塔里木山前构造克深某区块盐膏层井漏技术处理

任保友，刘锋报，徐兴梁，罗威

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500；2.中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒841000）

克深某区构造带属于塔里木山前地区库车坳陷克拉苏构造，第三系盐膏层普遍发育，岩性复杂，在钻探施工过程中经常发生井漏现象，常规钻井技术难以保障井下安全。针对盐膏层高密度钻井液漏失形成了一套单项集成技术。通过前期现场试验形成的，解决盐间及目的层的漏失问题，具有较好的实用性。形成了较成熟的山前防漏堵漏技术体系，降低了对油气层的伤害，提高了地层的承压能力，缩短了钻井周期。针对以上的钻完井液面临的难题，有必要开展持续的攻关，解决生产技术难题，保障深部地层勘探开发的需要。

1 克深区块井漏统计与地质特征

1.1 克深某区块漏失情况统计

2013～2016年，统计显示库车山前克深某区近4年共完钻井70口余井，漏失井平均单井漏失钻井液671.51m3，平均单井损失时间281.14h。平均91%的井会发生漏失，漏失主要发生在盐膏层，占全井段的53.4%，其次是目的层漏失，占34.7%。

1.2 克深某区地质特点

根据对地质录井资料和测井资料的综合分析，库车山前复合盐层属于古近系地层，盐层分布在1526～7945m，最大厚度3914m，预测地层孔隙压力系数自新近系康村组底部开始升高为异常高压，为1.25g/cm3左右，至库姆格列木群地层孔隙压力升至最高为1.96g/cm3，从上至下细分4个岩性，依次是泥岩段、膏盐岩段、白云岩段、膏泥岩段。地层破裂压力当量钻井液密度为2.30～2.45g/cm3，而盐间高压盐水，压力系数最高2.47，盐间最高钻井液密度2.55g/cm3，钻进盐层时无法实现近平衡钻进，对钻井液密度难以把控，同时增加了井漏卡钻的风险。预计本区钻探风险将在古近系库姆格列木群钻遇膏盐岩地层，岩性为巨厚白色膏盐岩、石膏、膏质泥岩与厚层褐色泥岩不等厚互层，分层性较强，偶夹薄砂层，中下部见区域性标志层白云岩。盐层厚度较大，埋藏深，邻井在钻达此层段出现溢流，本区段存在高压盐水层，注意预防溢流、井漏卡钻等事故。该地区已钻井表明，盐层分布的深度、厚度纵横向差异大。导致地层速度纵横向变化剧烈，在速度场建立的过程中还存在不确定因素，造成安全和钻井压力窗口窄、井漏、溢流等复杂情况，由于该区浅层砾岩、膏盐岩发育，膏泥岩段过程中可能钻遇反冲断层，钻遇多套膏泥岩段岩性组合。因此，设计的构造形态、层位预测可能与实钻存在一定的差异。

2 堵漏技术难点分析

2.1 盐膏层盐间富含薄弱层，在高密度钻进中超出井段安全承压能力

在常规盐膏层不用担心井漏问题，由于该地区复合盐膏层岩性与矿物组成复杂，在同一井段存在不同地层压力系统，若共处同一密度钻井液压力维持下，难以保证地层失稳、井漏等问题，通过堵漏等方法提高盐间地层的承压能力。就盐膏层的物理及化学性质看，纯盐或纯膏层不存在漏失条件，但当出现泥岩、砂岩或泥岩与盐共生的情况时，由于井壁的均质性受到破坏，承压能力降低，发生漏失的可能性增大，因此如何避免这种现象有待于进一步探索[1-2]。对于超高压高产盐水层中的裂缝以及膏泥岩弱薄弱的胶结面，地层本身承压能力较弱，高密度的钻井液必然会引起盐间薄弱地层漏失，若在高压差条件下，物性较好、渗透性较强、欠压实砂岩，则表现为孔隙发育地段极易发生漏失，例如在X4井段库姆格列木群（E1-2Km）6616.0～7714.5m，钻厚1098.5m。在该层泥岩段、膏盐岩、膏泥岩段、底砂岩段都夹薄层泥质粉砂岩、粉砂岩和盐岩条带，特别是底部中厚层状灰褐色细砂岩、膏质细砂岩（各一层）、含膏泥岩、粉砂质泥岩（各一层）为漏失高发井段。

在盐底薄层泥岩（或提前钻遇目的层）易发生恶性井漏。如克深X1井刚钻穿盐层底部进入白垩系巴什基奇克组7432.45m用密度为1.91g/cm3的油基钻进液发生井漏（漏失0.4m3，漏速12m3/h），随后钻进7440m后又发生井漏，调整钻井液降密度处理1.82g/cm3并配合随钻堵漏剂堵漏成功，本次累计漏失油基钻进液93.1m3。

2.2 钻进液密度窗口窄，井漏溢流并存

塔里木油田山前构造高压盐水层压力梯度高，高压盐水层分布无规律性，钻进过程中难以预测盐水层，同一裸眼段的安全密度窗口窄，裂缝、微裂缝发育，导致溢漏同存现象频繁，井漏和溢流交替，钻井液漏失严重，处理过程复杂，存在较大的井控难题。高压盐水层一般集中于抗张能力低、胶接弱面的粉砂岩中，想要提高薄砂层的承压能力就难以保证井底不漏失，很难找到维持压力平衡密度区间，盐膏层发育高压盐水层，盐水溢流后，维持更高钻井液或压井液密度，致盐下异常高压形成的高压非构造裂缝，加剧了薄弱层的漏失。伴随盐水入浸、井漏的反复，此过程中往往会造成钻井液的严重污染，引发井下的复杂，甚至造成井下发生恶性卡钻。

在克深X5、X3、X4井钻进盐层时均出现高压盐水层溢流压井后出现的井漏，克深X5井钻进至井深6975.28m，发现溢流，采用相对密度2.58g/cm3油基钻井液及浓度15%堵漏钻井液边渗漏边钻进至井深7229m。井段7148.58～7229m，漏失钻井液3次，累计漏失201.0m3，节流循环压井成功后,开始实施盐间高压盐水层放水泄压。同样在X3钻进至7175.79m膏盐岩段下部循环钻井液时发现溢流，压井时发生井漏；井段7234～7433.34m膏盐岩段下部钻进时发生井漏。

3 盐间及盐底薄弱层漏失治理技术

3.1 钻井液体系选择

高密度抗高温油基钻井液是以柴油为基础油，采用了抗高温的乳化剂、润湿剂、亲油胶体等主要添加剂形成的油包水型高密度油基钻井液体系。适用于高难度深井、超深高温井；强水敏性泥岩地层；大段含盐膏地层，高压力系数地层等。该体系主要优点有抗高温性；抗污染性；润滑性；对高压页岩地层，可以更低密度钻进等。

该钻井液技术是为了解决山前7000m左右埋深盐膏层及大段盐膏层而引进的新技术。该技术在X2井应用，解决了超深盐膏层钻井、溢漏同存、“三高”钻井液技术等诸多难题，保障了该井成功钻至8023m。该技术的应用，避免了因盐底井漏而易发生的卡钻事故，增强了X2、X6等井目的层易垮塌井段的井壁稳定性，克深区块的盐膏层、目的层机械钻速大幅度提高，井身质量得到明显改善，使钻井液的总体成本得到大幅度下降。

3.2 高密度控压钻井

控压钻井主要是用于解决窄安全密度窗口带来钻井时出现的“喷漏同层、喷漏同存”的复杂事故有显著的效果，因为作业时采用闭式压力控制系统，更适合于控制井涌、井漏，通过动态压力控制或自动节流控制，可以快速控制地层流体侵入井内，安全性高[3]。控压钻井起源于欠平衡钻井，控压钻井属于过平衡钻井，通过精确控制钻进、起下钻作业过程中的环空压力剖面，保持井底压力大于或等于地层的孔隙压力，限制了地层流体的溢出[4]。使井筒压力保持在地层孔隙压力与破裂压力区间，进行平衡或近平衡钻井，控压钻井主要通过对井口套管压力、流体密度、水力摩阻等的综合控制，非常适宜孔隙压力和破裂压力窗口较窄的地层作业[5]。

X3、X4井钻遇高压盐水层（密度2.59g/cm3），采取控压钻进方式（控压0.5～2MPa），成功钻进至中完井深，避免了再压井提密度发生井漏。X3钻至7234m，密度2.58g/cm3，循环发现液面上涨0.9m3，循环后更换旋转控制头旋转总成，静止3.5h后循环发现溢流0.9m3，提密度至2.59g/cm3循环漏失20m3。配合随钻堵漏泵入相对密度2.7g/cm3的重浆，控制套管压力（2～3MPa），循环排重浆完成后接单根关旋转控制头、后续采用不提密度压井控制套压0.5～1MPa钻进，原密度控压0.5～2MPa（带旋转控制头）钻进，每天漏5～9m3，顺利钻至中完。

3.3 常规桥堵技术

控压钻井技术的成功应用减少再压井提密度后井漏发生的概率，但在控压钻井期间针对盐间薄弱层承压堵漏工作不容忽视，引起高压盐层井漏的原因既有压差性漏失，也有诱导性漏失和压裂性漏失，集中在盐下异常高压形成的高压非构造裂缝；膏泥岩弱的胶结面、薄弱的膏泥岩层[6]；超高压高产盐水层压裂盐膏层中的裂缝，以及人为提高承压能力而致地层压裂的井漏。当前处理井漏最广泛应用的是桥接堵漏技术，通过用固体颗粒堵塞裂缝孔隙通道，在漏失孔道中起架桥和支撑作用，改变不同颗粒极配，可以在不同尺寸的裂缝孔道中起到架桥和支撑作用，在裂缝中形成稳定封隔区域阻止钻进液漏失。

X3井在钻进7433m时发生井漏失返，该次漏失先后堵漏3次，先前2次堵漏调整浓度，材料选取，颗粒极配，再次失返性漏失，最后研究决定选取堵漏配方：8%GT-4+4%GT-3+4%GT-2+2%GT-1+3%核桃壳（粗）+6%核桃壳（中粗）+4%雷特超强堵漏剂+1%雷特酸溶堵漏剂成功堵漏，加入雷特超强堵漏剂，提高了堵漏成功率，节约了生产成本。

X4井钻进至井深7040m钻进发现井漏（排量16L/s,漏失油基钻井液1.2m3,漏速6m3/h），降排量至6L/s循环观察,不漏（地面配制KGD随钻堵漏钻井液32m3,浓度9%KGD-2+3%KGD-3），泵入随钻堵漏钻井液20m3循环（排量6L/s,泵压6MPa）。短起至井深6724m，关井求压（套压0↗0.6↘0.5MPa,立压0↗1.1MPa,地面配制堵漏钻井液30m3,10%KGD-3+6%KGD-2+4%KGD-1+0.5%雷特+4%SQD-98细+3%核桃壳（中粗）+0.2%雷特纤维），试挤（泵入钻进液1m3,立压0.5↗4.5↘2.8MPa,套压1.1↗2.3↘2.1MPa），泵入堵漏钻井液20m3至21:10替钻井液45.5m3完至23:45关井、正挤钻井液24m3（排量2～3L/s,立压6.8↘4.3↗4.4MPa,套压3.2↘2.5↗2.6MPa），停泵观察（立压4.4↘2.6MPa,套压2.6MPa未变），开井循环（排量11L/s,立压10.5MPa,漏失油基钻井液0.4m3,漏速2.4m3/h,降排量至7L/s,立压7MPa,不漏）。其余井漏情况如表1所述。

表1 克深某区盐膏层堵漏经过

通过对克深某区库姆格列木群的堵漏施工总结，根据现场多次堵漏失利总结教训，不同漏失性质选取桥接材料合理的比例，提升堵漏浆浓度和级配复合使用得到良好的效果。通过对雷特堵漏材料的引进提高承压效果明显，封堵漏失层能力强，解决了高密度钻井液条件下常规堵漏技不能起作用的漏失问题，形成了一套具有代表性的山前防漏堵漏技术；桥接堵漏技术作为一种常规且经济方便的处理井漏方式，为塔里木山前高密度条件下堵漏提供有效有效解决方案。

3.4 放水降压技术

放水降压技术是针对高压盐水层通过控制环空液柱压力剖面，使地层盐水有控制的进入井眼，将其循环至地面进行处理或分离的技术[7]。放出高压盐水之后，改变了地层压力系统，使井段的压力非均向变得均一，降低了地层压差范围，有利于后续固井，提高承压测试，降低井漏和溢流风险，改变了窄密度窗口下喷漏同存的限制条件。

X5井采用相对密度2.45g/cm3油基钻井液钻进至井深6975.28m，发生高压盐水溢流0.5m3，套管压力11MPa,泵入2.58g/cm3压井液，出口密度2.45↘2.40↗2.58。最后采用相对密度2.58g/cm3油基钻井液节流循环压井成功。钻进至7159m与7226.5m渗流，采用相对密度2.58g/cm3油基钻井液及浓度15%堵漏钻井液（2次共40.0m3）边渗漏边钻进，钻进7229m发生漏失（6m3/h），进行常规堵漏，总共漏失3次，累计漏失201.0m3。停泵观察，出口未断流，开始实施盐间高压盐水层由被动放水改为主动放水泄压。关井观察套压稳定在3.1MPa，控压放水,节流阀全开（排量8↘7↘6L/s,立压5.2↘4.8↘4.2MPa,放水速度1.2↘0.8↘0m3/h）,累计放水1.8m3,观察（套压2.1MPa稳定）。停钻重复作业排水33d，钻井液密度由2.58g/cm3降至2.40g/cm3，总计排水18次，排水215m3，顺利钻进至中完井深，盐底卡层也未发生漏失。

采用放水降压工艺，可降低泥浆密度，但要注意3点：一是控制好压力逐步放水，减少地层压力波动过大而影响井壁稳定，过量的盐水污染会使油基钻井液的油水比失衡，改变了钻井液流变性与稳定性，同时影响裸眼井段受盐水浸泡而失稳定；二是只能针对定容盐水有效（透镜体型闭圈）；三是油基泥浆条件下。

4 认识与结论

（1）针对库车山前的盐层复杂地质的漏失问题，形成了一套控压钻井与放水降压、常规桥堵技术的单项集成配套一体化技术，具有广泛的实用性，值得推广应用。

（2）在盐膏层钻进过程中，要精准预测好地层压力，衔接好不同层段连续性钻井工作，调整钻井液密度，防止井漏与溢流。

（3）根据地震资料对地层孔隙压力和地层破裂压力预测，正确进行井身结构和套管程序设计。同一裸眼井段内，避免有喷漏同存的地层存在，应用动平衡压力快速钻穿高压盐水层，提高钻进效率。

（4）在钻开高压层之前，应先加重钻井液，试验地层承压能力，钻遇高压层发生溢流时，要立即关井检查，发生入侵和溢流将会对高密度钻井液产生严重污染，若未能及时关井压井要将溢流循环出来。

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[6]查磊.塔中碳酸盐岩储层密闭循环钻井技术研究[D].西南石油大学,2011.

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