本发明涉及一种油气井压裂技术领域，特别涉及一种压裂井筒的高承压封堵方法。
背景技术：
页岩气的勘探开发已经在中国逐步兴起，形成了一定的勘探开发规模，进入了快速发展的阶段。油气井完钻后需要进行射孔、压裂作业以有效地开采页岩气，有时射孔会有误射的情况发生，导致炮眼位置错误，不能有效进行压裂作业，此时需要对炮眼进行封堵，而现阶段中国页岩气田开发过程中，压裂的最高压力已经达到95MPa，对炮眼封堵的承压能力要求非常高。
本领域常用的封堵方法是使用封堵材料进行封堵，施工时通过施工管柱将封堵材料注入射孔炮眼处，常用的封堵材料有桥接堵漏材料、高虑失堵漏材料、化学堵漏材料和无机凝胶堵漏材料等，但是现有技术中的封堵材料都是在已经在已经进入开采期的油气井中使用，用来封堵高含水层或高渗透层，封堵完成后并不涉及多段压裂作业，因而对封堵后的承压能力要求不高，一般来说上述方法封堵后的承压能力仅为10～20MPa，不能满足多段压裂的高承压要求，因而不能应用于压裂过程中误射孔炮眼的封堵。
技术实现要素：
有鉴于此，本发明目的在于提供一种封堵效果好、承压能力强的压裂井筒高承压封堵方法。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种压裂井筒的高承压封堵方法，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶、上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵；
优选的下层隔离液和上层隔离液独立的包括以下组成成分：增粘剂0.5～1重量份、水90～99重量份；
优选的增粘剂包括以下组成成分：聚丙烯酰胺1～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份；
优选的下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的为0.5～1m3。
优选的无机凝胶包括以下组分：G油井级水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份。
优选的无机凝胶的体积为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
优选的憋压候凝的时间为12～48h。
优选的化学密封胶封堵包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部依次正替下层隔离液、化学密封胶和上层隔离液，正顶替清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复化学密封胶封堵过程，直至封堵成功；
优选的化学密封胶包括以下组分：环氧树脂60～70重量份、乙醇10～15重量份、聚酰胺15～20重量份、三乙醇胺0.1～1重量份。
优选的化学密封胶的体积为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
优选的化学密封胶封堵过程中憋压候凝的时间为24～72h。
本发明提供了一种压裂井筒的高承压封堵方法，首先将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；将连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶、上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；将连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于等于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵。本发明提供的射孔炮眼高承压封堵方法可以有效封堵压裂过程中误射孔形成的炮眼，且可操作性强，施工简单，且施工过程安全，封堵后承压能力可以达到120MPa以上，封堵后可以满足高压下多段压裂的要求。
具体实施方式
本发明提供了一种压裂井筒的高承压封堵方法，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶、上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵。
本发明将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积。在本发明中，所述下入全封桥塞的位置为漏点下部20～50m处，优选为漏点下部25～55m处；所述全封桥塞的个数优选为1～3个，更优选为2个，每个全封桥塞的承压能力约为60～80MPa，全封桥塞使用个数越多，井筒的承压能力越强，在具体的实施例中，可以根据对承压的具体要求确定全封桥塞的个数，确保井筒在施工过程中的承压能力。
清水试压完成后，本发明将连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶、上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管。在本发明中，所述下层隔离液和上层隔离液优选独立的包括以下组分：增粘剂0.5～1重量份、水90～99重量份；更优选为增粘剂0.6～0.8重量份，水95～98重量份；所述增粘剂优选包括包括以下组分：聚丙烯酰胺1～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份；更优选为聚丙烯酰胺3～8重量份、黄原胶70～90重量份和瓜胶5～15重量份；所述下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的优选为0.5～1m3；更优选为0.6～0.8m3。
本发明将无机凝胶置于两段隔离液之间，能够很好的避免无机凝胶与水接触导致的性能下降，并且可以防止无机凝胶在漏点处漏失过快，提高堵漏成功率，同时起到在高压差下平稳输送无机凝胶的作用，后置隔离液可以保证隔离液后端没有残留的堵漏胶，避免了无机凝胶胶结在井筒内壁和连续油管外壁上不易清洗。
在本发明中，所述无机凝胶优选包括以下组分：G油井级水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份；更优选为G油井级水泥70～90重量份、纳米硅6～7重量份、液硅10～15重量份、柠檬酸2～4重量份、水25～35重量份；所述无机凝胶的泵入体积优选为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍，更优选为1.6～1.8倍。
本发明中的无机凝胶材料配方简单，成本低廉，且温度适应性强，抗温性能能够达到130℃，承压能力强，可以承受120MPa的高压，封堵后可以满足多段压裂的要求。
本发明通过正顶替清水使无机凝胶全部出连续油管，使无机凝胶充满桥塞塞面以上的井段，而且与桥塞塞面充分接触。在本发明中，所述正顶替清水的体积为连续油管内容积与上层隔离液的差值，在本发明的具体实施例中，可以根据上层隔离液及连续油管的内容积确定正顶替清水的体积。
无机凝胶全部出连续油管后，本发明将连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井。在本发明中，所述循环洗井优选使用清水循环2～3周，通过循环洗井清洗井筒内的杂质，并且给井筒降温，防止井筒温度过高造成无机胶过早进入炮眼中；所述循环洗井用清水的体积优选为20～30m3，更优选为25～28m3。
循环洗井完成后，本发明正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝。在本发明中，所述憋压候凝的时间优选为12～48h，更优选为24～36h；所述正挤清水的压力为步骤(1)清水试压过程中测定的打开地层的压力；在本发明的具体实施例中，可以根据无机凝胶的体积及连续油管的内容积确定正挤清水的体积。
所述憋压候凝完成后，本发明起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵。
在本发明中，所述化学密封胶封堵优选包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部依次正替下层隔离液、化学密封胶、和上层隔离液，正顶替清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复化学密封胶封堵过程，直至封堵成功。
本发明在无机凝胶塞面上部依次正替下层隔离液、化学密封胶、和上层隔离液，正顶替清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段。在本发明中，所述化学密封胶优选包括以下组分：环氧树脂60～70重量份、乙醇10～15重量份、聚酰胺15～20重量份、三乙醇胺0.1～1重量份，更优先为环氧树脂62～68重量份、乙醇12～14重量份、聚酰胺16～18重量份、三乙醇胺0.2～0.8重量份；所述化学密封胶的体积优选为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍，更优选为1.6～1.8倍；所述下层隔离液和上层隔离液的组分及体积与上述方案一致，在此不再赘述。
本发明中的化学密封胶配方简单，成本低，易于施工，且温度适应性强，抗温性能可以达到150℃，承压能力强，可以承受160MPa的高压，封堵后可以满足高压下多段压裂的要求。
使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段后，本发明正挤清水至要求压力，憋压候凝。在本发明中，所述化学密封胶封堵过程的憋压候凝时间优选为24～72h，更优选为36～60h，最优选为48～55h；在本发明的具体实施例中，可以根据对压力的具体要求确定正挤清水的体积。
所述憋压候凝完成后，本发明起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复化学密封胶封堵过程，直至封堵成功。
下面结合实施例对本发明提供的压裂井筒的高承压封堵方法进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1
某油田压裂过程中误射孔炮眼封堵，10个炮眼，炮眼井段3728～3729m间，试压情况为40MPa下的累积液量为2.5m3，封堵后满足承压90MPa的压裂要求即可，炮眼位置温度为100℃。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
将全封桥塞下至3759m和3760m处，坐封，起出工具；
将连续油管下至3759m处，正替1m3隔离液、3.75m3无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，使无机凝胶全部出连续油管，上提连续油管至3109m，正替清水循环两周；
40MP下正挤清水3m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3739m，起出钻塞工具；
清水试压50MPa，30min内压降5MPa，吸水量1.5m3；封堵未成功，进行化学密封胶的封堵；
将连续油管下至3739m处，依次正替0.5m3隔离液、2.25m3化学密封胶、0.5m3隔离液和7.1m3清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
上提连续油管至3189m，正替清水循环两周；
50MPa下正挤清水1.5m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具探塞并钻塞至3739m，起出钻塞工具；
清水试压90MPa，30min内压降0.34MPa，封堵成功；
下入钻塞工具，钻掉留塞和全封桥塞，交井。
封堵完成后，该井已完成顺利15段压裂，最高压裂压力为90MPa。
本实施例中，隔离液为0.7重量份的黄原胶，0.3重量份的聚丙烯酰胺，99重量份的水；
无机凝胶为G油井级水泥100重量份、纳米硅5重量份、液硅10重量份、柠檬酸1重量份、水20重量份；
化学密封胶为环氧树脂70重量份、乙醇14重量份、聚酰胺15重量份、三乙醇胺1重量份。
实施例2
某页岩气井压裂过程中误射孔1段，30个炮眼，炮眼井段3152.3～3153.3m间，炮眼位置温度为80℃；
在3184m和3183m处分别下入全封桥塞，清水试压，试压情况为50MPa下的累积液量为3.5m3，要求封堵后95MPa压力下，30min内压降小于0.5MPa。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
连续油管下至3183m处，正替1m3隔离液、5.25m3低粘高强无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，使无机凝胶全部出连续油管，上提连续油管至2383m，正替清水循环两周；
50MP下正挤清水3m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3163m，起出钻塞工具；
清水试压70MPa，30min内压降3.5MPa，吸水量1.8m3；封堵未成功，进行化学密封胶封堵；
连续油管下至3163m处，正替0.5m3隔离液、2.7m3化学密封胶、0.5m3隔离液和7.1m3清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
上提连续油管至2533m，正替清水循环两周；
70MPa下正挤清水1.8m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具探塞并钻塞至3163m，起出钻塞工具；
清水试压95MPa，30min内压降0.28MPa，封堵成功；
下入钻塞工具，钻掉留塞和全封桥塞，交井。
封堵完成后，该井已完成顺利20段压裂，最高压裂压力为95MPa。
上述实例中，隔离液为0.8重量份的黄原胶，0.1重量份的瓜胶，0.1重量份的聚丙烯酰胺，99重量份的水。
无机凝胶为G油井级水泥100重量份、纳米硅8重量份、液硅15重量份、柠檬酸5重量份、水30重量份；
化学密封胶为环氧树脂65重量份、乙醇14.5重量份、聚酰胺20重量份、三乙醇胺0.5重量份。
通过现场实验发现，该射孔炮眼封堵方法具有很好的修复效果，在不同的温度和压力条件下对射孔炮眼的修复效果都很明显，可以满足现场施工条件的要求。
实施例3
某页岩气井压裂过程中误射孔1段，20个炮眼，炮眼井段3725～3726m间，炮眼位置温度为90℃；
在3756m和3755m处分别下入全封桥塞，清水试压，试压情况为40MPa下的累积液量为3.0m3，要求封堵后90MPa压力下，30min内压降小于0.5MPa。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
连续油管下至3755m处，正替1m3隔离液、4.5m3低粘高强无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，使无机凝胶全部出连续油管，上提连续油管至3383m，正替清水循环两周；
50MP下正挤清水3m3，关井憋压24h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3755m，起出钻塞工具；
清水试压90MPa，30min内压降0.45MPa，封堵成功。
上述实例中，隔离液为0.7重量份的黄原胶，0.2重量份的瓜胶，0.1重量份的聚丙烯酰胺，99重量份的水。
无机凝胶为G油井级水泥100重量份、纳米硅6重量份、液硅10重量份、柠檬酸1重量份、水20重量份；
化学密封胶为环氧树脂67重量份、乙醇15重量份、聚酰胺17重量份、三乙醇胺1重量份。
由以上实施例可知，本发明提供的压裂井筒的高承压封堵方法能够有效封堵误射炮眼，且封堵完成后承压能力强，可以满足后续多段压裂作业的要求，且施工过程简单、安全，堵漏成功率高。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。