化学固结承压堵漏技术在明1井的应用

樊相生，龙大清，罗人文

（中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司泥浆服务站，四川南充637000）

化学固结承压堵漏技术在明1井的应用

樊相生，龙大清，罗人文

（中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司泥浆服务站，四川南充637000）

樊相生等.化学固结承压堵漏技术在明1井的应用［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：67-71.

明1井是中原油田普光分公司部署在普光区块的1口预探井，该井雷口坡组以上地层由于裂缝发育、断层多、地层破碎、胶结性差，加之钻井液密度窗口窄，多次发生失返性恶性漏失。采用桥堵、可控胶凝、水泥浆、凝胶等多种堵漏方式，均告失败，采用常规承压及雷特承压堵漏方法，但效果均不好。后采用化学固结浆封堵施工井段，采用交联成膜浆保护施工井段以上裸眼地层，防止憋挤时压漏上部薄弱地层，提高了地层承压能力，达到了施工要求，为顺利完成该井的施工任务提供了安全保障。化学固结堵漏材料是一种高价金属离子纳微米级材料，具有微小膨胀功能，密度在1.05～1.90 g/cm3之间可调，抗温达180 ℃；交联成膜浆使用高强度桥接堵漏材料代替常规的桥接材料，并引入化学交联固结材料，抗返吐能力大于3 MPa，抗温大于180 ℃，抗压差大于20 MPa。该化学固结承压堵漏技术的成功应用，为在易漏地层提高地层承压能力提供了一种有效的堵漏方法。

井漏；承压堵漏；化学固结；明1井

明1井是中原油田普光分公司部署在普光区块的一口预探井/直井，设计井深为5 625 m，主探石炭系储层，兼探下三叠统飞仙关组四段储层、下三叠统嘉陵江组二段储层，为四开井身结构。其中，一开采用φ444.5 mm钻头钻至井深1 341 m，下入φ346.1 mm表层套管至井深1 340 m；二开采用φ320 mm钻头钻进，空气钻进至井深1 607 m，雾化钻进至井深1 890 m，后转换为钻井液钻进，承压堵漏前井深为2 514 m，层位为雷口坡组。明1井二开钻进期间，在井深2 514 m及之前共发生14次井漏，井深分别是1 894、1 904、1 954、 1 979、1 980.5、 2 087.42、 2 092.42、 2 170、2 249.5、2 423、2 503、2 514、1 832.5 m（套铣井漏）、1 977.52 m （套铣井漏），进行了24次常规堵漏。常规堵漏失败的主要原因是：单纯桥浆堵漏、高失水桥浆堵漏对须家河组裂缝性漏失堵漏效果差；钻进中、划眼过程中出现复漏较多（6次），漏点不清，造成多次堵漏。进行了5次承压堵漏，进行了14次堵漏作业，2次桥浆承压堵漏均告失败。且第2次桥浆承压堵漏失败后改用速凝水泥提承压的过程中出现了“插旗杆”事故；2次循环桥浆加重承压堵漏成功1次；雷特承压堵漏成功，但井段短，1 610～2 100 m重点漏失井段并未做承压堵漏。“插旗杆”事故处理完以后，需根据实钻情况重新做承压堵漏，以确保后期施工。须家河组、自流井组地层在钻进及划眼过程中出现复漏的几率大，分析其原因为：主要是地层的原始骨架应力较低，承压堵漏完成后，在降密度过程中及降密度以后，漏层内堵漏剂出现返吐，造成承压堵漏失效，承压堵漏方法不可靠，复漏现象严重。为确保承压堵漏效果，决定采用化学固结承压堵漏技术来提高地层承压能力；该堵漏技术具有维持时间长、抗温、抗压好等优点［1-6］。

1　漏层分析和承压堵漏思路

1.1漏层位置分析

明1井在钻至井深2 514 m发生漏失，在井底泵入浓度为46%的桥接堵漏浆28 m3，替浆24 m3，井口未见返浆；起钻在井深2 103 m处再次泵入浓度为33%的堵漏浆35 m3，替浆17 m3，泵入11 m3时井口返浆；起钻在井深1 780 m处第3次泵入浓度为31%的堵漏浆39 m3，替浆15 m3，整个施工过程漏失3 m3。对于失返性漏失，只有堵漏材料对漏失层起作用后，井浆才有可能返出井口。另外，根据实钻岩性分析，该段岩性含煤线或炭质泥岩，易发生裂缝性漏失。分析认为该井漏失层主要位于1 780～2 103 m之间。结合前期钻井过程在1 894～2 087 m发生的多次井漏的实际情况，薄弱层段位于1 894～2 087 m井段的可能性较大，是堵漏及承压施工的目的井段。

1.2承压堵漏施工难点分析

1）漏失层段多、裂缝漏失通道大小不一，颗粒级配难度大。 漏失段发育不同宽度的裂缝，进行粒径级配时，粒径太大容易封门，粒径太小不能有效封堵漏失层，同一种桥接堵漏配方很难全部封堵住全部漏失层。

2）水泥浆与桥浆混合堵漏效果较好，但从多次出现复漏的情况来看，其堵漏强度有限，难以从根本上解决地层承压问题。

3）单纯水泥浆堵漏因密度差在0.5 g/cm3以上，难以在井壁附近驻留，且水泥凝固后存在收缩问题，难以与地层固结成为一体，加之地层原始骨架应力低，仍然存在复漏问题。

4）漏失压差大，达到15 MPa以上。井深2 249.5 m发生漏失后，液面深度627 m，漏失层压力当量密度小于1 g/cm3，承压能力要求达到当量密度1.70 g/cm3以上，需要提高漏失层承压能力15.7 MPa以上，才能满足要求。

1.3承压堵漏思路

分3段进行堵漏与承压施工。首先对2 021.58 m（该井深处为水泥塞面）以上地层进行堵漏与承压作业；达到要求后对2 021.58～2 200 m井段进行堵漏与承压作业；达到要求后，检验2 200 m以下地层承压能力，若达不到要求，则对2 200 m以下地层进行堵漏与承压作业。

整体思路采用化学固结技术+交联成膜堵漏技术来完成承压堵漏。采用化学固结浆封堵施工井段；采用交联成膜浆保护施工井段以上裸眼地层，防止憋挤时压漏上部薄弱地层。

2　堵漏机理

2.1化学固结堵漏机理

化学固结堵漏材料是一种高价金属离子纳微米级材料，粒径10～100 μm。由该材料配制而成的堵漏浆容易进入地层、且能够立即与地层岩石发生键能吸附、胶结，使堵漏浆在漏失通道的流动阻力增大、同时滞留，封堵漏失通道。同时固结物具有微小膨胀功能，不会因收缩而影响封堵效果。固结物封堵强度在20 MPa内任意可调，密度在1.05～1.90 g/cm3之间可调，抗温达180 ℃。

2.2交联成膜堵漏机理

交联成膜堵漏是在桥接堵漏基础上，使用高强度桥接堵漏材料代替常规桥接材料，解决桥接堵漏抗温性能差、 强度低， 难以大幅度提高漏失层承压能力的问题，并将化学交联固结材料引入高强度桥接堵漏配方中，解决桥接堵漏易返吐、封堵漏失层易反复漏失的问题，这样形成了可抗返吐大于3 MPa、抗温大于180 ℃，抗压差大于20 MPa的抗高温抗高压抗返吐的桥接堵漏技术，即交联成膜堵漏技术。

3　化学固结承压堵漏现场应用

3.1第1次化学固结承压堵漏（1 894～2 021.58 m）

交联成膜浆封1 632 m以上井段（封至井深924 m），化学固结浆封1 632～2 021.58 m井段。交联成膜浆保护上部井段，多余的化学固结浆用于1 894～2 021.58 m井段的挤注作业，达到提高主要漏失层段承压能力的目的。

3.1.1交联成膜浆准备

配制密度为1.42 g/cm3的交联成膜浆90 m3。配方如下。

70 m3密度1.32 g/cm3的井浆+3%高强度支撑剂GQJ-1（粗）+4%高强度支撑剂GQJ-1（细）+3%橡胶颗粒（1～3 mm）+5%橡胶颗粒（0.5～1 mm）+3%核桃壳（2～4 mm） +4%刚性颗粒（1～2 mm）+5%刚性颗粒（小于1 mm）+3%单封 + 3%SQD-98（粗）+ 2%SQD-98（细）+5%QS-2+1.5%石棉绒（0.5～1 cm）+ 1%石棉绒（小于0.5 cm）+5%化学固结剂

3.1.2化学固结浆准备

根据承压井段深度，参考2.1～2.2 ℃/100 m的地温梯度，确定承压段1 894～2 021.58 m地层温度为55～60 ℃，最终确定的化学堵漏浆配方为：水+0.3%流型调节剂GL-1+130%低密度化学固结堵漏剂SMHD-2。大样复核及污染实验如图1、图2、图3和图4所示。

图1　密度1.42 g/cm3化学固结浆大样实验

图2　密度为1.42 g/cm3化学固结浆大样实验

图3　密度为1.42 g/cm3化学固结浆大样与井浆1∶1污染实验

图4　密度为1.42 g/cm3化学固结浆大样与井浆7∶3污染实验

3.1.3承压堵漏施工作业

下光钻杆至2 021 m，充分循环观察无漏失后，开始堵漏施工。泥浆泵泵入51 m3交联成膜浆，然后用水泥车注入31.2 m3化学固结堵漏浆，再用泥浆泵替7 m3交联成膜浆、9.5 m3井浆，施工过程无漏失。替浆结束起钻至井深900 m，关井进行憋挤作业。共进行憋挤作业62次，挤入井浆16.08 m3。憋挤过程中停泵，立管压力最高为7.8 MPa，但无法稳压。后立管压力保持在6 MPa，缓慢泄压后回吐0.6 m3。下钻探至硬塞面1 643 m。根据实探塞面分析化学固结堵漏浆只进入漏层0.8 m3，1 340～1 643 m井段存在薄弱点，关井憋挤至4 MPa时将1 340～1 643 m井段的薄弱地层压开，后续的憋挤作业将交联成膜浆挤入上部漏层，进入下部漏层（1 643 m以下）的量较少。决定起钻再次泵入交联成膜浆关井憋挤，封1 340～1 643 m井段的薄弱层。起钻至井深1 300 m，泵入18 m3交联成膜浆，替11 m3井浆。再次起钻至井深1 000 m，关井开始憋挤作业。共进行憋挤作业38次，挤入井浆12.54 m3，立管压力稳至3.9 MPa。化学固结浆密度为1.36～1.45 g/cm3。

3.1.4承压堵漏效果

憋挤过程中泵压在5 MPa以下时稳压较好，泵压达到6 MPa以上时稳压困难且压力下降较快。反复憋挤多次后最终稳至3.9 MPa。根据现场承压情况分析，1 340～1 643 m井段的薄弱地层裂缝容易张开，承压能力较下部地层更低。决定使用化学固结堵漏技术封堵强化1 340～1 643 m井段，然后对该井段分2次扫开并分别进行承压验证。

3.2第2次化学固结承压堵漏（1 340～1 643 m）

3.2.1承压思路

利用化学固结浆对塞面1 643 m以上裸眼地层即1 340～1 643 m井段进行承压，利用交联成膜浆隔离保护化学固结浆，防止井浆污染化学固结浆，影响承压效果。

3.2.2交联成膜浆准备

密度为1.43 g/cm3的回收交联成膜浆28 m3+2 m310%膨润土浆+2 m3清水+1 t膨润土+0.3 t石棉绒（长）+0.3 t石棉绒（短）+0.6 t低密度化堵剂SMHD-2+0.25 t SQD-98（粗）+0.3 t SQD-98（细）+ 0.9 t橡胶粒（粗）+0.6 t QS-2+1.4 t橡胶粒（细）+0.5 t刚性颗粒（0.5～1 mm）+0.9 t刚性颗粒（2～4 mm）+ 0.3 t高强度支撑剂SMGQ-1-1（粗）+0.6 t SMGQ-1-2（细）+0.3 t核桃壳（0.5～1 mm）+0.6 t核桃壳（1～3 mm）+0.2 t核桃壳（3～5 mm） 。调整后的交联成膜浆密度为1.42 g/cm3。

3.2.3化学固结浆准备

根据承压井段深度，参考2.1～2.2 ℃/100 m的地温梯度，确定承压段（1 340～1 643 m）地层温度为45～50 ℃，最终确定的配方为：水+0.2%流型调节剂GL-1+130%SMHD-2。大样复核及污染实验如图5、图6和图7所示。

图5　密度为1.41 g/cm3的固结浆大样稠化曲线

图6　密度为1.43 g/cm3的固化浆大样稠化曲线

图7　密度为1.41 g/cm3的固化浆大样与井浆1∶1混浆稠化曲线

3.2.4承压堵漏现场施工

下钻至井深1 643 m循环一周，无异常，开始泵注堵漏浆。用泥浆泵泵入交联成膜浆13.5 m3，后用水泥车注入化学固结堵漏浆34 m3，入井化学固结浆密度为1.35～1.44 g/cm3。

接着用泥浆泵替交联成膜浆2.5 m3，替密度为1.40 g/cm3的井浆6 m3，替密度为1.63 g/cm3重浆3 m3，起钻，前3柱有喷浆现象，后正常。

起钻至井深920 m，循环顶通，关井，进行憋挤作业。共进行了46次憋挤作业，挤入9.70 m3化学固结浆。立压憋至10.2 MPa，开始泄压，泄压完毕后返浆1.1 m3。实际挤入8.60 m3化学固结浆。光钻杆下钻，加压10 t探得塞面1 326 m，循环处理钻井液后，起钻。后下扫塞钻具于1 320 m遇阻，划眼至1 326 m，充分循环处理钻井液后，开始扫塞。

3.3化学固结承压堵漏效果验证

分4段扫塞、划眼通井进行分段承压验证，验证情况见表1。第3段做承压时，井底垫了100 m井段的密度1.70 g/cm3的重浆；第4段做承压时，井底垫了300 m井段的密度1.70 g/cm3的重浆；第5次做承压时，井深1 900～2 200井段用交联成膜浆覆盖，然后起钻至套管鞋内关井挤堵。井深2 020.50～2 514 m井段应甲方要求只需做到1.60 g/cm3，因此，下部没再用化学固结浆进行承压堵漏。

表1　承压能力验证统计表

4　结论

1.化学固结技术的应用成功使明1井1 340～2 021.58 m井段的承压能力提高至1.70 g/cm3以上，为后续安全钻井施工提供了保障。

2.没有利用化学固结技术进行承压作业的2 021.58～2 514 m井段承压能力达到1.60 g/cm3以上。

3.前期经过多次堵漏施工后，部分漏失地层承压能力得到提高，化学固结堵漏施工前，薄弱地层主要位于1 340～1 643 m之间。

4.对于漏失严重或承压能力很低的裂缝发育地层，可推广应用高强度化学固结技术进行堵漏或承压作业，通过永久封堵裂缝通道并有效强化井壁，防止封堵层失效引起的反复漏失。

5.对于漏失严重的井段，建议采用长效封堵技术彻底解决漏失问题后，再继续钻进，防止后续钻井过程中出现漏点不清的复杂情况。

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Application of Mud Loss Control with Chemical Solidification LCM in Well Ming-1

FAN Xiangsheng， LONG Daqing， LUO Renwen
（Drilling Fluid Service Station of Southwest Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd.， Sinopec，Nanchong， Sichuan 637000）

Well Ming-1 is an exploratory well drilled in Block Puguang by the Puguang subsidiary of Zhongyuan Oilfield Company. Lost circulation has occurred many times during drilling the formations on top of the Leikoupo Formation， where fractures and faults develop. These formations are generally broken， have poor cementation and narrow density windows. Methods of controlling lost circulation， such as bridging and plugging， gels of different composition and properties and cement slurry， all failed. Conventional pressure bearing lost circulation control methods and Neotor pressure bearing lost circulation control method have also been applied，and the lost circulation was not satisfactorily controlled and stopped. A chemical solidification technology was then used to control mud losses， and a cross-linking filming fluid was applied to protect the open hole section above the mud loss spots from being fractured while squeezing. Using this technology， the pressure bearing capacity of the formations was strengthened， providing a safeguard for mud loss control. The chemical solidification lost circulation material （LCM） used was a high valent metal ion nano material， and has the ability of slight swelling. It has density that can be adjusted between 1.05 g/cm3and 1.90 g/cm3， and is stable at temperatures up to 180 ℃. In the cross-linking filming fluid， a high strength bridging LCM was used to replace the conventional bridging LCM previously used， and a chemical cross-linking solidification material was added to the filming fluid. With this chemical cross-linking solidification material， flowback of LCM slurry will not occur at pressures even higher than 3 MPa. This filming fluid remained stable at temperatures up to 180 ℃， and when solidified， can stand differential pressures as high as 20 MPa. The successful operation with this chemical solidification LCM provides an effective way of enhancing the pressure bearing capacity of formation to control lost circulation.

Mud loss； Lost circulation control under pressure； Chemical solidification； Well Ming-1

TE282

A

1001-5620（2016）05-0067-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.014

樊相生，高级工程师，毕业于重庆石油学校，长期从事钻井液技术方面的研究。电话15239966568；E-mail：fxsh2007@126.com。

（2016-5-29；HGF=1604N11；编辑 王小娜）