随着长庆油田陇东致密油区的大力开发和区域拓展，由井漏引起的钻井时效占比逐年增加，70%以上区域在洛河组发生漏失，其中失返性漏失占35%以上。井漏问题已严重制约陇东致密油钻井提速增效，甚至导致井眼报废，造成重大经济损失^[1-6]。国内外针对恶性漏失，主要采用凝胶、膨胀堵漏材料和水泥类堵漏材料进行堵漏^[6-12]，但针对裂缝动态水层效果不理想，主要原因是堵漏工作液易被外界流体稀释、冲刷，不易在漏层滞留，堵漏后易复漏。

近年，国内外在化学堵漏方面取得了突破性进展，其中遇水反应型堵漏材料（聚氨酯）已大范围推广应用^[13-18]，土建工程应用聚氨酯灌浆材料防水堵漏和维持土壤稳定，但钻井领域用其进行堵漏的研究较少，其主要原因是快速反应型堵漏材料遇水反应时间难以控制，导致其难以被安全泵送至漏失层^[19-21]。笔者通过分析洛河组地层特性，明确了如何高效阻隔漏层与地下水层是洛河组成功堵漏的关键。为此，通过优选预聚体组分和优化化催化剂和稀释剂加量，研发了一种遇水反应型堵漏工作液，并依据堵漏工作液的堵漏工艺需求，研发了具有封隔器、擒纵机构、药剂存储腔等核心部件的配套工具，实现了堵漏工作液和井下堵漏工具的协同作业，形成了适用于陇东致密油区恶性出水漏层的堵漏技术。陇东致密油区应用该技术，解决了动态含水漏层的技术难题，实现了漏层快速封固，单井堵漏时间缩短105 h，堵漏效率提高22.5%，工业生产用水减少10.25%，为陇东致密油勘探开发提供了技术保障。

1.   漏层特征及堵漏技术难点

陇东致密油区钻遇地层从上至下依次为第四系，白垩系环河组、华池组、洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组和三叠系延长组。洛河组埋藏深度一般在800～1000 m，厚度在200～400 m，岩石颗粒为中砂、粉砂、细砂岩；基岩颗粒分选系数1.18～1.49，颗粒大部分表面平整，为次圆和次棱颗粒，表面普遍有泥质、铁质浸染，有泥质膜；基岩颗粒粒径绝大部分在250 μm以下。砂岩层孔隙度高、渗透率分布极不均匀，地层承压能力弱，钻井过程中易发生压差漏失；砂泥岩地层交界处胶结性差，特别是洛河组与安定组交界处，界面之间无胶结物或胶结性差，孔隙渗透性好，且局部裂缝发育，构成了漏失通道。陇东致密油区洛河组堵漏具有以下技术难点：

1）漏层孔喉的孔径分布范围较广，堵漏材料颗粒粒径与其匹配的难度大。洛河组基岩孔喉的孔径分布在毫米至微米级，粒径分布范围广，常规桥塞堵漏所用堵漏材料的粒径在毫米级以上，与漏层孔喉很难完全匹配，堵漏材料难以进入漏层，易出现井壁“封门”假象，导致堵漏效果不理想。

2）存在横向和纵向的天然裂缝，漏失通道与地层水连通性好，常规可固化类堵漏浆在漏层中的滞留性差。采用可固化类堵漏浆堵漏工艺复杂、风险高且易被地下水侵蚀、置换/稀释，难以保证固化后的完整性和强度，从而导致漏层无法被全部封堵，造成堵漏失败。

3）凝胶类堵漏材料隔水效果好，但封堵时间短、成本高。凝胶类堵漏材料可以进入不同类型的漏层，成胶后以冻胶形式滞留于漏层，对漏层封堵效果好，但由于钻井施工周期长，凝胶类堵漏浆的成胶强度低，随着起下钻及地层水反复冲蚀，在漏层中的滞留周期大幅降低，极易复漏。

4）反应型堵漏工作液难以泵送，堵漏施工风险高。现有反应型堵漏材料主要用于土建工程等地表施工，用于钻井堵漏需要专用泵送工具，但该类工具很少，且抗压抗拉强度弱，很难将反应型堵漏工作液安全泵送至漏层，易将钻具固结在井筒中。

2.   遇水反应型堵漏工作液

研究表明，聚氨酯灌浆材料不但遇水反应膨胀，且固化后强度高^[22-23]。聚氨酯灌浆材料是以多异氰酸酯、多元醇或多羟基化合物为主剂，异氰酸酯与羟基化合物反应，生成含有大量活性极强的端异氰酸酯基，其遇水后快速分散、乳化、发泡，形成不透水的胶状固结体，并通过产生二氧化碳，促使堵漏材料快速膨胀，将未完全固化的堵漏材料再次压入漏层，实现膨胀阻水和填充漏失通道的双重效果。通过优选预聚体、稀释剂、催化剂等核心组分，使遇水反应型堵漏工作液现场配制便捷，且该工作液具有遇水反应速率可控、施工安全的特性。

2.1   预聚体组分

预聚体由过量多异氰酸酯与端羟基化合物反应而得，是端异氰酸酯基的聚氨酯低聚物与过量多异氰酸酯的混合物。

2.1.1   多异氰酸酯优选

常见的二异氰酸酯包括甲苯二异氰酸酯（TDI）、异佛尔酮二异氰酸酯（IPDI）、二苯基甲烷二异氰酸酯（MDI）、二环己基甲烷二异氰酸酯（HMDI）、六亚甲基二异氰酸酯（HDI）、赖氨酸二异氰酸酯（LDI）。目前应用最广、产量最大的是甲苯二异氰酸酯，二苯基甲烷二异氰酸酯是制备聚氨酯泡沫的主要原料。以单位时间内发生反应多异氰酸酯与反应前多异氰酸酯的质量比评价多异氰酸的相对反应速率。试验表明，TDI和MDI的相对反应速率较高，综合考虑预聚体的反应活性及原材料的易得性，选用MDI制备预聚体。

2.1.2   端羟基化合物优选

端羟基化合物主要有聚醚醇类、聚酯类化合物，由于聚醚类端羟基化合物中的醚键对水的稳定性较聚酯类端羟基化合物中的酯键好，不易水解，且相同相对分子质量条件下聚醚类端羟基化合物的黏度相对于聚酯类端羟基化合物小得多，对堵漏工作液的流动性有利。此外，聚醚原料丰富，所以选用聚醚类端羟基化合物。

当要求预聚体黏度低时，选用相对分子质量较低的聚醚类端羟基化合物；当要求固结体有足够弹性时，则选用具有二官能度、相对分子质量较大的聚醚类端羟基化合物；当要求固结体刚性及强度高时，则选用具有多官能度、适当相对分子质量的聚醚类端羟基化合物或者具有二官能度与多官能度的混合聚醚类端羟基化合物。聚醚类端羟基化合物的黏度低，有利于现场施工、降低滞留损失，同时有助于提高多异氰酸与端羟基化合物的反应速度。通过室内试验进行筛选，选用聚醚丙二醇作为制备预聚体的端羟基化合物。

2.2   催化剂加量优化

遇水反应型堵漏工作液含有大量活性极强的端异氰酸酯基，具有遇到水后快速反应的特点，为满足现场堵漏施工要求，需要加入催化剂控制胶凝时间。通过考察催化剂选用了CHJ-1，并进行了CHJ-1的加量对遇水反应型堵漏工作液与水反应胶凝时间和体积膨胀率影响的试验，结果如图1所示。

图  1  催化剂CHJ-1加量对胶凝时间和体积膨胀率的影响

Figure  1.  Effect of catalyst CHJ-1 addition on gelation time and volume expansion ratio

下载: 全尺寸图片 幻灯片

从图1可以看出，随着催化剂CHJ-1的加量增大，胶凝时间呈现逐渐缩短的趋势，但固结后的体积膨胀率逐步增大。试验发现，催化剂CHJ-1的加量过大，反应剧烈且膨胀后的固结体出现“蜂窝状”结构，对现场施工和形成有效的封堵层不利。CHJ-1的加量为0.5 %时，胶凝时间为120 s，体积膨胀率为300%，满足施工需求。因此，CHJ-1的最优加量为0.5%。

2.3   稀释剂加量优化

堵漏工作液的动态黏度如果太高，其渗透性差，进入裂缝困难；若其动态黏度太低，其渗透性好，进入裂缝的量大，固结面积大，对形成封堵层不利，需要加入稀释剂调整堵漏工作液的流动性。稀释剂不能含有与预聚体中异氰酸酯基发生作用的官能团，且与预聚体的混溶性好。通过考察稀释剂选用XSJ-1，并进行了XSJ-1加量对遇水反应型堵漏工作液与水反应塑性黏度和抗压强度影响的试验，结果如图2所示。

图  2  稀释剂XSJ-1加量对塑性黏度和抗压强度的影响

Figure  2.  Effect of diluent XSJ-1 on plastic viscosity and compressive strength

下载: 全尺寸图片 幻灯片

从图2可以看出：随着稀释剂XSJ-1的加量增大，塑性黏度呈现逐渐下降的趋势；XSJ-1的加量为10%时，塑性黏度降至20 mPa·s，具有很好的流动性；XSJ-1的加量增至15%时，胶凝固结体的抗压强度大幅降低，这是由于遇水反应型堵漏工作液中的—NCO含量随稀释剂XSJ-1的加量增大而降低，造成硬段含量减少，软段含量增加，导致胶凝固结体的抗压强度降低。因此，稀释剂XSJ-1的最优加量为10%～15%。

2.4   遇水反应型堵漏工作液配方确定及性能评价

2.4.1   配方确定

以胶凝时间、体积膨胀率、抗压强度为评价指标，通过正交分析，确定了遇水反应型堵漏工作液的配方：预聚体+10.0%～15.0%稀释剂+0.3%～0.5%催化剂，其性能为：密度1.03～1.05 kg/L，塑性黏度16～20 mPa·s，抗压强度5.5～6.0 MPa，胶凝时间120～180 s，体积膨胀率200%～300%。

2.4.2   可视化体膨堵漏工作液性能评价装置

针对遇水反应型堵漏工作液特性及性能评价要求，设计了一种可视化体膨堵漏工作液性能评价装置，具有以下特点：1）温度可调控。温度可调范围25～95 ℃，升温速率可调范围0.1～50.0 ℃/min，温度控直精度±0.2 ℃，可模拟漏层不同温度条件下的堵漏效果。2）承压评价可视化。承压筒采用透明材质且进行刻度标记，可目测观察堵漏工作液渗入砂床的反应状态和体积膨胀率，外部承压筒采用高强度有机玻璃材质，承压可达8 MPa。3）模拟井壁。筒内壁采用贴砂工艺贴砂，以最大限度地还原井壁和裂缝表面的粗糙度，较为真实地体现堵漏工作液与岩石表面的黏合度。4）操作简易，使用寿命长，堵漏工作液盛放在内置塑料筒中，工作液固结在塑料筒内无法清理时，可更换塑料筒。

2.4.3   体积膨胀率

先在可视化体膨堵漏工作液评价装置内筒填充20/70目的湿砂，按配方加入预聚体和稀释剂，充分搅拌使之混合均匀，再按比例加入催化剂，连接外部气源，给评价装置加压，通过内筒的刻度，读取不同温度和压力条件下遇水反应型堵漏工作液的体积膨胀率，结果如图3所示。

图  3  不同温度和压力条件下遇水反应型堵漏工作液的体积膨胀率

Figure  3.  Volume expansion ratio of water-reactive plugging fluid under different temperatures and pressures

下载: 全尺寸图片 幻灯片

从图3可以看出：温度一定时，堵漏工作液的体积膨胀率随着压力升高而降低；压力一定时，体积膨胀率随着温度升高而增大；当压力升高至1 MPa时，体积膨胀率大幅度降低，说明压力对体积膨胀率的影响最大。洛河组恶性漏失层温度为25～30 ℃ ，井底压力为8 MPa。常压下堵漏工作液的体积膨胀率为300%；压力升高至1 MPa时，其体积膨胀率急剧降至130%；压力继续升高，体膨率变化不大。8 MPa压力下的体积膨胀率为120%，满足现场施工要求。

2.4.4   固结砂床抗压强度

为验证漏失层堵漏后的承压能力是否达到要求，采用微机控制电子抗压抗折一体机测定了不同压力条件下遇水反应型堵漏工作液固结砂体的抗压强度，结果如图4所示。

图  4  不同压力条件下固结砂块的抗压强度

Figure  4.  Compressive strength of consolidated sand under different pressures

下载: 全尺寸图片 幻灯片

从图4可以看出：随着压力升高，遇水反应型堵漏工作液固结砂体的抗压强度呈增大的趋势；当施加压力升至8 MPa时，其抗压强度可达7.1 MPa，这是因为施加压力越高推动进入缝隙的遇水反应型堵漏工作液越多，所形成的固结体越紧密，压实效果越好，承压能力越强。

3.   遇水反应型堵漏工作液送入工具

由于遇水反应型堵漏工作液遇水后胶凝、固化，为将该工作液安全送达漏失层并发挥其堵漏效果较好的优势，研发了一种反应型堵漏工作液送入工具。该工具兼具携带药剂、封隔漏失层、快速注剂等功能，通过投球坐封实现上部封隔，再逐级升压剪断固定销钉，完成堵漏工作液的释放。

3.1   工作原理

遇水反应型堵漏工作液送入工具由封隔器、药剂存储腔2大部分组成，如图5所示。封隔器将漏失层与其他裸眼井段分隔开，阻止堵漏工作液进入环空，保证堵漏工作液完全进入漏失层；药剂存储腔用来存储反应型堵漏工作液，确保将反应型堵漏工作液送至漏失层；封隔器和药剂存储腔通过擒纵机构及转换接头连接。

图  5  遇水反应型堵漏工作液井下送入工具结构

Figure  5.  Schematics of injection tool for water-reactive plugging fluid

下载: 全尺寸图片 幻灯片

进行堵漏作业时，连接好回收提篮和药剂存储腔，将堵漏工作液灌入药剂存储腔，连接擒纵机构和封隔器，用钻具将堵漏工作液和工具送至漏失层上部，投入铝合金球，通过钻井液压力传导，打开封隔器橡胶筒，橡胶筒膨胀实现封隔器坐封，继续加压，球托架销钉被剪断，推动胶塞下行，使药剂存储腔持续加压，当泵压逐步增大时，下堵头销钉被剪断，堵漏工作液注入漏失层，胶塞和金属球回收到提篮，完成堵漏工作液注入，堵漏工作液与水反应结束后，上提送入工具，膨胀胶塞恢复原外形，解除坐封，起出送入工具，堵漏作业完毕。

3.2   封隔器的坐封和解封性能测试

为保证封隔器在井下正常坐封和解封，在室内测试了封隔器的坐封和解封性能。装配完成后，使用盲板封堵下端，从入口处投入铝合金球并加压，记录剪断悬挂销钉时的压力，同时观察橡胶筒的膨胀情况，结束后，再上提封隔器，验证封隔器是否解封。测试结果表明，橡胶筒膨胀和恢复正常，悬挂销钉的剪断压力设计为4～6 MPa，实际测试结果为6 MPa，达到了设计要求。

3.3   药剂存储腔

为了保证施工的安全可靠性，药剂存储腔在满足抗压强度的同时兼具可钻可拔断的特性，因此选取玻璃纤维无捻粗纱缠绕，外敷酸酐固化环氧的玻纤管，该部件在井底要承受较大的压力，其结构力学性能对其井下的安全性有着较大影响。因此，笔者利用Ansys有限元软件分析其抗挤强度，判断其力学性是否满足要求。

3.3.1   几何模型

假设玻璃纤维管材料性能均匀，不考虑管体残余应力的影响，忽略纤维管制造误差及内螺纹，在SolidWorks软件中建立药剂存储腔的几何模型，所建立的纤维管长度为外径的10倍，如图6所示。

图  6  药剂存储腔的几何模型

Figure  6.  Geometric model of chemical storage chamber

下载: 全尺寸图片 幻灯片

药剂存储腔三维模型的材料为玻璃纤维，外径为320.4 mm，壁厚为27.0 mm，长度为3 204.0 mm，玻璃纤维材料密度为2 030.4 kg/m³，弹性模量为17.2 GPa，泊松比为0.22，满足施工要求。

3.3.2   抗外挤强度

采用屈曲分析方式计算药剂存储腔抗挤强度，将药剂存储腔一端固定，在外表面施加一个初始压力，使药剂存储腔产生屈曲挤毁的压力为一阶屈曲模态特征值乘以输入的初始压力。有限元分析计算得到的药剂存储腔屈曲位移变形云图显示，药剂存储腔在承受外挤力时会发生屈曲失稳，计算得到药剂存储腔的抗外挤强度为27.35 MPa，其力学性能满足要求。

3.4   整机测试

将封隔器和药剂存储腔通过擒纵机构相连进行整机测试，经过测试，投球后，整体注水加压，憋压至6.0 MPa时，封隔器销钉剪断，橡胶筒膨胀，封隔器坐封。封隔器坐封后继续加压，压力升至11.0 MPa时球座销钉被剪断，胶塞下移推压药剂腔，压力持续升高，升至11.5 MPa时，提篮内的下堵头销钉剪断，胶塞推动药剂存储腔内的堵漏工作液从提篮花孔中释放，胶塞、铝合金球、下堵头回收到提篮中，通过上提封隔器，橡胶筒恢复初始状态，封隔器解封，其他部件完好，更换销钉可重复使用。

4.   现场应用

4.1   应用概况

长庆油田陇东致密油区4口井应用恶性出水漏层堵漏技术进行堵漏，这4口井的漏失位置分别在井深510，682，756和830 m处。4口井前期均采用高浓度桥塞、凝胶+纯水泥等堵漏技术进行堵漏，堵漏效果不理想，采用恶性出水漏层堵漏技术均一次堵漏成功。堵漏后，钻井液密度由1.01 kg/L提至1.12 kg/L未发生漏失，送入工具的组装、堵漏工作液的灌装、堵漏施工均未出现井下复杂情况，实现了安全快速高效堵漏。

4.2   典型井案例

致密油井XX井采用密度1.01 kg/L聚合物钻井液钻进洛河组，钻至井深830 m时发生失返性漏失，此时钻井液密度1.02 kg/L，漏斗黏度31 s，进行了3次桥塞、4次注纯水泥堵漏，均未成功，于是采用恶性出水漏层堵漏技术进行堵漏，一次堵漏成功，未发生井下安全事故，堵漏总时间6 h，后期钻进过程中该漏失层未复漏。

该井的堵漏施工过程如下：1）组装药剂存储腔。使用专用工具将回收提篮和玻纤管连接，连续接入4根玻纤管，下入井内，使用专用吊卡固定在井口。2）灌入遇水反应型堵漏工作液。按预聚体+10.0%稀释剂+0.5%催化剂的配方配制0.5 m³遇水反应型堵漏工作液，灌入药剂存储腔。3）连接擒纵机构。放入胶塞，将擒纵机构连接在药剂存储腔上部，在平衡活塞注油孔加注隔离液。4）连接封隔器。将封隔器连接在擒纵机构的上部。5）下入送入工具。在封隔器的上部连接钻具，将送入工具下至其底部距漏失层3～5 m。6）坐封封隔器。钻具内灌满钻井液，投入金属球，以10 L/s排量泵入钻井液，当压力升高至6 MPa后持续稳压5 min，确保封隔器坐封。7）泵入遇水反应型堵漏工作液。缓慢开泵将泵压升高至11 MPa后泵压指针波动，显示球坐销钉已被剪断，活塞下移至药剂腔内，压力升至11.5 MPa时突然下降，显示下堵头销钉被剪切，遇水反应型堵漏工作液被泵出药剂存储腔。8）起出送入工具。静置3 min，待遇水反应型堵漏工作液与漏失层中的水充分反应后，上提超原悬重100 kN，封隔器解封，起出送入工具。9）验漏，下钻至井深825 m探到塞面，开泵循环，未发生漏失，钻至井深835 m时将排量逐步提至32 L/s，泵压正常，恢复正常钻进，后期该井顺利钻至设计完钻井深。

5.   结论与建议

1）陇东致密油区洛河组孔喉的孔径分布范围较广，且存在天然垂直裂缝与水平裂缝，易发生恶性漏失；漏失层出水严重，导致常规堵漏浆易被地层水冲蚀、置换而稀释，破坏堵漏浆的性能，无法在漏失层形成有效的封堵层，堵漏成功率低。

2）通过室内试验优选预聚体的组分和优化催化剂和稀释剂的加量，形成了一种遇水反应型堵漏工作液。该堵漏工作液遇水后分散、乳化、发泡，形成不透水的胶状固结体，胶凝时间在120～180 s内可调，体积膨胀率200%～300%，胶状固结体的抗压强度5.5～6.0 MPa，满足现场堵漏施工要求。

3）设计了一种遇水反应型堵漏工作液送入工具。该工具上部封隔器采用投球打开、上提自解封设计，下部药剂存储腔采用玻璃钢管构件，可钻可拔断，现场应用安全可靠，解决了反应型堵漏工作液安全泵送至漏失层中的问题。

4）为提高深层恶性漏失的堵漏效率，建议研发抗高压的井下送入工具，实现深井、超深井的快速堵漏。