奥陶系灰岩地层放空段堵漏技术

王伟志， 刘金华， 李大奇， 王西江， 汪 露

(1.中国石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆 轮台 841600； 2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

漏失是影响钻井安全和钻进速度的一个重要因素，处理不当会造成巨大的损失。奥陶系灰岩地层溶洞发育，钻进过程中发生放空性漏失的可能性较大。由于放空井段长，漏失通道尺寸大，单独的桥接堵漏材料难以在漏失通道内架桥，不能有效封堵该类漏失层。最有效的办法就是利用固结类堵漏方法或者利用工具类堵漏方法[1-6]。目前，适用于深部高温漏失层的堵漏工具少，也鲜有应用报道；利用固结类方法封堵深部奥陶系灰岩地层放空段的成功案例也不多，需要进一步深入研究。

1 托普187井奥陶系灰岩地层漏失情况

1.1 井况介绍

该井为五开制水平井，漏失井段为五开井段，岩性为奥陶系灰岩，漏失时井身结构如下：二开9in(1 in=25.4 mm，下同)套管下深0～5529.8 m，三开8in套管下深5529.8～5665.59 m，四开5in套管下深5665.59～6252.76 m，五开钻头尺寸为4in。

1.2 漏失及前期堵漏过程

托普187井钻进至6328.88 m发现漏失，漏速2.1 m3/h，钻井液密度1.32 g/cm3，定向钻至井深6332.43 m，放空0.98 m，井内失返，环空液面825 m。起钻更换常规钻具强钻至6334.51 m。强钻前下钻至3300 m井口开始返浆，静止观察30 min，液面在井口，循环一周，漏速2.8 m3/h；下钻至6323 m，循环，漏速3.12 m3/h；冲划至井深6329.45 m，失返，泵压由14 MPa降至8 MPa，继续冲划至井深6333.41 m，期间井口不返浆，且扭矩逐渐增大，冲划到底后，上提悬重增加20 t。

冲划到底充分循环后，起钻，下光钻杆进行桥接堵漏。配制桥接堵漏浆45 m3，配方：钻井液+4%超细碳酸钙(填充)+1%坂土粉(悬浮)+4%SQD-98(细)(纤维拉筋、填充)+2%SQD-98(中)(纤维拉筋、填充)+2%SQD-98(粗)(纤维拉筋、填充)+4%CXD(细)(纤维拉筋、填充)+3%随钻(填充)+3%核桃壳(细)(架桥)+2%核桃壳(中)(架桥)+2%核桃壳(粗)(架桥)+1%云母(细)(填充)。下钻期间，环空液面最深1145 m，在6030 m泵入堵漏浆34.3 m3，替浆48 m3，井口未返浆，堵漏施工期间泵压为0 MPa；继续配制堵漏浆45 m3，堵漏施工前井内环空液面806 m，泵入堵漏浆31 m3，替浆33.3 m，井口返浆，关封井器，泵入钻井液13 m3，立压由0上升至11 MPa，继续泵入钻井液21 m3，最高立压15 MPa，停泵后降至6.1 MPa，稳压30 min，压力未降，开井泄压返吐0.7 m3，再次关井，环空泵入2.5 m3，憋压至6.2 MPa，稳压1 h，压力未降，泄压，返吐0.7 m3。下钻至6149 m，循环，无漏失。下钻至6320 m，后冲划至6331 m，井口失返。

2 堵漏难点及思路

根据漏失层岩性及前期堵漏经过，认为该井堵漏存在如下难点。

(1)承压要求高。漏失后环空液面最深1145 m，按钻井液密度1.32 g/cm3计算，漏失压差达14.8 MPa，普通桥接材料抗压差难以满足要求。

(2)对堵漏材料抗温要求高。按地表温度10.5 ℃、地温梯度1.95 ℃/100 m计算，漏层处温度在133 ℃左右，核桃壳等普通桥堵材料抗温难以满足要求，高温下会炭化，强度下降，影响封堵效果。

(3)堵漏材料易沉积堵住小井眼。井眼尺寸较小(Ø120.65 mm)，井斜30°左右，堵漏材料易在斜井段堆积堵塞井眼，导致堵漏材料无法进入地层，造成封堵成功的假象。

(4)井底有沉砂，处理不当，堵漏材料无法进入地层，难以成功封堵住漏失层。漏失后，强钻施工前井内液面可达井口，说明井底沉砂已经将漏失通道封堵住，造成不漏的假象，冲划至井底后，漏层再次暴露，井内再次失返。

针对该井存在的上述堵漏难点，提出了针对性的堵漏思路：(1)利用强滞留、高强度、抗高温的堵漏材料封堵漏失通道，提高高温下形成的封堵层的持续承压能力，保证堵漏成功；(2)由于井眼小，并且已经进入造斜段，为防止堵漏材料沉积架桥，采用固结类堵漏方法封堵漏失层，避免颗粒在斜井眼内堆积，堵漏材料不能进入漏失层进行有效封堵；(3)为避免沉砂封堵漏失通道，影响堵漏浆的封堵效果，再强钻5～10 m，留足沉砂口袋，保证堵漏浆进入漏失通道，提高堵漏成功率。

3 放空段漏失层堵漏技术

3.1 放空段漏失及封堵机理

根据漏失发生的三要素(压差、漏失通道和储集空间)，对放空段漏失层的漏失机理进行分析。放空段本身既是漏失通道，为井筒流体向地层漏失提供漏失途径，又是储集空间，可以容纳足够量的井筒流体。在这种情况下，只要井筒液柱压力大于地层压力，即P井>P地，就会发生漏失，如果井筒流体不能填满放空段连通的空间，就会一直发生漏失；即使井筒内流体填满放空段连通的空间，还需要储集空间内的压力足以支撑井筒液柱压力和循环压耗之和，漏失才会消除，如果储集空间在较高压力下继续扩大或连通更大的储集空间，则漏失还会继续发生(如图1所示)。针对放空段漏失层，需要通过堵漏在近井壁的漏失通道内建立起封堵层，封堵层的承压能力能够大于井筒压力和地层压力之差，才能满足正常钻进的要求，即P封>P井-P地，封堵层能够承受井筒压力和地层压力的差值，隔断井筒和地层，保证钻井液不会继续向地层漏失(如图2所示)。

图1放空段漏失示意图图2放空段封堵示意图

针对放空段漏失层，由于放空段空间尺寸远大于桥接堵漏颗粒材料的粒径，利用颗粒架桥在放空段漏失通道内架桥封堵漏失层可能性较小。桥接堵漏技术需要颗粒材料在漏失通道内“架桥”后才能达到理想的堵漏效果。Abrams提出的“1/3架桥规则”认为：桥堵颗粒的平均粒径应等于或略大于地层平均孔喉尺寸的1/3。罗平亚、罗向东等人在“1/3架桥规则”基础上提出的“2/3架桥规则”认为：桥堵颗粒的平均粒径应为地层平均孔喉尺寸的1/2～2/3[7-8]。由于放空井段一般较长，可能在1 m以上，按照现行的“1/3架桥规则”或“2/3架桥规则”，最大颗粒材料的粒径需要达到0.33或0.66 m才能形成“架桥”进而封堵住漏失层，受井筒和井内钻具水眼尺寸的限制，这么大粒径的材料是不可能输送至井下漏失层，因此，桥接材料封堵放空段漏失层是不现实的。

针对大的放空段漏失层，最有效的办法就是利用固结类堵漏材料或者利用工具类堵漏方法。固结类材料不受漏失通道尺寸的限制，可以封堵任意尺寸的漏失通道，前提是固结堵漏浆必须在漏失通道内滞留，在不被地层流体稀释或被稀释但不明显影响固结浆性能的情况下，失去流动能力、稠化，最后固结成封堵层。利用工具类堵漏工具时，需要强钻一定的深度，将漏失层完全暴露，然后下入膨胀管或者提前下入技术套管等工具，封隔漏失层后继续钻进。利用固结类方法封堵漏失层时，只要封堵成功，钻井施工会按原计划继续执行。利用工具类方法封堵漏失层时，如果用膨胀管，需要扩孔来满足堵漏施工要求，增加额外的工作量；如果提前下去技术套管，得重新调整井身结构，相应的钻具组合、套管等都要重新调整，钻井施工不能按原计划执行。对于放空段漏失层的封堵，现场还是尽量采用堵漏手段来解决，以满足继续钻进的要求，堵漏无效的情况下才会考虑工具手段。

3.2 化学固结堵漏技术

利用固结类堵漏技术封堵放空段漏失层时，封堵成功的关键因素之一就是滞留，堵漏浆只有滞留在放空段的近井壁处，才有可能在漏失通道内有效稠化、固结，进而形成封堵层。提高堵漏浆滞留能力可以通过以下4种方法实现：(1)利用堵漏浆与地层之间的相互作用，如电性吸附、极性吸附等，提高流动阻力；(2)调整堵漏浆密度，使之更接近地层压力，减少堵漏浆向漏失层内部流动；(3)控制堵漏浆稠化时间，堵漏浆进入堵漏通道后能够立刻固结并形成封堵层；(4)调整堵漏浆的粘度，加大流动阻力，堵漏浆进入漏失通道后，很高的粘度能够克服重力、密度差等因素引起的流动惯性，阻止堵漏浆持续向漏失通道深部流动，使堵漏浆滞留在近井壁地带。第一种方法可以通过调整堵漏浆的组分来实现，第二种方法可以通过控制密度来实现，这两种方法相对较容易实现。第三种方法需要严格控制堵漏浆的稠化时间来达到较好的封堵效果，稠化时间控制短了，在未进入漏失通道之前就稠化，导致后面的堵漏浆不能进入漏失通道，堵漏效果不好，如果在泵送过程中未出钻具就稠化，则会造成“灌香肠”事故；如果控制的稠化时间长了，会流向地层深处，不能在近井壁附近稠化，形不成有效封堵层，堵漏效果也不好。第四种方法可以通过调整堵漏浆的性能来实现，堵漏浆粘度高有利于滞留，但是过高的粘度会影响泵送，现场施工难度大。

化学固结堵漏技术具有滞留能力强、密度可调的特点，所用的化学固结堵漏浆由复合材料化学固结堵漏剂配制而成，化学固结堵漏浆配方为：水+150%～230%化学固结堵漏剂。化学固结堵漏剂是一种可固结的堵漏材料，由带正电的粘结剂、控制流型的调控剂、提高强度的凝固剂、控制稠化时间的引发剂和控制密度的调节剂组成。粘结剂能够与漏失通道表面的负电荷产生电性吸附，便于堵漏浆在漏失通道内的滞留；流型调控剂可提高堵漏浆的触变性能，流动状态下粘度较低，静止状态下能够快速形成结构，很快失去流动能力，滞留在漏失通道内；凝固剂在发生反应后可形成高强度结构体，提高固结物的强度；引发剂用于控制凝固剂反应时间，防止提前固化，保证施工安全；密度调节剂控制堵漏浆的密度接近于井筒内钻井液的密度，防止发生严重“窜槽”现象，影响封堵效果。

模拟漏失地层温度、压力条件，利用相关仪器，评价了化学固结堵漏浆的稠化、强度和膨胀等三方面的性能，以指导现场施工。

3.2.1 稠化时间

堵漏浆在泵送过程中或泵送到位后未被憋挤到漏失层前发生稠化，就会发生“灌香肠”或“插旗杆”的事故。利用增压稠化仪，模拟不同井深条件下漏失地层的压力、温度及堵漏浆泵送时间，测试了不同密度条件下的化学固结堵漏浆的稠化时间，测试结果如表1所示。由表1可以看出，稠化时间在1～8 h，能够满足不同深度漏失地层安全堵漏施工的要求。

表1 化学固结堵漏浆稠化时间

3.2.2 强度

化学固结堵漏浆固化后形成的封堵层强度足够高，才能承受井筒液柱压力和漏失地层压力两者之差，达到封堵漏失层的要求。将化学固结堵漏浆放入增压养护釜，在100 ℃×25 MPa条件下养护，取出后测试形成的固结物强度，强度变化如图3所示。从图3可以看出，固化物强度达到10 MPa只需要24 h，强度达到14 MPa需要36 h，强度达到17 MPa需要48 h，完全可以满足高强度堵漏的要求。

图3 固结物强度发展曲线

3.2.3 膨胀性能

固结浆有效封堵漏失层的一个控制因素是膨胀，固结浆固化后形成的封堵层具有膨胀性能，才能完全充填漏失通道，达到封堵住漏失层的目的，才能避免封堵层收缩而造成封堵不彻底、堵漏效果差的后果。用量桶量取配置好的化学固结浆150 cm3，倒入养护模块中，放入90 ℃恒温水浴中养护24 h，取出后，放入已知水体积的量杯中，量出固结物体积为155 cm3。通过计算可知，固结后固结浆体积膨胀了3.33%。

4 托普187井现场堵漏施工

托普187井钻进过程中发生放空后，为配合化学固结堵漏施工，强钻了5.03 m留足沉砂口袋后进行堵漏施工。共进行了3次化学固结堵漏施工，才满足了继续钻进的要求。

第1次化学固结堵漏施工前，井内环空液面深度768 m，下光钻杆至5682 m，采用近平衡的堵漏施工工艺进行堵漏施工，调配的化学固结堵漏浆按井底漏失层静止温度133 ℃测试的稠化时间为1.92 h，共注入井内平均密度1.42 g/cm3的化学固结堵漏浆18.5 m3,候凝36 h后，环空液面深度916 m，灌满循环不漏，探得塞面6266 m，冲划至6322 m发生漏失，继续冲划至井底，漏速30 m3/h。

第2次化学固结堵漏施工采用“高举高注”的施工工艺，调整堵漏钻具下深至5538 m，堵漏施工时关闭封井器，以更好地控制化学固结堵漏浆进入漏失层的量，达到较好的封堵效果。取井底静态温度133 ℃的90%，即119 ℃，进行稠化实验，调整的化学固结堵漏浆稠化时间1.85 h。注入井内平均密度1.35 g/cm3的化学固结堵漏浆23 m3，替井浆52 m3，替浆期间，立压最高达到12 MPa，套压最高达到3.8 MPa，停泵后立压为0 MPa，套压为0.6 MPa，关井候凝24 h后，环空灌井浆21.1 m3，灌满，循环不漏，下钻冲划至井底，漏速20 m3/h。

第3次化学固结堵漏施工继续采用近平衡的堵漏施工工艺，调整堵漏钻具下深至5260 m，按漏失层静态温度的85%即113 ℃，进行稠化实验，调配的化学固结浆稠化时间为1.7 h。共注入平均密度1.27 g/cm3的化学固结堵漏浆20 m3，返浆10.2 m3，候凝20 h后探得塞面6237 m，扫塞至原井深后，按正常排量11 L/s循环，漏速0.1～0.2 m3/min，满足了继续钻进的要求，后顺利钻至6680.5 m的目的层完钻。

5 结论

(1)对于灰岩放空段漏失层，桥接堵漏难以在漏失通道内形成有效架桥，不能有效封堵漏失层,固结类堵漏可以在漏失通道内固结充填漏失层，从而达到较好的封堵效果。化学固结堵漏浆具有滞留能力强、密度可调、稠化时间可调、强度较高的特点，适用于放空段漏失层的堵漏施工。托普187井经过3次化学固结堵漏，在放空段漏失通道内形成了有效的封堵层，漏失速度由失返减少至0.1～0.2 m3/min，满足了继续钻进的要求。

(2)对于失返性的放空段漏失层，地层温度远低于静态温度，用固结类方法堵漏时，要充分考虑温度对稠化时间的影响，确保固结类堵漏浆能够在设计时间内在漏失通道内稠化并固化，以有效封堵漏失层。

(3)针对放空段漏失层，应继续深化研究固结类堵漏方法，提高堵漏效率。针对固结类堵漏方法，需要优化现场施工工艺，进一步提高堵漏浆在漏失通道内的滞留、固结、膨胀能力，提高堵漏成功率。

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