南堡油田潜山裂缝性油气藏具有气油比高、裂缝发育、钻井液安全密度窗口窄和温度高等特点，一般采用水包油钻井液进行欠平衡钻井。压井后的起钻或完井作业不仅会抵消欠平衡钻井带来的良好效果，还会造成井漏、井涌同时发生，给井控工作带来很大风险^[1]。为解决上述问题，曾提出应用不压井起下钻装置和井下套管阀2种方式，但不压井起下钻装置在使用前需要较长时间安装设备，起钻和下钻作业时间也很长;井下套管阀主要靠进口，成本较高，且因井眼存在一定井斜角，钻井过程中钻具可能对其造成损害，致使控制系统失灵^[2]。

冻胶阀是最近几年提出的用于封隔井筒的新技术，具有操作方便和成本低的特点，但目前国内冻胶阀的应用温度一般不超过100 ℃^[3]。为此，笔者研制了抗温150 ℃以上的高温冻胶阀，并在南堡油田潜山油气藏水平井钻完井过程中进行了现场试验。

南堡油田潜山油气藏水平井平均井深5 000 m以上，垂深4 000 m左右，地温梯度3.68 ℃/100m，目的层温度150～160 ℃，压力系数0.98～1.03。根据潜山储层的特点，冻胶阀的抗温能力应大于150 ℃，且应具有一定的强度和承压能力，以钻井液密度0.92 kg/L为例进行计算，冻胶阀的性能要求为：需承载4.0 MPa以上压力；承压稳定时间72 h以上，以便完成起下钻和回接尾管等作业;作业完成后要对冻胶阀进行破胶和返排。

根据南堡油田潜山油气藏的特点，用于水平井的冻胶阀设计采用二次成胶方式。第一次交联形成黏度1 000~4 000 mPa·s冻胶，黏度1 000 mPa·s以上可以防止注入过程中混浆，达到清洁钻具和套管壁的要求，同时满足悬浮体系中增强剂等固相易沉淀颗粒的要求，而黏度大于4 000 mPa·s会影响泵入施工。注入冻胶后，体系开始二次交联，要求冻胶体系迅速与套管壁粘结在一起，并快速形成8 000 mPa·s以上的高黏度冻胶，以完成井筒封隔，阻止油气上窜。该冻胶阀的二次成胶设计思路，可以解决潜山油气藏水平井对冻胶阀成胶速度快、强度大的要求与施工过程中防混浆、清除井壁泥饼、悬浮增强剂等工艺需要的矛盾，能实现施工工艺与冻胶阀性能的良好配套。

根据以上技术要求，设计冻胶阀配方为： 0.70%~0.80% 主剂+0.04%~0.06%双级交联剂+0.10%~0.30% pH值调节剂+0.10%~0.15%增强剂+0.10% 稳定剂。

冻胶阀的主要作用是封隔井筒，达到阻挡油气上窜和防止钻井液漏失的目的。在130 ℃、40 MPa和4 h的试验条件下，冻胶配方成胶前后的微观形貌如图1所示。

图 1 冻胶阀成胶前后的微观形貌 Fig.1 Microstructure of gel valve before and after gel formation

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从图1可以看出，成胶后的冻胶结构明显比成胶前紧密。配方中的增强剂为羟基化纳米材料，具有尺寸小、数量大的特点^{[4, 5]}，加入后明显增强了冻胶密实度，使冻胶强度增大。冻胶能粘结在套管壁上是冻胶阀成功的关键。纳米材料上的羟基能够在金属表面和聚合物分子主链上同时吸附，使冻胶能够在金属表面紧密粘结^{[6, 7, 8]}。

调控成胶时间是冻胶阀工艺的技术要求之一，利用pH值调节剂和交联剂加量来控制成胶时间^{[9, 10, 11]}。pH值增大，聚合物溶胶和交联剂中的活性基团受到抑制，从而延缓成胶；交联剂加量越大，成胶速度越快^{[12, 13]}。现场应用时，需要根据作业井段的温度和压力进行成胶模拟，调整配方，保证成胶时间满足施工需要。

RM2100高温高压冻胶在线检测仪的工作压力0.1～130.0 MPa，工作温度1～260 ℃，测量范围(0.5~5.0)×10⁶ mPa·s，能满足南堡潜山油气藏冻胶阀井下成胶过程在线模拟检测的要求，因而采用该仪器对冻胶阀性能进行在线检测。

根据冻胶阀配方配制冻胶200 mL，装入RM2100高温高压冻胶在线检测仪中，冻胶黏度测试时间间隔为30 s(以黏度表征冻胶强度^{[14, 15]})。冻胶体系从井口泵入后，顶替到井底，温度逐渐升高，根据现场井下温度压力测试短节测量数据，从泵入到施工完毕，井下温度最高为130 ℃，因此试验设定温度在60 min内从常温上升到130 ℃，并保持在130 ℃，设定压力40 MPa，启动设备，模拟冻胶阀在井下的成胶过程，检测结果如图2所示。

从图2可以看出，冻胶体系在装入检测仪时已经完成第一次交联，黏度在3 000 mPa·s左右，随着温度升高，黏度有所下降。这是因为第一次交联为部分交联，随着温度升高，聚合物本身黏度下降，但一直保持在1 000 mPa·s以上；150 min时开始第二次交联，在230 min后黏度迅速增大，10 min内从6 200 mPa·s上升到近10 000 mPa·s；随后，黏度继续增大，最终达到12 000 mPa·s以上。

南堡油田潜山储层水平井冻胶施工段大都在5 000 m以深井段，从泵入冻胶、顶替冻胶、再将钻具提离冻胶，整个过程一般为150～180 min。由图2可以看出，冻胶阀配方设计时充分考虑了这一过程，一旦作业完成，冻胶阀即完成封隔井筒，满足深井高温井段冻胶阀技术应用的需求。

图 2 冻胶阀成胶过程在线检测结果 Fig.2 Online monitoring of the gel valve forming processes

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高温冻胶阀施工井段一般位于潜山面以上的尾管内，当冻胶阀以下的钻井液漏失后，油气聚集会导致冻胶阀承受一定压力。在自制的模拟井筒内进行冻胶阀承压能力测试，在长1.00 m的Φ127.0 mm套管内装入冻胶体系，放入高温老化炉中成胶，成胶后卸掉模拟井筒一端，另一端接入带压力传感器的氮气源，不断提高氮气压力，当冻胶阀发生移动时，记录此时的压力，即为承压能力。 多次试验结果表明，高温冻胶阀承压0.02 MPa以上，折算为2.0 MPa/100m。根据南堡油田潜山油气藏水平井井底压力需要，一般设计冻胶阀长度300～400 m。

应用RM2100高温高压冻胶在线检测仪进行试验，考察冻胶阀的高温稳定性，结果如表1所示。

试验结果表明：冻胶阀在130，150和170 ℃温度下稳定性在72 h以上，而180 ℃时黏度最高上升到36 914.0 mPa·s，然后开始下降，表明该冻胶阀体系抗温在170 ℃以内，170 ℃以下的稳定时间满足南堡油田潜山油气藏水平井起下钻和回接尾管等作业的需要。

试验设备：0~2 000 r/min的旋浆式调速搅拌器1台，1 000 mL的200 ℃高温老化罐1只。试验前按照配方配制冻胶，并在130 ℃温度条件下老化成胶;试验时用旋桨式调速搅拌器模拟钻头下行切割老化罐内的冻胶，下行压力以搅拌器叶轮切入冻胶1~2 mm为宜，分不加水和加水2种情况进行试验。试验结果表明，不加水条件下，冻胶可以被切割，但破碎的冻胶缠绕叶轮;在有水携带条件下，无论是低速还是高速旋转，高温冻胶都很容易被叶轮切割；考虑钻头在井眼条件下高速旋转，加上钻头喷嘴高速流体冲蚀，破胶将更容易。现场试验也证明，钻头切割冲蚀破胶是一种快捷破胶方式，为破胶提供了新的思路。

NP23-P2016井是南堡油田2号构造一口潜山油气藏水平井,井身结构如图3所示。在水平段钻进过程中，一直存在井漏和井涌现象，中途点火8次，火焰高4～5 m。为保证完井回接套管作业时井眼稳定，决定应用冻胶阀技术。

图 3 NP23-P2016井井身结构 Fig.3 Casing program for Well NP23-P2016

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根据井身结构、冻胶阀性能及井下压力温度条件，确定冻胶阀位于井深5 000~5 300 m处；冻胶阀用量6 m³，长度300 m左右。作业前先带压起钻至井深5 300 m，用水泥车泵入4 m³清洗液，再泵入6 m³冻胶，用钻井泵将冻胶顶替到位。顶替完成后,用正常起钻速度的1/2~1/3起钻至冻胶阀顶部(井深5 000 m处)，用钻井液循环清洗钻具。从泵入冻胶到起钻至冻胶顶部、并将钻具内冻胶清洗出的总时间，必须控制在180 min内。

现场应用冻胶阀体系时采用单液法施工。施工前，将主剂基液与交联剂混配，用泵车直接泵入钻具内；然后，用钻井液将冻胶体系顶替至拟注入井段。顶替时，要考虑钻具内外平衡，顶替完成起钻前，钻具内要保持有一定高度的冻胶，这样可以避免起钻时钻井液混入冻胶而影响成胶性能。钻具提离冻胶后，开泵以顶替排量的1/2进行小排量循环清洗钻具，直到多余的冻胶循环出井口后，正常起钻，施工完成。

施工4 h后，漏失现象消失，说明井下冻胶阀开始发挥作用；然后进行起钻、回接尾管、固井和声幅测井等作业，未出现漏失和溢流情况，说明冻胶阀成功封隔了井筒。下入完井管柱前进行通井作业，在5 050 m处遇阻，分析是钻头碰到冻胶阀。开泵循环下探，钻井液中有米粒状小颗粒冻胶出现，说明采用钻头切割冲蚀破胶方式可实现破胶。该井试油获得高产，目前产油量60 t/d，产气量16×10⁴ m³/d。

1) 冻胶阀采用二次成胶配方设计，解决了潜山油气藏水平井对冻胶阀成胶速度快、强度大的需要，满足了施工过程中防混浆、清除井壁、悬浮增强剂等工艺的需要。

2) 高温高压冻胶在线检测表明，冻胶阀存在二次成胶过程，且第二次成胶在150 min后发生，黏度在10 min内从6 200 mPa·s快速上升到近10 000 mPa·s，可实现封隔井筒的目的。

3) 高温冻胶阀抗温可达150 ℃以上，且72 h内无异常变化，承抗压能力在2 MPa/100m以上，能够依靠钻头切割冲蚀方式破胶。

4) 冻胶阀现场施工工艺简单，能够实现封隔井筒、减少漏失的目的，为回接尾管等完井作业提供了安全环境。