建南地区克服窄安全密度窗口的钻井技术＊

张良万

（中国石化江汉石油管理局钻井公司，湖北 潜江 433121）

建南地区克服窄安全密度窗口的钻井技术＊

张良万

（中国石化江汉石油管理局钻井公司，湖北 潜江 433121）

为解决江汉油田建南地区严重的井漏问题与提高钻井堵漏成功率，特别是深井加重钻井液“窄”安全密度窗口的堵漏成功率及地层承压能力技术水平，提出优化井身结构、利用测漏仪准确测定漏层、在多个漏失层井中采取钻一层堵一层、根据地层裂缝大小来选择合适的堵漏材料、堵漏工艺上采用桥浆＋水泥堵漏并适当蹩压、采用高密度随钻堵漏浆钻进压力高而承压能力低的地层、固井前采用非渗透抗压处理剂提高承压等堵漏技术措施，以克服“窄”安全密度窗口的堵漏难题。现场实践证明采用上述措施，堵漏效果较好。

建南地区 复杂压力系统 窄安全密度窗口 堵漏 桥浆

0 引言

复杂压力系统钻井是当今钻井技术领域的世界性难题，针对多产层、多漏层井进行钻井施工，现有的套管程序难以对众多不同压力系数的漏层、喷层进行一一封隔，从而导致多个不同压力系数的地层处于同一裸眼井段中，给钻井施工带来了极大的困难[1-2]。近年来，江汉石油管理局钻井公司在川东北及鄂西建南地区所钻的井大都属于多压力系统的井。由于钻井液密度无法同时满足同一裸眼井段内的多套压力系统的要求，因而增加了钻井的难度，该地区已完成的20余口井几乎每井必漏。井漏已成为制约该地区钻井速度提高的最主要因素，如何提高防漏、堵漏的成功率及提高地层承压能力，特别是深井加重钻井液“窄”安全密度窗口的堵漏及提高地层承压能力，是现有井身结构条件下亟待解决的问题。

1 地质特点

建南地区上组合地层从侏罗系到志留系，包括了陆相及海相地层，下组合地层为志留系至灯影组。建南地区产层主要分布在三叠系嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、黄龙组，志留系韩家店组、小河坝组。该地区地层压力大致分为几个系统：①侏罗系—三叠系低压漏失层；②三叠系气层；③二叠系较高压力气层及吴家坪的垮塌层；④石炭系的低压气层；⑤志留系韩家店组、小河坝组的高压气层；⑥寒武系三游洞组、覃家庙组上部的低压漏失层及覃家庙组下部的盐膏层。以现有的井身结构，不可能用套管将这些地层逐一封隔，因此在同一裸眼井段内存在着多套复杂地层压力系统。

2 井漏特点及原因分析

2.1 井漏特点

建南地区井漏主要有以下特点：①漏失层段不固定，从地表下至石炭系、志留系均有井漏的可能。②上部漏失压力极低，有的漏失通道与地表连通，井漏压力为零。③中、下部井漏层段非常破碎，井漏后往往带来井下复杂情况，同时漏失井段长，地层孔隙压力、漏失压力、破碎压力三者比较接近，给井漏的处理带来了较大难度。④同一裸眼井段存在着多个压力系统，且高、低压力层的压力系数相差悬殊，压力系统复杂，规律性差。⑤海相碳酸盐地层垂直型、大倾角型裂缝漏失、裂缝—孔隙漏失、溶洞漏失是钻井中最常见的问题。⑥裂缝发育，连通性好，开口尺寸大，且亏空层和水层并存。⑦存在压力敏感性地层，在蹩挤后，易形成诱导性漏失。

2.2 漏失原因

高陡构造的地质构造特征是井漏的重要原因。建南地区的主体构造都是褶皱强烈的高陡构造，由于褶皱的强烈运动，使较陡一侧的地层较为破碎，形成纵横交错的裂缝；如果同时受到拉伸张力的作用，则可能使裂缝扩展和延伸，形成更大的裂缝。其中，石炭系、二叠系是应力集中的层段，其轴部被多个断层切割，呈现出凹凸相同的格局，即上盘正向构造、中部断凹构造、下盘潜伏高带或背斜圈闭构造；如果地层埋藏较深，一般会出现微裂缝、小裂缝和中等裂缝，如果埋深浅，则可能出现大裂缝、大溶洞。在纵向上，地面构造与地覆构造之间往往发生偏移并形成裂缝，与断层有关的构造裂缝，其发育程度和宽度与断层性质、规模、断距有关。断层规模大，断层附近裂缝发育宽度越大；断距越大，断层产生的剪切应力越强，附近裂缝也就越发育；离断层越近的地层，裂缝越发育。由于鲕粒、生物礁在高温下形成天然气后，形成众多孔隙。复杂的地质构造运动和水的活动造成地下裂缝、溶洞纵横交错，在同一裸眼井段存在多个压力系统。建南地区地层倾角大，地层破碎，断层多，孔隙、裂缝、溶洞发育，产层多且压力系统复杂，井漏以裂缝性漏失最为常见。

3 堵漏技术难点

在建南地区近10年的堵漏施工中，存在以下难点：

1）找漏层困难。因裸眼井段长、漏失井段长、漏层多，使得无法准确判断漏层。

2）堵漏材料匹配困难，由于对漏失的特点、缝洞孔喉的大小、漏失通道的形态掌握不准，仅靠漏失量的大小来判断，所以堵漏材料的匹配较为困难。

3）堵漏浆密度难以准确确定。漏失压力窗口窄，塌、漏、喷同时存在，使得难以准确确定堵漏浆的密度。

4）堵漏材料缺乏广谱性。由于裸眼井段长、漏失井段长、漏层多、各漏失段（点）漏失特点差异大，高效、广谱的堵漏材料缺乏，使得材料选择余地小，堵漏工艺受限。

5）堵漏提高承压方案确定困难。井漏和承压能力低的井，往往需要同时解决井壁稳定、防漏、堵漏、提高承压等问题，加之邻区、井、层资料少且可比性不强，所以堵漏提高承压方案确定困难。

6）提高承压的极限受限。地层岩石本身强度低，地层岩石骨架胶结差，自身承受外力的能力低，而且其破裂压力与漏失压力接近，在较高的钻井液液柱压力作用下容易被压裂。一旦被压裂将大幅度降低其承压能力，所以提高承压有一定的极限。

7）溶洞型井漏堵漏困难。若碰上大溶洞情况，堵漏几乎不可能，只能靠套管封隔。

4 克服窄安全密度窗口的对策

4.1 堵漏与提高承压的思路

1）优化井身结构，减轻提高承压的压力。在建南地区钻井应从井身结构、套管程序方面入手，尽可能将上部低压层与下部高压层分开，以减轻提高承压的压力。合理的井身结构是安全施工的前提条件，要充分体现每一层套管的作用，尽量封隔住高压气层上部的易漏地层；对于上漏下喷的井，须在对漏层进行有效的封堵并使其具备一定的承压能力后，方可钻开下部的高压层；钻遇高压气层时，若因地层岩石强度不够地层承压能力无法提高的，应采用高密度随钻堵漏浆钻进。

2）利用测漏仪准确测定漏层的井段，以减少堵漏的盲目性，提高堵漏效率。

3）解决上部地层的井漏及垮塌问题。钻至嘉陵江组嘉二段前采用空气钻井法，可较好地解决建南地区上部地层因井漏引起的堵漏时间长的问题。对于上部井漏地层，应采取钻开一层封堵一层的方法，采取积极的堵漏措施，利用桥塞堵漏和注水泥堵漏相结合的方法，保证上部地层在堵漏后具备一定的承压能力，为使用较高密度钻井液钻开下部易垮塌层创造条件，从而在防漏条件下有效防止地层垮塌。

4）应用屏蔽暂堵技术。对于飞三段这种地层压力系数低而孔隙发肓好、极易发生漏失的产层，可应用屏蔽暂堵产层保护技术，在钻进过程中对其进行有效保护，同时使其具备一定的承压能力，为安全钻开下部产层创造条件。

5）实施高密度随钻堵漏浆钻进技术。对于地层压力高，但承压能力难以提高的地层，在钻进中可采用高密度随钻堵漏浆钻进。

7）固井前提高承压。固井前采用桥浆或非渗透抗压处理剂（KSY）提高承压后能保证水泥浆返至地面，以提高固井质量效果。

4.2 防漏堵漏措施

根据不同地层的漏失特点，应采取不同的防漏堵漏措施。对于上部承压能力要求不高的渗漏地层，应采取加入随钻堵漏剂和静止堵漏相结合的办法；对于要求承压的渗漏地层，应采取加入随钻堵漏剂和小颗粒堵漏剂的桥浆进行封堵并适当蹩压的方法；对于要求承压的裂缝性地层，应采取加入复合堵漏剂的桥浆进行封堵并蹩压至所要求的承压值的方法。其具体措施为：

1）对于漏速低于15 m3／h的渗透性漏失，使用QS-2、FT-388等填充材料及DF-1、SDL等细颗粒堵漏材料进行随钻堵漏。

2）在目的层出现渗漏时，使用屏蔽暂堵剂对漏层进行封堵。

3）对于因密度窗口窄而出现的漏失，采取静止6～8 h、适当降低钻井液密度、降低钻井液的结构强度、减小排量降低环空返速、起下钻时放慢速度的措施，以减小激动压力来平衡漏失。

4）对于漏速高于15 m3／h的裂缝性漏失，选择使用桥浆、水泥浆、桥浆+水泥浆对漏层进行封堵。

5）针对裸眼地层承压能力不足的问题，根据地层特点，通过提高桥浆钢性多棱角材料的尺寸及浓度，丰富堵漏材料的几何形状及添加钢性可溶纤维粒子等措施优化桥浆的配方，以提高裸眼井段的承压能力。

2.3 两组患者不同时间点的体质量及血清渗透压变化趋势 结果(图1)表明：治疗后1～7 d，两组患者的体质量均呈下降趋势(托伐普坦组：F=20.744，P<0.001；标准治疗组：F=12.097，P<0.001)；托伐普坦组体质量下降幅度高于标准治疗组(F=13.69，P<0.001)。治疗后1～7 d，标准治疗组患者血清渗透压呈下降趋势(F=2.394，P=0.042)，托伐普坦组患者血清渗透压呈上升趋势(F=4.660，P=0.003)；托伐普坦组的总体血清渗透压高于标准治疗组(F=15.82，P<0.001)。

6）在喷漏同存、不具备起钻条件的情况下，采用DF-1、SDL、ZD-1等细颗粒堵漏材料，然后逐步加大尺寸、丰富形状、提高浓度，再通过控制一定的回压或提高钻井液密度的方法逐步提高地层的承压能力。

4.3 桥浆堵漏工艺措施

堵漏方法确定后，在堵漏剂的选择上应根据地层裂缝的大小选择合适的堵漏材料；桥浆的配方应考虑不同粒级、不同形状、不同硬度及变形粒子的合理搭配；堵漏材料的浓度应根据漏失速度来选取。主要桥浆堵漏配方见表1。

在堵漏工艺上，应采用桥浆＋水泥堵漏，并适当蹩压，通过优质（致密、高强度）内、外滤饼的形成，达到提高地层承压能力的目的。具体过程为：①根据漏速、地层岩性、钻时变化、前期施工情况准确判断漏失层位。②根据漏速确定桥浆配方。③起钻换光钻杆（若不具备起钻条件可在调整桥浆配方的前提下使用原钻具）。④配制桥浆，用原浆作为基浆或配制与原浆性能相当的钻井液作为基浆，配制量为封堵井段井眼的容积附加10～15 m3。⑤注桥浆，将所配制的桥浆全部注入。⑥替钻井液，精确计量替换量，保证桥浆能填充预计封堵井段。⑦起钻，将钻具起出桥浆面，若井况不具备长时间起钻的条件，可考虑将钻具起离井底一定的高度，并确保钻具安全。⑧关井憋挤，小排量间断憋挤，憋挤压力以后期施工可能达到的井底压力为依据，憋挤时间不少于6 h，憋挤量一般为2～5 m3。⑨若憋挤时难以起压，说明桥浆粒径偏小，需调整桥浆配方重新施工或配合水泥浆重新实施堵漏施工；若憋挤压力难以达到预期值则应先立足用原浆建立循环，再进行提高承压施工。

表1 桥浆堵漏配方表

5 现场试验与效果分析

根据建南地区上组合井漏地层主要分布在自流井组、须家河组、嘉陵江组、飞仙关组，以裂缝漏失为主，以及下组合主要分布在覃家庙组的特点，现场堵漏主要采用以下几种方法：①桥浆堵漏；②水泥堵漏（普通水泥、快干水泥、胶凝水泥、纤维水泥）；③桥浆＋水泥堵漏；④胶凝堵漏剂（HALS）堵漏；⑤KSY承压堵漏；⑥随钻堵漏浆（普通随钻堵漏浆、刚性颗粒随钻堵漏浆、高密度随钻堵漏浆）堵漏。

在堵漏方法上以桥浆、桥浆＋水泥堵漏为主，现场实践证明这两种堵漏方法易于操作，成本较低且效果明显。但在深井阶段，由于地层温度较高，桥浆堵漏剂难以满足抗高温要求，材料中硬质堵漏材料的含量须适当增大。在建深1井覃家庙组的提高承压过程中，采用刚性颗粒随钻堵漏材料，较好地解决了高温对常规堵漏材料的影响。另外，当在破碎地层采用复合堵漏剂堵漏，地层承压能力难以提高时，采用KSY来提高承压力的效果较好。如龙8井在提高承压过程中，使用复合堵漏剂堵漏3次，承压能力仍难以提高，后改用KSY一次性将地层承压提高到设计要求。对固井质量要求较高的井，在下套管前对地层进行提高承压作业，能有效防止漏失，提高固井质量。建平7井、龙8井、三星1井下套管前进行提高地层承压施工后，固井施工中均无漏失现象，而其他未进行提高承压的井则普遍在固井时发生井漏。

6 结论

1）KSY具备较高的堵塞强度，工艺简单，现场操作方便，但牢固程度不够，容易在后续作业过程中被破坏，其堵塞持久性差的特点已在多口井的堵漏作业中有所体现。然而对于下套管前的堵漏则非常适合，可起到立竿见影的效果，但是成本较高。在对地层承压要求不高的情况下，采用桥浆堵漏也能收到很好的效果。

2）通过对建南构造几口井堵漏施工经验的分析，认为在堵漏剂的选择上应根据地层裂缝的大小来选择合适的堵漏材料；对于含多个漏失层的井，应发现一层堵死一层，以免在下部井段再发现井漏时无法判断漏失层；在堵漏工艺上应采用桥浆+水泥堵漏相结合并适当蹩压，以提高地层的承压能力。由于揭开高压层后还会继续钻进。因此，所形成的堵塞强度和牢固程度是承压堵漏成功与否的关键；对因地层岩石本身强度低而承压能力难以提高的，可采用随钻堵漏浆钻进。

［1］刘四海，崔庆东，李卫国.川东北地区井漏特点及承压堵漏技术难点与对策［J］.石油钻探技术，2008，36（3）：47-51.

［2］关义君.桥浆承压堵漏关键技术［J］.西部探矿工程，2006（5）：27-31.

（编辑：蒋龙）

TE282

A

1673-9035（2010）05-0058-04

10.3969／j.issn.1673－9035.2010.05.019

2010－06－17

2010－09－14

*本文为中国石化集团公司先导项目“鄂西渝东海相深井钻井技术研究”（编号：JKZ0306005）、中国石化集团公司项目“分支井钻井技术先导试验”（编号：SG0984）的部分研究成果。

张良万（1964－），硕士，高级工程师，从事钻井与科研管理工作。E-mail：zhanglw9757@163.com