本发明涉及天然气修井领域，具体地说涉及一种天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法。
背景技术：
：天然气井修井作业过程中，地层自然发育裂缝和孔隙，以及压裂、酸化等作业后形成不同尺寸人工通道，导致压井液在井筒液柱压力作用下引发地层漏失。一旦压井液漏失进入地层，井筒内无法建立稳定液柱，修井作业难以顺利开展。同时，大量压井液漏失进入地层，易造成水锁、水相圈闭等储层伤害，伤害气井产量恢复效果。由于修井作业面对漏失控制后地层产能恢复要求，导致常规水泥颗粒、硅酸盐等固态堵剂无法投入使用。而目前常用的化学堵剂包括凝胶、树脂等堵剂，进入天然气储层后逐渐形成固态或者近固态暂堵结构，可有效暂堵地层气体通道，实现安全压井。但暂堵后地层中残留固态或近固态暂堵结构降解困难，修井作业后地层气体流动通道难以快速恢复，气井产量恢复速度难以满足要求。同时，不同天然气储层经过压裂、酸化等改造规模不同，自然裂缝与人工裂缝共存条件下，漏失通道尺度不同，常规封堵材料尺度匹配性较差，暂堵地层效果难以满意。可见，实现天然气修井作业漏失控制关键在于解决三个方面问题。第一个方面，有效暂堵地层漏失通道，隔离井筒与地层。第二个方面：暂堵结构能够维持一定周期，为后续起下管柱、打捞落物等作业提供安全稳定井筒环境。第三个方面，地层中封堵结构能够自降解，保证作业后气井产量快速恢复。绒囊压井液是针对天然气井修井作业暂堵需求开发的一种压井液体系。现场施工时，将无固相绒囊压井液泵入地层后，大量绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，封堵地层大尺寸漏失通道。单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，封堵地层中等尺寸通道。单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，封堵地层小尺寸通道。通过暂堵不同尺度漏失通道实现有效隔离地层与井筒的效果。地层环境中绒囊暂堵结构具有一定的降解周期，能够满足7—14天修井作业期间漏失控制要求。如果修井作业周期过长，则在地层漏失速度加快后，适量从井口补充绒囊压井液，强化地层中暂堵结构，达到预期隔离地层与井筒的效果。修井作业结束后，地层中绒囊暂堵结构自动降解，配合常规气举措施，将地层中剩余压井液及降解后形成清水快速返排至地面，解除地层与井筒间隔离效果，恢复地层气体供应通道，促使气井产量快速恢复至作业前水平。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种现场施工简单，漏失控制能力强，自动降解效果突出，可有效解决天然气井修井作业中压井液漏失量大、气井产量恢复困难的天然气绒囊压井液内封堵隔离地层方法。本发明的天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法，其包括如下步骤：a、制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺(分子量大于等于1000万)、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成。b、加入完成后，搅拌30—50min，将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构；c、筛分步骤b得到的绒囊压井液，保留其中的直径分布在10—600μm之间的绒囊结构，得到天然气井修井用绒囊压井液，利用天然气井修井用绒囊压井液中直径10—600μm随机分布的高强度绒囊结构，进入天然气储层不同尺度漏失通道中，通过多个绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，隔离地层大尺寸漏失通道；通过单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，隔离地层中等尺寸通道；通过单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，隔离地层小尺寸通道。优选地，所述天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法流变性能同时满足：表观粘度30—65mpa·s，动塑比1.0—1.5pa/(mpa·s)。优选地，所述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。优选地，所述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。本发明的天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法，采用本发明独有的工艺和组分，其首先是制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；加入完成后，搅拌25—35min，将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构，绒囊结构的中心由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜。筛分得到的天然气绒囊压井液，保留其中的直径分布在10—600μm之间的绒囊结构，得到天然气井修井用绒囊压井液。利用天然气井修井用绒囊压井液中直径10—600μm随机分布的高强度绒囊结构，进入地层不同尺度漏失通道中，通过多个绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，封堵地层大尺寸漏失通道。通过单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，封堵地层中等尺寸通道，通过单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，封堵地层小尺寸通道。实验表明，利用本发明的天然气井修井用绒囊压井液，可有效解决天然气修井作业过程中地层漏失严重、压井困难等问题，并且其具有良好的自降解性，能够保证修井作业结束后地层产量快速恢复，其效果非常突出、显著。因此，本发明的天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离气层方法具有突出的实质性特点和显著的进步。综上，本发明的天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法，具有地层暂堵效果好、不同类型漏失地层适用性突出等特点，有效克服了天然气井修井作业中压井液漏失量大、堵剂尺度与地层匹配性差等问题，具有现场施工简单、安全环保等优点。附图说明图1为1#岩心贯穿型裂缝岩心柱塞封堵前后承压能力变化；图2为2#岩心半贯穿型裂缝岩心柱塞封堵前后承压能力变化；图3为3#岩心无裂缝岩心柱塞封堵前后承压能力变化。具体实施方式下面通过具体实施例进一步详细说明本发明的具体操作过程，但本发明并不因此而受到任何限制。实施例1本发明的天然气绒囊压井液内封堵隔离地层方法，其特征是包括如下步骤：a、制造天然气绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺(分子量大于等于1000万)、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成。b、加入完成后，搅拌35—50min，将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构；所述绒囊结构的中心会形成由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；c、筛分步骤b得到的绒囊压井液，保留其中的直径分布在10—600μm之间的绒囊结构，得到天然气井修井用绒囊压井液，利用天然气井修井用绒囊压井液中直径10—600μm随机分布的高强度绒囊结构，进入地层不同尺度漏失通道中，通过多个绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，隔离地层大尺寸漏失通道，通过单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，隔离地层中等尺寸通道，通过单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，隔离地层小尺寸通道。作为本发明的进一步改进，上述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。作为本发明的进一步改进，上述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。室内利用人造岩心柱塞，分别制作贯穿型、半贯穿型模拟大尺寸、中尺寸裂缝，利用不造缝状态岩心直接模拟小型裂缝尺寸。模拟地层温度60℃、地层围压30mpa条件下，泵入天然气井修井用绒囊压井液实施封堵，记录入口压力变化情况。表1为1#岩心柱塞、2#岩心柱塞、3#岩心柱塞的尺寸参数。表11—3#岩心柱塞尺寸及实验温度、围压分布表(1)将岩心柱塞放入岩心夹持器中，将清水加入高压中间容器，岩心夹持器围压加至30mpa，将清水以0.5ml/min的稳定流速正向注入岩心柱塞，测定岩心柱塞液测渗透率稳定值k1以及稳定注入压力值p1。(2)将中间容器中清水更换为天然气井修井用绒囊压井液，岩心夹持器围压保持30mpa不变，以0.5ml/min的稳定流速正向注入岩心柱塞，当注入压力升至25mpa或驱替时间超过2h，停止取替，记录此时注入压力值p2。(3)将中间容器中天然气井修井用绒囊压井液更换为清水，岩心夹持器围压保持30mpa不变，以0.5ml/min的稳定流速正向注入岩心柱塞，测定注入压力随时间变化。当注入压力升至25mpa或驱替时间超过2h，停止取替，记录此时注入压力值p3。(4)更换不同岩心柱塞，重复实验操作步骤(1)～(3)。记录3枚岩心柱塞中绒囊压井液封堵前后清水注入压力变化，见图1至图3，其中：图1为1#岩心贯穿型裂缝岩心柱塞封堵前后承压能力变化；图2为2#岩心半贯穿型裂缝岩心柱塞封堵前后承压能力变化；图3为3#岩心无裂缝岩心柱塞封堵前后承压能力变化。记录三枚岩心柱塞中天然气井修井用绒囊压井液注入前后清水泵入压力最大值，见表2，表2为1—3#岩心柱塞中绒囊压井液暂堵前后封堵压力分布。表21—3#岩心柱塞中绒囊压井液暂堵前后清水注入压力分布柱塞编号清水注入压力(mpa)漏失控制效果1#27.05成功2#26.78成功3#29.05成功实验表明，天然气井修井用绒囊压井液利用内封堵隔离地层方法，能够有效封堵不同尺寸漏失通道，控制漏失效果显著。为解决我国鄂尔多斯盆地西部马家沟组砂岩地层修井作业压井液漏失严重的难题，2017年11月，应用基于内封堵隔离地层原理开发的绒囊压井液，实施sx井修井作业，以期提供良好的地层漏失控制与产能恢复效果。sx井地层压力系数0.72，地层深度3500m，前期经过酸压改造。sx井井筒容积65m3，现场配制天然气井修井用绒囊压井液20m3，保持井口压力不下降的条件下，直接泵入井筒后再补充清水54m3井口压力下降为0且井口见液。随后起下管柱、打捞落物等13天修井作业期间，井筒流体漏失速度低于0.5m3/h，修井作业成功。作业后连续气举3天气井产量恢复至作业前水平，气井产量恢复效果良好。当前第1页12