渤海西部海域某区块断层防漏、堵漏技术研究及应用

陈建宏，汤柏松，罗 伟，杜雪雷，方 牧

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452）

利用三维地震资料，并借助浅层三维地震资料的方差切片，对渤西S油田范围内的全部断层逐条进行排查，以识别出风险断层。将风险断层分为4类：①断层直接从目的层段延伸至海底；②浅层断至海底但未断至目的层的断层，与①类断层相搭接；③断层未断至海底，但断至目的层并向上搭接到①类断层上；④浅层断至海底但未断至目的层的断层。其中①类断层有38条，②类断层有3条，③类断层有5条，④类断层有6条，通过统计分析探井作业期间漏失情况，风险最大的断层为①类，其次为②、③和④类断层。

1 易漏地层特征及漏失机理

S油田漏失地层主要在馆陶组和东营组。

1.1 井漏特点

调研发现，该油田发生漏失主要由于钻遇断层发生的恶性漏失，如A20井连续钻遇3个断层，A7井连续钻遇2个断层。该区块部分断层钻穿后不会发生漏失，一旦发生漏失，瞬时漏速很大，井口无返出，环空灌液也无法观察到液面，往往会造成泥浆补充量跟不上，给后续施工带来很大的麻烦，容易带来井下及井控风险，需要不停配泥浆，增加材料消耗和单井成本，影响正常钻井周期。

1.2 漏失机理分析

渤海湾盆地经历了多期构造运动，导致区域内断层众多，地层内破碎带和微裂缝极其发育，渤海以正断层控制为主，过断层区域漏失压力低，一般认为等于最小水平地应力，封闭性差的断层漏失压力可能更低，当井底ECD超过漏失压力时，井底会发生漏失［1-2］。S油田区域内断层发育，尤其是馆陶组泥岩纵向裂缝、微裂缝发育；地层之间不整合面接触，通过地质作用形成破碎带，导致承压能力较低；钻进期间，由于施加外力，进一步诱导微裂缝扩张延伸，最终导致漏失［3］。

2 防漏技术

2.1 漏失风险评估体系

为预防钻井井漏和优选处理措施，根据区域地质特征和地震属性特征，划分了高井漏风险、中等井漏风险和低井漏风险3个等级。此外，针对漏失堵漏处理困难的问题，提出了避钻建议［4］。不同井漏风险条件下的钻井应对措施为：针对漏失风险较高的裂缝或火山通道等，采取避钻措施；针对漏失风险中等或较低的裂缝，降低钻进，提前准备PF-SZDL、PF-SEAL等，采取堵漏材料或提前配置堵漏浆等应对措施（表1）。

表1 不同井漏风险条件下的钻井应对措施Tab.1 Drilling countermeasures under different lost circulation risk conditions

2.2 钻井液性能控制

经过统计分析，S油田在勘探阶段共有8口井发生漏失，由于高钻井液密度引发的井漏占一半。参考地层三压力预测及邻井资料，在确保安全作业前提下，采用低密度钻井液钻进预防井漏。

根据地层三压力预测的坍塌压力系数及邻井钻井液密度，综合确定每个地质层位的最低钻井液密度：建议明化镇组1.15 g/cm³，馆陶组1.18 g/cm³，东营组1.22～1.30 g/cm³（图1）。

图1 S-1井三压力曲线Fig.1 Well S-1 triple-pressure curve

钻进过程中捞取岩屑样，观察是否存在泥岩掉块，密切关注钻井参数、背景气、单根气、后效气和气窜速度，根据井壁稳定情况决定是否需要调整钻井液密度；提高钻井液封堵性，使用强抑制钻井液体系有效封堵来降低平衡地层坍塌压力所需的钻井液静液柱压力，在满足井眼清洁的前提下，合理优化钻井液流变性，降低钻井液黏切，减少循环阻力及压耗［5］。

2.3 ECD精准预测与控制技术

制订精确的随钻ECD控制方案；在满足井眼清洁的条件下，以模拟最大ROP钻进，实测ECD与模拟ECD对比，动态反演岩屑浓度和摩擦系数；当岩屑浓度达到3%、实测ECD与模拟ECD差达到0.03 sg时，降低ROP；控速钻进若无改观，采取停止钻进、循环、倒划眼短起下等措施，达到破坏岩屑床、提高岩屑返出效率的目的，最终降低ECD。对于311.15 mm井眼，控制岩屑浓度＜3%时，ROP 100～110 m/h、排量4 700 L/min、泵压8～19 MPa；对于215.9 mm井眼，设计非水平井ROP 110～150 m/h、排量2 600～2 900 L/min、泵压15～19 MPa，水平井ROP 50～70 m/h、排量2 100 L/min、泵压13～14 MPa。

3 高承压堵漏技术

高承压堵漏技术是以抗高温高压的层片状架桥颗粒（高承压片状树脂系列堵漏剂）为主的桥堵类堵漏技术，不同级配的层片状颗粒嵌入裂缝、微裂缝漏层中架桥、卡喉，小颗粒材料配合其他固相颗粒充填，以实现漏失地层封堵的目的，相当于提高了地层破裂压力梯度、延伸加宽了钻井液密度安全窗口［7］。

结合高承压堵漏的特点及堵漏效果，当随钻堵漏、桥接堵漏无法实施有效封堵时，可使用高承压堵漏。一般来说，采用高承压堵漏的情况有恶性漏失、下步钻遇异常高压地层需对上部井段提承压、断层式漏失，特别适用于常规堵漏剂不能起作用的严重漏失情况。S油田钻遇恶性断层或断层破碎带后，超过一半的井发生失返性漏失，而常规堵漏泥浆封堵效果差，受承压能力弱，易发生复漏，所以采用高承压堵漏技术。

高承压堵漏材料以层片状堵漏剂（高承压片状树脂系列堵漏剂）为主，辅以颗粒、细颗粒和纤维堵漏剂。高承压堵漏浆的浓度主要由漏层性质、漏速等决定，一般浓度为21%～25%。堵漏浆配浆量通常根据承压井段长度进行调整。一般将钻具下至漏层顶部30～100 m位置，如果井况复杂，则可适当放宽深度范围，适当降低泵入排量，尽量减少泥浆的损失；蹩压压力一般为3～8 MPa，需根据现场施工要求选取合理的蹩挤压力，既要保证堵漏施工要求，又要确保井下安全条件。

4 现场应用与效果

4.1 现场应用实例

S油田S-7井（井眼241.3 mm井段）钻进至2 071⊥1 948 m发生井下漏失，当时排量2 200 L/min（ECD：1.27 g/cm³）,立即降低排量至1 000 L/min，瞬时达漏速60 m³/h，直接短起至1 720 m，期间循环池加入PF-SZDL+PF-SEAL，漏速逐步降至10 m³/h，继续短起至直径273.1 mm套管内，静态漏速降至0，然后开泵测试，1 000 L/min排量不漏，下钻至井底，期间监测不漏，继续钻进至2 119⊥1 993 m，排量1 200 L/min，再次发生漏速，监测漏速100 m³/h，起钻更换简易钻具进行堵漏，后强钻至井深2 252 m，排量500 L/min，漏速12 m³/h。为满足下部施工要求，采用高承压堵漏。

4.2 现场应用效果

本次堵漏施工共配制堵漏浆72 m³，入井64 m³，分多次挤注，挤入地层25.9 m³，泄压返出1.4 m³，最终承压至3.6 MPa，稳压10 min，压降0.15 MPa，分段循环到底，排除完堵漏剂后，提钻井液密度至1.22 g/cm³,液面稳定。

5 结 论

①参考地层三压力预测及邻井作业钻井液密度，在确保安全作业前提下，低密度钻井液钻进是预防井漏的主要手段。

②积极开展钻前地质风险预测，梳理邻井井漏情况分析，尽量避开断层和破碎带，若无法避开，则轨迹尽量选择在同相轴连续性好的地层，以降低井漏风险。

③压堵漏施工提钻井液密度后，对比地层，漏失压力密度窗口变窄，易发生压裂性漏失；后期钻进过程中需操作平稳，减少压力，调整好泥浆性能。前期发生漏失后，漏失量较大，由于地层延伸性打开，漏失通道畅通，堵漏材料架桥困难，给后续承压增加了困难。