东胜气田刘家沟组易漏地层随钻防漏技术研究

李德红，罗宏志，李明忠，王 翔，张军义，王 健，张 辉

（1.中石化华北石油工程有限公司，河南 郑州 450006；2.中国石油化工股份有限公司华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006）

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北缘，致密砂岩气探明储量1892.8亿m3，天然气增储上产潜力大。受地壳运动影响，3条大断裂带构成的雁阵式断裂系统，断层、裂缝发育，钻井井漏尤其突出，漏失井占比57%，漏失井平均钻井液漏失量597 m3，平均单井堵漏次数20.5次，平均单井堵漏治理时间22.3 d，导致平均钻井周期长达100.5 d，严重制约东胜气田高效勘探与开发。为此深入开展东胜气田漏失机理分析，建立漏失压力剖面，系统优化设计钻井参数，配套微裂缝预封堵承压技术，达到钻井防漏的目的。

1 井漏机理分析

东胜气田在构造应力作用下，产生大量高角度纵向裂缝，贯穿多套层位，漏点多；砂岩段水平层理较为发育，连通性强。借助电成像测井分析J58P13H井裂缝宽度，测得的裂隙最大宽度9.39 mm，最小1.322 mm。在断裂和褶皱的构造作用下，泥岩破碎产生大量的不规则碎裂裂隙。钻遇时，当钻井液液柱压力＞漏失压力即发生漏失，严重漏失层集中在刘家沟组。

由于地质构造复杂，褶皱背斜发育，在背斜顶部受到拉张，产生大量的复合构造缝和局部构造缝，裂缝宽度10～150 μm，如图1所示。钻遇时不会直接引发漏失，但液柱压力通过水力尖劈作用使裂缝开启、扩大，扩大到致漏程度后即发生漏失，井筒压力波动将加速微裂缝扩大，即发生诱导裂缝漏失。诱导裂缝产生后，不及时采取措施便会导致裂缝逐渐扩大形成恶性漏失［1-3］。刘家沟组多发生诱导裂缝漏失，漏点频繁改变，高效堵漏难度大，堵漏后极易复漏。

图1 地层岩心电镜扫描分析Fig.1 Scanning electron microscope analysis of formation core

2 漏失压力预测

漏失压力是地层发生漏失时的最高承压临界值，确定漏失压力是提高防漏成功率的关键［4-6］。统计分析多孔隙地层的漏失速率，发现压差与漏失速率存在较好关联性。其表达形式为：

式中：Q——漏失速率，m3/h；K——漏失系数，无量纲；ΔP——漏失压差，MPa；n——钻井液漏失状态的系数，无量纲；PP——地层孔隙压力，MPa；PL——液柱压力，MPa。

不同井深处漏失系数K不是常数，裂缝性地层的漏失状态与裂缝几何性质密切相关，利用裂缝孔隙度Φf修正漏失系数K。

即式（1）修正为：

式中：K1——裂缝性漏失系数K关联裂缝孔隙度Φf后的修正值。

将式（2）代入式（3）中可得：

式中：Φi——某井深处的裂缝孔隙度；Qcrit——临界漏失速度，m3/h。

裂缝孔隙度可采用深、浅侧向电阻率测井资料计算。

式中：RLLD、RLLS——分别为深、浅侧向电阻率，Ω·m；Rmf——泥浆滤液电阻率，Ω·m。

东胜气田锦58井区钻井以中漏和失返性漏失为主，渗漏次数较少，见表1。以2 m3/h作为临界漏失速率，超过临界漏失速率时认为钻井发生漏失。统计东胜气田漏失井的漏失速度、漏失压差以及裂缝孔隙度，非线性拟合确定漏失系数K和漏失状态系数n。

表1 锦58井区已钻井漏失速度统计Table 1 Summary of circulation loss rate in Jin-58 well block

基于上述方法，建立了东胜气田锦58井区的漏失压力模型：

分 别 计 算 锦58井 区 的 锦108、J58P13H和J58P14H等井的漏失压力PL，经漏失点数据检验，模型的符合率88.2%。并分别采用伊顿法、Mohr-Coulomb准则和最大拉应力准则预测地层压力Pp、坍塌压力Pc和破裂压力Pf。图2为J58P13H井“四压力”剖面，其中刘家沟组（井深2500～2700 m）漏失压力当量密度仅为1.15 g/cm3，且刘家沟组漏失压力与下部是石千峰组（井深2700～2900 m）坍塌压力窗口窄。提高刘家沟组漏失压力，是解决同裸眼段漏塌复杂并发的关键技术。

图2 J58P13H井四压力剖面Fig.2 Four pressure profiles of Well J58P13H

基于收集的锦58井区、锦72井区测井数据，计算各井在刘家沟组的平均漏失压力，然后插值得到刘家沟组漏失压力横向分布剖面，见图3。预测结果能够较精确地预测地层漏失情况，统计的漏失井大多位于漏失压力较低的区域。锦58井区刘家沟组漏失压力当量密度在1.06～1.28 g/cm3，部分地区小于1.10 g/cm3，为漏失高风险区，极易钻井井漏；锦72井区漏失压力总体高于锦58井区，但部分地区漏失压力在1.11 g/cm3左右，为漏失中等风险区。锦58井区地质构造复杂，北部发育东西走向的泊尔江海子断裂带，西北部发育近东西向乌兰吉林庙断裂，断裂带附近地层较为破碎；而锦72井区易漏地区位于泊尔江海子断裂带附近。

图3 刘家沟组漏失压力当量密度横向分布Fig.3 Lateral distribution of equivalent density of leakage pressure in Liujiagou Formation

3 井筒压力预测

3.1 循环压耗计算

钻井循环排量或钻井液密度变化均会引起井底动液柱压力变化，钻井液符合宾汉流体，满足层流流动，作用在刘家沟组的循环压耗包括以下2部分［7-8］。

3.1.1 钻井液层流压耗

式中：L——计算压耗的环空段长度，m；Q——循环排量，m3/s；D0——井眼直径，m；Di——钻杆外径，m；μp——钻井液屈服应力，Pa·s；τ0——钻井液动切力，Pa。

3.1.2 岩屑固相颗粒产生压耗

式中：ρs、ρ——分别为岩屑、钻井液的密度，g/cm3；Ca——环空岩屑浓度，无量纲。

岩屑滑落速度采用Moore公式，环空岩屑浓度计算公式为：

式中：R——机械钻速，m/h；K′——速度修正系数；Vf——钻井液环空返速，m/s；Db——钻头直径，cm；D0——井眼直径，cm；Di——钻杆外径，cm；ds——岩屑直径，cm；g——重力加速度，980 g/cm3。

3.2 激动压力计算

由于管柱顶替作用，起下钻、下套管和通井等作业时将会导致井内产生附加激动压力。

3.2.1 起下钻激动压力

在钻杆或套管下部装有单向阀，属于堵口管情况。激动压力计算公式为：

式中：vp——套管或单根钻杆平均下放速度，m/s；Di——钻杆或套管外径，m；D0——井眼直径，m；μp——钻井液塑性粘度，Pa·s；τ0——钻井液动切力，Pa；L——钻杆段长，m。

3.2.2 通井时激动压力

在通井时，钻井液在环空上返速度由钻柱底面积顶替流动引起的流速、钻柱粘附引起的流速、泵循环引起的流速组成。激动压力计算公式为：

式中：Dii——钻杆或套管内径，m。

3.3 钻井参数优化

根据东胜气田常规井况，优化设计钻井参数：刘家沟组井深2500 m，地层漏失压力按1.15 g/cm3计算，钻至刘家沟组时钻井液密度1.08 g/cm3，钻头外径222 mm，钻柱外径127 mm，井眼内径240 mm，钻井液动切力6 Pa、塑性粘度40 mPa·s，岩屑密度2.4 g/cm3、平均直径0.85 cm。为满足地层防漏，作用在刘家沟组的循环压耗与激动压力之和应不超过1.72 MPa。

钻井液排量影响岩屑效率和环空压耗，作用在刘家沟组上的总压耗、循环压耗和岩屑产生压耗如图4所示，确定以20～23 L/s的排量钻进时有效预防井漏。机械钻速增加，钻井液岩屑浓度增大，增大作用于刘家沟组的当量密度，易诱发井漏，如图5所示，控制刘家沟组的机械钻速＜8 m/h。下钻速度越快，激动压力越大。塑性粘度、动切力越大，下钻速度极值越低，如图6所示。若塑性粘度μp=60 mPa·s、动切力τ0=12 Pa，下钻速度应小于0.15 m/s；若塑性粘度μp=40 mPa·s、动切力τ0=12 Pa，下钻速度应小于0.25 m/s。东胜气田二开in（1 in=25.4 mm，下同）井眼下7 in套管，环空间隙小，下套管时的激动压力高于下钻，井漏频发。

图4 循环排量对井底压力的影响Fig.4 Effect of circulation displacement on bottom hole pressure

图5 机械钻速对井底压力的影响Fig.5 Effect of ROP on bottom hole pressure

图6 下钻速度对激动压力的影响Fig.6 Effect of tripping-down speed on induced pressure

4 随钻预承压防漏技术

东胜气田刘家沟组微裂缝宽度10～150 μm，多为诱导性井漏，实施随钻防漏意义重大。随钻预承压防漏技术在于诱导裂缝开启到很小的时候，随钻防漏剂进入裂缝，逐级架桥变缝为孔，然后逐级填充，在漏失量很少的情况下堵死裂缝，使堵塞段具有一定的承压能力［9-12］。提高泥饼致密性及其在裂缝中的驻留堵塞作用，阻滞液相压力在天然裂缝中的传递［13-15］。为适应复杂且受压多变的地层天然裂缝尺寸，优选纤维材料、片状材料及变形材料，开发随钻预承压堵漏体系。超细碳酸钙作为刚性架桥粒子，借助粒径级配理论，一级架桥粒子的最大尺寸约为85 μm，二级架桥粒子最大尺寸约为20.7 μm，三级架桥粒子的最大尺寸约为5.1 μm，配比约为75∶20∶5（质量比）。优选木质纤维或竹纤维作为拉筋封堵材料，通过多点吸附和缠绕作用提高微裂缝成网封堵效果。优选可变形片状合成石墨，在裂缝中具有良好封堵和桥接能力。在钻进至刘家沟组前，钻井液中加入随钻预承压堵漏体系；控制刘家沟组钻时≮6 min/m，预防裂缝诱导开启，保证有效封堵微裂缝和形成致密泥饼，提高承压能力。

由图7、图8所示，加入优选的随钻堵漏材料后，泥饼薄而致密，纤维材料、柔性片状材料等分散在滤饼中，参与泥饼形成，有效改善了泥饼质量、降低滤饼渗透率。利用自制高温高压动态模拟评价装置，在石英粒径范围250～375 μm、厚度20 cm的沙床中进行封堵承压实验。当加量达到4%后，砂床承压能力可以达到7 MPa以上。

图7 实验滤饼Fig.7 Experimental filter cake

图8 滤饼显微镜分析Fig.8 Microscopic analysis of the filter cake

5 现场应用

基于东胜气田刘家沟组井漏机理与漏失压力预测结果，并保证水平井斜井段井壁稳定，优化钻井防漏技术措施。保持钻井液密度1.05～1.08 g/cm3钻穿刘家沟组，通过随钻预承压堵漏体系，提高刘家沟组承压能力。井斜角0～30º时，钻井液密度控制在1.08～1.10 g/cm3；井斜角30°～45º时，钻井液密度控制在1.10～1.12 g/cm3；井斜角45°～60º时，钻井液密度控制在1.12～1.14 g/cm3；井斜角60°～90º时，钻井液密度控制在1.14～1.16 g/cm3、粘度55～65 s，静切（2～5）/（8～15）Pa，中压滤失量＜5 mL，坂土含量50～55 g/L，固相含量＜8%，塑性粘度15～25 mPa·s，动切8～12 Pa。

钻至刘家沟组前采用32～40 L/s的大排量高效携岩钻进，进入刘家沟组后降低排量至20～23 L/s，机械钻速控制在8 m/h以内。钻穿刘家沟组以深50 m后，逐步提高排量至28～30 L/s。如发生漏失，及时降低排量。下钻至刘家沟组时控制下放速度＜0.25 m/s，每300 m分段循环钻井液降低粘切，开泵操作平稳，减少激动压力。下套管前井内注入封闭浆，封闭井段不得高于刘家沟组，井深1200 m以浅下套管速度控制在0.4 m/s以内，1200 m至刘家沟底部下套管速度控制在0.15 m/s以内，刘家沟底部至井底下套管速度控制在0.3 m/s以内。井深1000 m之后每300 m分段循环一次，降低上部钻井液的塑性粘度与动切力，减少激动压力。

以此为基础，制定东胜气田刘家沟组钻井防漏堵漏技术推荐做法，累计推广应用197口井。东胜气田水平井漏失率由57%降至25.7%，平均单井钻井液漏失量减少80.6%，钻井周期缩短32.3%。助力东胜气田钻井周期缩短，为致密天然气高效勘探与效益开发奠定基础。

6 结论

（1）东胜气田刘家沟组发育天然裂缝和微裂缝，井漏类型属于裂缝性井漏，且以诱导裂缝漏失为主，造成漏点频繁改变，高效堵漏难度大，堵漏后极易复漏。建立了东胜气田漏失压力预测模型，绘制漏失压力横向分布剖面，为钻井防漏技术优化提供定量依据。

（2）建立井筒压力预测方法，满足刘家沟组防漏需要，优化了循环排量、机械钻速、下钻及下套管速度和钻井液塑性粘度、动切力等。开发随钻预承压堵漏体系，提高泥饼致密性及其在裂缝中的驻留堵塞作用，阻滞液相压力在裂缝中传递，砂床承压能力可以达到7 MPa以上。

（3）经现场应用，东胜气田漏失率、单井钻井液漏失量与漏失次数均显著降低。优选随钻堵漏材料及优化粒径级配、组分配比，进一步提高刘家沟组承压能力，将有效预防东胜气田钻井井漏。