渝西区块页岩气钻井防漏堵漏技术研究

何雨，孟鐾桥，郑友志，吴柄燕，赵军，李斌

1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院（四川 成都 610500）

2.中国石油西南油气田分公司重庆页岩气勘探开发有限责任公司（重庆 401120)

0 引言

川渝地区优质页岩气储量丰富，勘探开发潜力巨大，长宁、威远等中浅层已实现规模效应开发，而中深层页岩气面积资源量更大，已逐步成为勘探开发的重要区域[1-2]。渝西区块深层页岩气位于四川盆地南部，包含大足-自贡、安岳-潼南、璧山-合江等多个矿区，面积超过7 000 km2，平均深度超过4 000 m，局部超过5 000 m，区域内经历了多期构造叠加变形，地质条件复杂，裂缝溶洞异常发育，断裂系统复杂，钻井难度大、井漏复杂频繁，对页岩气开发造成了严重阻碍[3-4]。本文深入开展渝西区块井漏机理分析，优化防漏堵漏技术措施研究，减少井漏发生，缩短井漏复杂处置时间，对保障渝西区块页岩气实现规模效应开发具有重大意义。

1 钻井井漏特征分析

1.1 地层及岩性特征

结合渝西区块页岩气实际钻井情况，按照井身结构可将漏失分为一开表层裂缝性漏失、二开裂缝性漏失、三开恶性漏失、四开水平段诱导裂缝性漏失（表1）。其中沙溪庙、须家河、嘉陵江及龙马溪组为渝西区块主要的漏失层位，其中须家河组底与雷口坡组不整合接触，嘉陵江上部普遍发育高陡裂缝，嘉陵江组纵向上发育2个压力体系，地层压力系数差值0.4～0.6，易发生恶性漏失，堵漏难度最大。

表1 渝西区块地层漏失情况分析

1.2 井漏情况

2022 年，渝西区块页岩气累计19 口井发生60井次井漏，以三开恶性漏失为主。其中失返性漏失发生24井次（嘉陵江组发生14井次），中、小漏失发生36井次，漏失范围跨度大，整体漏失情况复杂（图1、表2），累计损失钻井时间20 920.86 h，总漏失钻井液量为47 126.72 m3，井均损失时间1 101 h，井均漏失量2 480 m3。以失返性漏失为主，嘉陵江组漏失情况最为严重，嘉陵江组承压堵漏成功后，复漏周期大约在30 d 左右，下部高压层钻进过程中，上部井段复漏后漏速较大，失返性漏失占比60%。

图1 不同层位漏失次数统计

表2 不同层位漏失情况统计

1.3 井漏原因分析

渝西Z203 井区嘉陵江与须家河组不整合接触、灰岩云岩岩溶发育、构造裂缝断层发育是导致恶性井漏频发的主要原因。嘉五段是失返性漏失的高发区，渝西区块多井在嘉五段发生失返性漏失，漏失量大、堵漏难度大、处理时间长、一次性封堵成功率极低、复漏高。三开钻井中嘉陵江组压力系数低于1.2，飞仙关～志留系顶压力系数1.7，高低压互存，钻井过程中压差过大诱发井漏，必须对嘉陵江进行承压堵漏才能实现下部安全钻进需求，同时由于地层裂缝、溶洞发育，导致单井承压堵漏平均损失时间超过29 d，严重制约了钻井施工提速提效。

2 防漏技术措施

2.1 岩溶勘查避漏

采用高密度电法、可控源音频大地电磁法勘探方式能够探明了区块内1 000 m 以浅的地层视电阻率剖面情况，对断层破裂带、溶洞及暗河发育情况提供了参考，为井身结构优化设计、钻井方式优化提供了地质依据。利用电法勘探对表层岩溶管道分布及规模进行定性预测，掌握井下溶洞、暗河、裂缝发育情况，可以尽量避开易漏失的高风险区域，降低复杂风险，有效指导钻井工程设计，从源头上减少上部井段井漏及可能造成的环保影响[5-7]。充分利用电法测井、三维地震和测试资料，优化井位部署，避开溶洞和采空区；对各开次井眼预测钻遇的漏失风险点进行提前分析，开展井眼轨迹避让可行性论证，避开重大漏失风险点；针对发生复杂漏失区域加快推进XPT、DFIT 地层压力测试工作，取准压力系数、流体性质，持续为钻井液密度优化提供指导。渝西页岩气区块开展岩溶勘查20余次，优化井位平台选址8 井次，有效降低表层漏失复杂发生，表层钻井时效提高5%。

2.2 井身结构优化

Z203H7 平台位于四川盆地渝西区块西山构造蒲吕场向斜，在须家河～嘉陵江段钻遇溶蚀缝洞发育带，恶性井漏频发，采用桥浆、水泥、凝胶等多种方式堵漏后仍无法达到下步钻井需求，结合现场地质工程实际，采用井身结构优化方案，通过将Φ 311.15mm 井眼扩眼至Φ 361.6 mm，段长799.5 m，提前下入Φ 273.05 mm 套管（原设计Φ 250.8 mm+Φ 244.5 mm 套管）成功封隔恶性漏失层嘉三1段及以上低压易漏地层，如图2 所示。优化后预留一层套管，四开钻井时若石牛栏组承压能力合格则采用Φ 215.9 mm 钻头钻至完钻井深后下入Φ 144.7 mm+Φ 139.7 mm 油层套管完井，若不合格则悬挂并回接Φ 219.08 mm 套管至石牛栏组顶，五开采用Φ 190.5 mm 钻头完钻下入Φ 139.7 mm 油层套管完井，该井身结构优化方案缩短了井漏复杂处置时间、降低了处置成本，确保实现地质目标，为后续井建设提供技术参考。

图2 恶性漏失后井身结构优化措施

2.3 过程监管强化

川渝页岩气前线指挥部组织编制《渝西区块钻井防漏堵漏技术指导手册》，强化风险预防，细化管理流程。开钻前识别井漏地质风险，明确了漏失风险和治理预案、钻井液性能要求、堵漏材料与工具设备准备、起下钻工作要点、防漏防复漏处置预案。开展非满管监测系统等智能化系统先导试验，提前预警，提升井漏及时发现能力，防范漏转溢。深入强化钻井过程监管，确保早预防早发现早治理。

1）采用清水强钻应对表层钻井过程中恶性漏失情况，通过提高排量，加入聚丙烯酰胺钾盐和高黏度外加剂提高悬浮携砂能力和包被能力，保障井眼清洗，减少起下钻时间，实现快速钻井，迅速固井。

2）针对地质预测有裂缝带或断层发育的高压气层，推荐带堵漏浆钻进，避免漏转溢风险；采用逐层承压（堵漏）方式提高上部地层承压能力，避免井漏引发井控事件。

3）水平段钻进时安装旋转防喷器，进行控压降密度钻进。采用地质导向工具精准研判地层，避免穿层，防止发生较大漏失。对存在井壁失稳和井漏问题的井在钻进过程中间断泵入封堵材料稳固井壁防止漏失。

3 堵漏技术措施

3.1 堵漏技术应用

3.1.1 化学物理类堵漏

化学物理类堵漏应用种类多，应用范围广，其前期准备时间短，操作简单，对钻井作业的影响小，能够快速地恢复钻进，一般作为堵漏的首选方法。现场使用的化学物理类堵料材料主要包含桥接类、化学凝胶类、高失水类、暂堵材料及固化类堵漏材料。

桥接类（颗粒状材料、纤维状材料和片状材料）最为常用，通过不同比例复配开展堵漏作业，施工作业快，对钻井施工影响小，井均桥浆堵漏次数超过10 井次，但堵漏成功率较低，封堵后对承压能力提升范围一般也最小，易发生复漏。

对于漏失情况较复杂，堵漏难度较大井，采用复合堵漏方式开展堵漏作业，综合利用各类材料，采用随钻堵漏、桥浆、化学凝胶、高失水、水泥浆等一种或多种组合使用的形式进行。以Z203H5-8井为例，经历17 次15%～42%桥浆堵漏、5 次水泥堵漏、8 次树脂固结堵漏、4 次高失水堵漏、2 次SPS 堵漏后止漏，后复漏，又经过4 次10%～36%桥浆堵漏、3次水泥堵漏、1次树脂固结后井筒封固，堵漏消耗钻时1 784.29 h，总漏失钻井液量4 267.1 m3。

从堵漏效果来看，化学物理类堵漏对提升地层承压能力有一定帮助，但由于对地层孔隙结构认识不清，导致单次堵漏成功的概率较低，普遍存在着复漏现象，堵漏作业周期长，堵漏效果不佳，仍需摸索合适的复配桥堵材料比例，优选适宜的材料提高堵漏成功率。

3.1.2 水泥类材料

水泥类堵漏材料的使用主要有两种方式：一种是单独使用水泥浆进行堵漏，其封堵效果稍差；另一种使用堵漏钻井液+水泥堵漏、凝胶材料+水泥浆堵漏等综合堵漏工艺技术，堵漏材料紧密堆积后更易形成水泥塞，对承压能力的提升较大，其效果总体优于单独使用，但还仍有发生钻塞失返、钻塞井漏情况。与堵漏钻井液相比，使用堵漏水泥的综合堵漏工艺技术更容易封堵漏失地层，但发生钻塞失返、钻塞井漏等情况说明水泥浆没有或只有少量进入漏失地层，钻塞后地层裂缝、孔洞等仍然是钻井液漏失通道，需要优化堵漏水浆性能，保证水泥浆安全准确泵送至漏层，同时能够有效滞留在漏缝中，并能固化粘合形成有效滞留段。以Z203H7-4井为例，共计进行24次堵漏，其中10次堵漏钻井液堵漏，6次水泥堵漏，7次堵漏钻井液+水泥堵漏，1次复合堵漏钻井液+低密度水泥堵漏成功。从堵漏效果来看，使用水泥浆堵漏14次中发生失返漏失、循环漏失、承压漏失7 次，发生钻塞失返、钻塞井漏等6次。

从堵漏效果来看，采用复合水泥浆堵漏工艺成功率更高，效果更好，但也存在复漏率高等问题，需要多次堵漏才能到达下步作业要求。

3.1.3 膨胀管堵漏

针对四川盆地页岩气断裂/裂缝发育、深井超深井面临的采空区导致的井漏复杂频发的难题，通过高抗挤膨胀管材料研发、使用性能评价等技术攻关，建立膨胀管裸眼封堵标准规范，形成了膨胀管封堵技术。

Z203H5-2 井实施Φ299 mm×14 mm 膨胀管作业，在不缩小四开井眼尺寸的条件下成功封堵了嘉陵江漏层，取得良好效果。该井三开Φ311.2 mm 井眼钻至1 758～1 850 m井段（嘉五～嘉三段）发生恶性漏失，采用桥浆、高失水、凝胶、水泥等多种堵漏作业42 次，均难以形成有效封堵，漏失量超3 900 m3，损失时间超1 800 h。将Φ311.2 mm 井眼扩眼至346.08 mm，应用Φ299 mm 膨胀管将三开井身结构（339.7 mm-244.5 mm-139.7 mm）拓展为四开井身结构（339.7 mm-299 mm 膨胀管-244.5 mm-139.7 mm），膨胀管封堵后通径284 mm，三开继续采用283 mm 钻头钻至3 787 m 中完，顺利下入250.83 mm+244.5 mm（小接箍）套管。在不缩小四开井眼尺寸的条件下，施工前须家河～嘉陵江组失返性漏失，钻井液密度仅1.07 g/cm3，无法正常继续钻进，施工后进行地层承压测试至井底当量钻井液密度2.04 g/cm3，成功解决须家河～嘉三段常规承压堵漏技术难以满足要求的问题。实现承压能力设计要求。

3.2 现场堵漏工艺流程

针对渝西区块上部地层溶蚀缝洞发育良好，钻井过程中易发生窜漏、井架基础沉降，中下部井段地层地层裂缝发育、岩石硬脆致密、长裸眼井段安全密度窗口较窄等问题，开展不同层段井漏特征分析建立针对性防漏治漏技术措施，按照不同开次地层条件情况，建立不同层段井漏处理措施，提高堵漏效率、节约施工作业时间（表3）[8-9]。

表3 不同层段井漏处理措施

3.3 堵漏工艺效果评价

2022年，渝西区块页岩气19口井开展堵漏作业303井次，大致可分为化学材料类、水泥类及膨胀管三大类，其中桥浆堵漏材料采使用170井次、其他化学材料33 井次、水泥（含复合堵漏钻井液+水泥）堵漏104井次、膨胀管堵漏1井次，其堵漏性能各有不同，一定程度上解决了井漏问题，但尚未有一种行之有效、经济实惠且效果显著的堵漏方式[10-12]。

现有堵漏措施主要包括桥浆堵漏、水泥堵漏、固结堵漏等多种方式，桥浆材料以刚性果壳、矿物、纤维等材料复配，最大颗粒5～8 mm，主要在15%～45%，对失返性漏失效果较差；水泥浆堵漏采取单独水泥浆、超细水泥、纤维水泥、堵漏浆+水泥浆结合的方式，成功率不高，钻塞后易复漏，承压不能达到预定目标。其他固结堵漏、高失水堵漏、凝胶堵漏采用次数较少，成功率低。现有技术对失返性漏失的处理缺乏针对性，从统计结果看，目前采用水泥堵漏解除井漏井次较多，但无论采取哪种方式，都经历多次反复封堵尝试，堵漏成功与否存在较大的不确定性。膨胀管封堵技术相较于化学类、水泥类堵漏施工成功率更高，承压能力提升更明显，稳定性更好，但同时成本更高，施工更复杂，施工周期也较长。

4 结论及建议

1）针对渝西区块漏失复杂情况开展防漏堵漏技术研究，形成了岩溶勘查避漏、井身结构优化及过程监管强化为主的防漏措施，采用了新材料新工艺堵漏材料、水泥堵漏、复合浆体堵漏及膨胀管的堵漏技术，防漏治漏效果显著。

2）化学物理类和水泥浆堵漏对失返性漏失的处理缺乏针对性，从效果看都经历多次反复封堵尝试，复漏可能性高，仍需深入机理分析，优化防漏堵漏技术措施，提高治理效率。

3）膨胀管封堵技术相较于其他堵漏施工成功率更高，承压能力提升更明显，稳定性更好，但同时成本更高，施工更复杂，施工周期也较长。