陕北石油钻井漏失原因分析及其防漏措施

张宪++师璟

摘 要：施工工艺不当是陕北油区钻井施工作业井内漏失的一个重要原因，具体可分为表层套管联接不牢及质量不合格、司钻操作不当、表层套管下入位置不当、固井工艺不当等基本情况。本文就当前陕北石油钻井施工中因施工工艺不当漏失的原因进行全面分析，并指出查验套管焊接质量、准确计算套管下入位置、司钻人员合理操作等5种防漏措施和处理漏失的方法。

关键词：陕北地区；石油钻井；防漏措施；策略分析

一、陕北地区石油钻井施工工艺不当漏失的原因分析

（一）表层套管质量差或联接不牢引发漏失。油井工程上的套管Φ219.1×8.94mm和Φ244.48×8.94mm表层套管通常采用短圆细丝正扣联接。在钻井作业中， 按照顺时针的方向，钻机带动钻杆旋转，这个力称为F1， 而钻井液逆时针方向反作用于钻杆旋转，这个力称为F2，当套管与表土层之间的磨擦力F3≤

F2时， 表层套管按逆时针方向运动， 如果在钻井过程中，某处丝扣联接不够牢固， 套管将会脱扣；如果套管质量较差，套管的扭力 F4≤F2时，套管将会被折断；一旦套管折断或脱扣后， 钻井液冲蚀表土层， 从而引发井漏，甚至会出现钻井工程量报废。

（二）表层套管下入的位置不当。在钻井过程中，表层套管下入的位置常会出现以下二个位置：一是表层套管穿过古风化壳界面而仅仅坐落在风化带基岩某部位上或者坐落在古风化壳界面上， 而风化带裂隙发育的基岩， 比较破碎， 通过钻井液的冲蚀作用， 裂隙互相贯通， 从而引发井漏；二是表层套管下入到第三系或者第四系地层某位置， 导致表层套管失去“防止古风化壳界面和基岩风化带漏失”和“防止表土层垮塌”的作用效果，从而引发井漏。

（三）司钻操作不当引发漏失。司钻操作不当，下钻速度过快造成激动压力过大，以及开泵不稳， 在一定程度上都会引发钻孔内井底压力的剧增，从而压破地层，导致渗透漏失或裂缝漏失。

（四）固井工艺出现问题引发漏失。封固表层套管常用APIG级水泥。其水泥浆的特性为，与表土层胶结性甚差， 与基岩胶结性较好，与泥饼根本不胶结。在日常封固表层套管过程中，替浆量常常计算不准， 替浆量过少， 造成水泥基本上在套管内； 替浆量过多，造成水泥与基岩封固段≤1m。当钻进表土层段时， 漏斗黏度 30-40s， 水基钻井液密度 1.10-1.25g/cm3， 泥饼厚2-4mm， 在不洗井的条件下，水泥浆不能直接与基岩胶结。

同时，在固井工艺中，由于泵压、泵量的存在， 钻井液在井内呈显出高速层流状态循环， 对井壁冲蚀的作用较大，从而引发井壁与底下套管头出现水槽， 钻井液将会出现冲蚀第三系或第四系黄土层， 在一定程度上造成漏失。

二、预防漏失的措施

（一）表层套管丝扣拧紧、电焊牢固。在表层套管下入钻井之前， 务必仔细检查套管质量，查看套管丝扣是否松动，套管是否有表面脏污、管壁击穿、套管胀裂以及裂缝等质量问题，对于检查中发现问题及时处理， 务必拧紧套管丝扣， 必要时通过电焊连接予以牢固。

（二）确定表层套管下入的最佳位置。第三系、第四系地层之后进入其未风化的基岩 3-5m 处是表层套管下入的最佳位置，该位置既能够隔离第三系、第四系地层， 又能够隔离古风化壳界面及其以下数十米厚的风化带基岩， 较好地避免了裂隙性井漏。

（三）表层套管顶部、底部套管头用 APIG 级水泥封固。基岩井壁的环形空间与表层套管顶部、底部套管头必须用 APIG 级水泥封固3-5m， 套管内留3-5m用水泥堵塞， 其中，最重要的是在水泥封固套管之前， 务必做到低泵压、低排量洗井， 确保孔壁干净， 以利于基岩与水泥浆的充分胶结致密。

（四）司钻操作要适宜。开泵务必缓慢平稳， 以便减少钻孔内井底压力的剧增；下油层套管及起下钻速度切忌过猛过快， 务必保持平稳，避免激动压力过大压破地层， 进而造成人为性的渗透性或裂隙性漏失。同时，在循环钻井液时务必保持低速层流循环，尽可能地避开可能出现的渗透性、裂隙性漏失层位，以免冲蚀井壁， 引发渗透性或裂隙性井漏。

（五）构造应力引发的裂缝型井漏的预防。可以采用纤维素和膨润土，在1300MPa.s的动力粘度下，配制成漏斗黏度>45s、密度>1.10g/cm3的水基钻井液， 再加入锯末、棉籽壳等膨胀型堵漏材料慢速钻进循环， 让锯末、棉籽壳等挤入井壁裂缝。

结语：在陕北石油钻井中，因施工工艺不当而引发的漏失均可以采用以上5种措施和方法进行预防或处理井漏现象， 上述5中措施和方法并在石油钻井防漏实际作业中， 获得了较好的经济效益。在多年钻井施工防漏的基础上，笔者认为上述处理预防井漏的措施与方法， 同样适用于陕北地区甚至整个鄂尔多斯盆地的油气勘探钻井施工作业中。

参考文献：

[1] 余立，肖玉如. 从延86井表层套管下入的位置谈油井施工中注意的问题[J].江西煤炭科技， 2005（3） ： 19- 20.