古潜山裂缝性漏失井固井技术应用

王春才，王建东，田思雨

(天津中油渤星工程科技有限公司 天津300451)

在古潜山油气藏中，裂缝性油气藏占有非常重要的战略地位。特别是在变质岩和火成岩为基岩的潜山中，构造裂缝是主要的油气储集空间。在潜山油层钻进过程中多数井发生了钻井液漏失，漏失量为100～10,000,m3不等。一般情况下，在固井施工前进行堵漏，将所有漏失风险降到最低，避免在固井过程中再次发生漏失。但钻进过程中发生漏失的井位在固井施工时的风险依然存在，且影响较大，因此分析古潜山裂缝性油气藏漏失原因，研制专门的固井技术指导固井施工，对解决古潜山固井漏失，提高固井质量具有重要意义。

1 古潜山裂缝性油气藏漏失机理

漏失发生需具备以下 3个条件：①地层中有孔隙、裂缝或溶洞，使流体有通行的条件；②井筒内液柱压力大于地层孔隙中的流体压力，在正压差的作用下，发生漏失；③地层破裂压力小于井筒液柱压力和环空压耗或激动压力之和，压裂地层从而产生漏失。由于裂缝存在的形态复杂多样，漏失机理呈多样化，使得裂缝漏失性储层保护技术成为全球性难题之一。

根据古潜山的岩性特征分为变质岩储层潜山、火山岩储层潜山、碳酸盐岩储层潜山和碎屑岩储层潜山。按照漏失通道形成的原因，古潜山裂缝性油气藏漏失类型可分为自然通道和人为通道两大类：①自然裂缝性漏失。在古生代、太古代、元古代的变质岩因受变晶、构造运动、物理风化和化学淋溶形成裂缝和孔隙，构成漏失的通道。火山岩由于岩浆喷发、溢流、风化作用等结晶构造运动等因素在熔岩内形成了孔隙和裂缝，构成了易发生漏失的通道；碳酸盐层经过长期地下水的溶蚀、冲蚀作用形成大大小小的地下溶洞和暗河，强烈的构造作用又会产生纵横交错的裂缝，其开口由几厘米到几十米不等。钻进过程中，钻遇自然裂缝性发育的岩石时形成自然漏失，钻遇破碎性岩石常会发生随着井下憋跳、钻速加快等现象，使井内压力过大、结合力较弱的地层产生裂缝，当工作液液柱作用于井壁地层的动压力超过地层裂缝内流体压力，并且井壁与裂缝系统连通时即可发生天然裂缝性储层漏失。其漏失程度取决于井筒动压力与地层孔隙压力的差值、天然裂缝的发育程度及连通状况、裂缝宽度和长度、漏失通道内流体的流变性等。虽然有时储层中天然裂缝系统未与井筒连通，一旦产生诱导裂缝，储层同样会因产生的诱导裂缝将天然裂缝与井筒连通而发生严重漏失。②人为裂缝性漏失。储层本身并不存在漏失通道，但由于井下地层压力系数低或地层破裂压力低，井眼压力高于地层破裂压力时，在井眼周围地层中诱发出裂缝导致井漏。主要原因为地层压力体系紊乱、施工措施不当导致压漏地层，而出现人为裂缝性漏失，裂缝性漏失通常漏速在20～100,m3/h。常见人为裂缝有钻具振动缝、应力释放缝和人为压裂缝(应力敏感缝)。钻具振动缝和应力释放缝通常不会引起严重的工作液漏失。

2 古潜山裂缝性油气藏防漏固井技术

2.1 古潜山裂缝性油气藏防漏技术关键

古潜山油气藏地层中裂缝、溶洞极其发育，天然裂缝防漏关键在于根据地质设计和钻进压力显示，准确了解断层、裂缝位置，精确预测裂缝宽度，及时调整工作液性能，提高储层承压能力，尽可能地提高储层安全密度窗口。

古潜山油气藏由于长期风化，表层的承压能力严重降低，极易产生人为裂缝。人为裂缝防漏关键在于降低液柱密度、调整流变参数或开泵措施等方法，减少激动压力和环空压耗。一旦产生人为裂缝，必须在短时间形成封堵带，阻止裂缝的进一步延展，提高储层破裂压力和裂缝重启压力，阻止或减少漏失。

由前述分析可知，如果天然裂缝性储层漏失处理得当，则产生人为裂缝性储层漏失的机率就会大大降低。因此应将裂缝防漏作为系统性工程，钻井、下套管、固井等环节都应充分考察邻井地质资料，掌握地层破裂压力较低，易坍塌、易漏失的薄弱地层，预防裂缝性漏失产生，以确保施工安全顺利。

2.2 古潜山裂缝性油气藏防漏技术措施

2.2.1 优选固井工艺

根据现场具体钻井情况，确定固井工艺。对于井况复杂的井，可采取以下几种特殊工艺，但由于特殊工艺设备在设计上较为复杂，存在出现问题的几率，一般优先考虑常规固井工艺。

①分级注水泥工艺。古潜山油气藏由于地层比较薄弱，对于封固段较长的井，水泥浆液柱压力较高，漏失风险很大，可以采用分级注水泥工艺，先封固下部薄弱地层，再封固上部地层，可以有效防止固井发生漏失。但分级注水泥的第一级固井，要求水泥浆封过潜山顶界面。如果潜山界面卡得不准或高角度裂缝的影响造成水泥浆漏失，可能形成第二级注水泥施工水泥浆液柱压力高于地层压力造成漏失导致工艺失败。因此在考虑分级固井工艺施工的井位，必须对分级箍下入位置严格审查。

②漏层顶部注水泥工艺。对于底部严重漏失的井，如裂缝性、溶洞性漏失，先期堵漏后承压能力仍然有限，可以采用顶部注水泥工艺。对产层易漏失的井，可以采用筛管顶部注水泥工艺，产层段下入筛管，然后封固上部环空。产层下部有漏层的，可采用漏层顶部注水泥工艺。

③膨胀管封漏层工艺。如裸眼中部存在无法处理的漏层，可先在漏层段下入膨胀管后涨开，使之贴在裸眼漏层段井壁，用水泥浆替代泥浆或者水来胀封管外封隔器，实现封堵漏层，然后再下入套管固井。

2.2.2 优化浆柱体系

①堵漏隔离液。为了增强防漏效果，提高顶替效率，改善界面胶结，在隔离液中加入适量、适当形状的堵漏材料，使隔离液具有一定的堵漏性能；调整隔离液的流变性能，使其粘度适中，高温下不过分稀释，具有较好的悬浮功能和一定的触变性。

②水泥浆体系。针对不同区块固井采用不同的水泥浆体系，防止固井过程漏失的发生。结合古潜山裂缝性油气藏漏失现况，根据紧密堆积理论设计了高强低密度水泥浆体系和防漏增韧水泥浆体系。

高强低密度水泥浆体系利用合理的物料颗粒级配并通过改善物料的表面性质，减少物料颗粒间的充填水和表面的润滑水，提高单位体积水泥浆中固相，形成更加致密的水泥石；通过超细矿物材料之间的物理化学作用等手段，提高低密度水泥浆的力学性能。防漏增韧水泥浆体系添加由长度小于 12,mm特种纤维组成BCE-200S和助防漏剂组成的防漏外加剂。

2.2.3 辅助技术措施

①通井防漏技术措施。避免隋性物理堵塞型堵漏剂暂时屏蔽的漏层在下套管和固井注前置液时裸露，再次漏失，因此，通井过程必须充分、彻底，以钻进时最大安全排量充分循环，确保井眼畅通、清洁，提高井壁稳定性。

②下套管作业技术措施。控制下放速度，减小激动压力，以防止增加薄弱地层或漏失层段的激动压力，造成漏失。对于漏失严重的井，下套管前做充分堵漏处理。如下套管途中出现漏失，下套管完毕后使用钻井液进行堵漏，确保井眼稳定。

③变排量顶替技术。起初采用高速追赶顶替，追上水泥浆后，适当降低排量，低速碰压，既防止在替泥浆时因激动压力过大，压漏地层，又控制了水泥浆在理想状态下塞流上返，达到良好的顶替效果。

3 现场应用

CBG7-5井处于埕北古7块，太古界岩石裂缝非常发育主要为网状缝和成组缝，在2,193～2,801,m钻进过程多次发生漏失，累计漏失钻井液662.75,m3，打开潜山地层且封固段 1,500,m。针对本井的复杂情况，由于先期堵漏效果较好，采用常规单级固井工艺。下套管期间严格控制下放速度，观察返出情况没有发生明显漏失，下完套管0.4,m3/min小排量顶通顺利，缓慢逐步提高循环排量，漏失不明显。采取循环自然堵漏的措施，控制循环排量最高提至1.6,m3/min，充分循环至液面稳定，从胶结质量、施工安全考虑，选用冲洗液+隔离液+水泥浆的浆柱结构。实际注入堵漏隔离液 16,m3，冲洗液 6,m3，注1.70,g/cm3领浆特种纤维水泥浆 32,m3，注 1.88,g/cm3领浆 35,m3，替钻井液 66.56,m3，通过变顶替排量顶替技术保证替浆泵压不超过10,MPa，碰压明显，稳压压力不降，放压不倒返。电测显示，水泥实际返高1,550,m，满足设计要求；1,900,m 至井底声幅在 10%,以内，1,550～1,900,m 声幅在 20%,以内，固井质量合格。固井结果表明，采取的防漏技术达到了预期效果，保证了此次固井施工的顺利进行和固井质量。

4 认 识

古潜山裂缝性油气藏漏失机理复杂，防漏是该类型油气藏重要技术难点；其漏失机理和防漏工艺对预防裂缝性油气藏漏失具有重要意义。技术工艺、体系选择面广，可根据不同井型合理挑选适当的固井措施。该技术在CBG7-5井的成功应用为古潜山油气藏防漏指明了方向，但由于应用井位不足，该技术还需进一步研究分析。■

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