胶塞。SmartGel是以瓜尔胶及其衍生物为主要合成原料，经过多次改性后而得到的可延迟增粘的一种强弹性凝胶成胶剂。该剂为浅黄色易流动粉末，在水中形成均匀分散的不增粘体系。加入适量凝胶促进剂并加热到适当温度后，体系将逐渐增粘，直至形成强弹性凝胶。凝胶过程可通过调节凝胶促进剂加量和温度来控制。图1为凝胶前状态，其粘度与水相当；图2为凝胶后状态，其低剪切速率粘度LSRV超过2000000cp。
1.2 SmartGel的成胶性能
SmartGel为植物胶改性产品。一般的植物胶衍生物，如羟丙基瓜尔胶、羧甲基瓜尔胶等，溶于水中后增粘明显。浓度超过1%后不但胶液配制困难，易形成鱼眼，而且粘度太大泵送困难，且交联后冻胶强度较低，无法起到封堵作用。而SmartGel溶于水中后，即便其浓度达到7%，初始粘度仍与水相当，水化过程缓慢进行，粘度缓慢增大。通过调整凝胶促进剂加量和温度，可控制其凝胶速度。这样，配制和泵送过程中，SmartGel流动阻力较小，进入地层中后迅速凝胶，形成强弹性凝胶体，起到封堵地层的作用。
为调整SmartGel凝胶速度，开发了凝胶速度调节剂GelRetader和GelAccelerant，其中GelRetader的作用是延迟成胶，GelAccelerant的作用是加速成胶。通过在一定温度下，同时添加两者并通过调整加量比例可改变体系的增粘速度。以7%SmartGel加量为例，当以3℃/min的升温速度加热，体系从25℃升至50℃过程中，其Φ600读数随时间的变化规律如图3所示，其中0.2%GelRetader+0.3%GelAccelerant的添加比例可以在较短时间内获得较高的粘度 。
图3 7%SmartGel体系粘度变化
1.3 SmartGel相对强度
按淡水+SmartGel+0.2%GelRetader配制暂堵剂。然后在搅拌条件下放入80℃水浴锅中，待液体变粘、SmartGel不再沉降后，转入到底端带有3mm小孔的不锈钢容器中。一定温度下保温1h后，从顶端逐渐冲入氮气。观察底端小孔是否有凝胶挤出，以凝胶挤出的最低压力作为SmartGel的强度。根据表1的实验结果，当SmartGel加量增大时，其挤出强度越高，封堵性能更好。
表1 SmartGel的挤出强度
| SmartGel加量 | SmartGel挤出强度（MPa） | |||
| 50℃ | 60℃ | 70℃ | 80℃ | |
| 4%SmartGel | 0.90 | 0.80 | 0.67 | 0.54 |
| 5%SmartGel | 1.10 | 1.00 | 0.82 | 0.67 |
| 6%SmartGel | 1.40 | 1.30 | 1.10 | 0.88 |
| 7%SmartGel | 1.50 | 1.42 | 1.28 | 1.04 |
1.4 SmartGel的封堵性能评价
1.4.1 砂床实验
首先用40～60目的石英砂200g填充渗漏封堵仪（南海西部自行研制）的失水桶，然后捣实。用自来水配制7%的SmartGel，加入0.2%的GelRetarder后，将体系转入到失水桶中密封，加热到80℃然后保温1小时，使SmartGel在砂床中充分凝胶。SmartGel凝胶后，施加3.5MPa的压力，出口处无凝胶挤出。然后逐渐增大压力，直至6.7MPa，仍无凝胶挤出、无滤液流出。这说明，80℃下SmartGel在砂床中的承压能力至少可以达到7MPa，可以满足现场施工要求[9]。
1.4.2 PPT砂盘实验
在PPT实验装置中放入渗透率为20d的砂盘。 用自来水配制7%的SmartGel，加入0.2%的GelRetarder后，将体系转入到PPT装置的失水桶中，密封加热至93℃，保温1h。保温结束后，分别施加3.5MPa、7MPa、10.3MPa、13.8MPa和15Mpa的压力，每个压力下保持30min，测量出口处滤液或凝胶流出的累计体积。实验发现，压力施加过程中有滤液流出，但无凝胶挤出。图4和图5为实验结束后取出凝胶及砂盘图片，从图6为实验测定结果可以看出，滤失量逐渐下降，表明体系已经在岩心端面形成了高效封堵，阻止固相和滤液进入岩心内部，起到了承压封堵的效果。
1.4.3 岩心流动仪模拟孔隙实验结果
沿砂岩岩心轴向钻一个通孔，用以模拟地下孔洞，进行SmartGel的承压能力评价。岩心直径2.45cm、岩心长6.15cm，模拟孔径3.5mm，如图7所示。在烧杯中用自来水配制0.2%GelRetarder + 7%SmartGel，再将打孔的岩心投入烧杯中，使其完全浸没。然后将烧杯密封放入保温箱中，80℃下恒温1小时，使SmartGel充分凝胶。取出后，去除岩心外表凝胶（端部留有凝胶饼），然后放入岩心夹持器中。80℃下进行岩心驱替实验，如图8所示，凝胶突破压力最大可以达到0.63MPa，表明其具有较好的承压性能。
图7 通孔岩心
图8 通孔岩心实验结果
1.5 SmartGel 破胶性能评价
1.5.1 SmartGel的低温破胶
SmartGel配制过程中，可预先向体系中加入一定量的生物破胶剂S100。泵入地层中后，在地层温度下，S100将逐渐降解SmartGel，直至使SmartGel完全破胶返排流出。这便省去了破胶程序，并降低了SmartGel伤害储层的风险。如图9所示，在50℃和60℃下，3.5%SmartGel的破胶时间随着S100的加量增加而减少，并且温度越高效果越明显，如图10和图11所示。
图9 SmartGel破胶时间曲线
图10 SmartGel破胶前状态 图11 SmartGel破胶后状态
1.5.2 SmartGel的高温破胶
由于生物酶耐温性的限制，在60℃以上温度时，酶将失活。因此温度大于60℃时可选取氧化破胶方式或后破胶方式。但是作为可以用于保护储层的屏蔽暂堵剂，采用破胶剂预先加入的方式时必须满足如下要求：（1）破胶剂的加入不能影响成胶时间及成胶强度；（2）破胶剂应有尽量长的半衰期，使得破胶时间可控。必须保证在2天之内不破胶，而施工结束后，必须破胶较为彻底，防止伤害储层；（3）破胶后产生残渣应尽量低，保证良好的储保性能。
基于以上要求，选择一种合适的预破胶剂面临着很大的挑战。由于该凝胶可用于非储层与储层，因而对于非储层无需破胶。常规的氧化破胶剂很难满足要求，而生物酶破胶剂在高温下有难以发挥作用，这样只有选取能够和瓜尔胶起特殊反应的类酶化学试剂作为预破胶剂，显然这是一项极具挑战性的难题。基于以上难度和瓜尔胶的易降解性特点，采用后破胶处理方式是一种简单易行破胶方法。室内采用PF-JPC进行了后破胶实验。实验结果表明，加入5%PF-JPC后，80℃下后破胶，48h内SmartGel凝胶完全降粘，其粘度几乎与水相当。图12为破胶后图片。
图12 SmartGel 48h后的破胶状态
2 SmartGel智能凝胶堵漏剂在LSX-1-1井的应用
2.1 基本情况
井位水深：1500m
钻进层位：莺歌海二段（2392～3226m）
钻遇岩性：灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩
套管鞋深度：2865.38m
套管鞋破裂压力：1.65g/cm3
钻井液密度：1.26g/cm3
钻进ECD：最高1.33g/cm3
倒划眼ECD：最高1.31g/cm3
地层孔隙压力：1.20g/cm3
钻具组合：Ø311mmPDC钻头+Ø203mmGVR-8（测量近钻头电阻率）+Ø203mmTelescope825（测量井斜方位）+Ø203mmSonicScope（测量声波）+Ø203mmSADN-8（中子、密度测量）+7根Ø203mm钻铤+Ø203mm液压震击器+配合接头（631*VX57）+12根Ø147mm加重钻杆
钻井液配方：0.2%NaCO3（碳酸钠）+0.17%柠檬酸+3%PF-1（聚胺，泥页岩抑制剂）+0.8%PF-2（包被剂）+3%PF-3（防泥包润滑剂）+2%PF-4（降滤失剂）+2%PF-5（井壁稳定剂）+9%NaCl（氯化钾）+0.1%NaOH（氢氧化钠）
主要钻井液性能见表2。
表2 钻井液性能
| 密度 | 1.26g/cm3 |
| 漏斗粘度 | 66S |
| 动切力 | 15Pa |
| 塑性粘度 | 30cP |
| 滤失量 | 3.6mL/30min |
2.2 井漏发生过程
正常倒划眼短起至3010m，泵压降低，同时钻具悬重增加，伴随着憋泵憋扭矩，同时EKD监测系统返出流量降低，停泵观察环空液面快速下降，关防喷器，增压泵灌满隔水管，打开防喷器，通过增压泵向环空灌钻井液，测漏速约：160m3/h。由于漏速过大，很快环空液面不可见，及时关防喷器，保障井控安全、避免隔水管损毁引发更大的风险。
2.3 漏失原因分析
如图13所示，通过综合录井图及随钻资料显示，此段井段密度有较大降低。通过录井岩屑返出判断，3012～3018m岩性为泥质粉砂岩，地层承压能力低。此段地层钻进期间钻井液密度为1.22g/cm3，后逐步提高密度至1.26g/cm3，揭开目的层并钻至取心层位，未发生漏失，在倒划眼至该层位时不通畅，遇阻导致扭矩增加，泵压增加，引发井漏。
图13 综合录井图
现场作业人员首先通过随钻压力监测得出地层孔隙压力为1.20g/cm3，为了平衡井筒压力，通过循环降低隔水管内钻井液密度从1.26g/cm3至1.21g/cm3，以降低漏速。
2.4 堵漏与破胶效果
（1）泵入堵漏钻井液配方：淡水+SmartGel+0.2% GelRetader。
（2）关闭阻流阀，打开上万能防喷器，以228L/min为阶梯，逐渐提高排量至2850L/min循环，观察井筒稳定，无漏失。
（3）地层承压试验，累计泵入钻井液1.13m3，泵压0.13～0.41MPa，停泵泵压降为0.13MPa，泄压回流0.5m3。
（4）堵漏成功，建立正常循环。
（5）正常钻进至完钻深度，实测井底循环温度73℃，静止温度78℃，在完钻时候替入加量为5%PF-JPC的钻井液循环破胶，随后下入旋转井壁取心工具进行取心，从收获的岩心结果来看，表面无凝胶物质，证明破胶效果良好。
3 结论与建议
（1）陵水区块莺歌海组二段的泥岩以及砂岩与泥岩间存在较多交互层，加上泥岩和砂岩间存在交界面破碎带，从而形成较多漏层层位，容易造成漏失。
（2）SmartGel智能堵漏凝胶粘度较高，封堵效果良好，可以对漏失地层进行有效封堵；基于瓜尔胶的易降解性特点，采用后破胶处理方式，80℃下后破胶，48h内SmartGel凝胶完全降粘，其粘度几乎与水相当，破胶效果良好，对储层进行了有效的保护。
（3）在堵漏成功后，使用密度为1.21g/cm3的钻井液成功完钻，途中没有复漏，并且从破胶后的取心结果来看，岩心表面无凝胶物质，SmartGel智能凝胶堵漏剂的使用效果良好，能在一定程度上提高深水井作业安全。
参考文献
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[10]Aston M S，Alberty M W，Duncum S，et al. A New Treatment for Wellbore Strengthening in Shale[J]．S PE 110713．
收稿日期：2018-04-02
作者简介：张绍营（1974-），中海油田服务股份有限公司中级工程师，研究方向：钻完井工艺技术研究与管理。
基金项目：国家科技重大专项子课题“深水油气田开发钻完井工程关键技术研究及配套工艺”（项目编号：2016ZX05028001-009）。
