南约洛坦气田碳酸盐岩储层井漏治理技术

向朝纲 陈俊斌 陈 鑫

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.中国石油川庆钻探工程有限公司国际工程公司

土库曼斯坦南约洛坦气田碳酸盐岩气藏储集空间、流体（油、气、水）以及压力系统复杂，勘探实践中井漏频繁、漏速大、漏失井段长，特别是高压、高产、高含硫化氢缝洞型地层恶性井漏和喷漏同存、同层问题突出，成为制约该区块高效、安全钻完井的最主要瓶颈[1-2]。针对该区块复杂井漏问题，经过多年立项攻关和勘探实践，对该区块漏层性质、井漏特征及复杂地层漏失机理等方面有了系统的认识，并形成了防漏堵漏系列特色技术，有效地降低了目标区块及类似区块井漏、溢流复杂时效。但对特别复杂的主体构造碳酸盐岩裂缝—溶洞型恶性井漏和同一裸眼下多压力系统窄安全密度窗口“喷漏同存”等的治理效率较低，需进一步深化复杂地层井漏和堵漏机理的研究和认识，创新发展和借鉴应用国内外最新复杂井漏治理新技术、新工艺，完善该区块防漏堵漏技术模板，提高复杂井漏治理效率。

1 漏层性质与井漏特征

1.1 漏层性质

南约洛坦气田储层碳酸盐岩孔、洞和缝按照不同方式和规模构成了主要漏失通道。其主要漏层纵向上分布依次为上侏罗统牛津—卡洛夫阶第8层、第9层和第10层，主要岩性为云状、颗粒状和孔状生物灰岩。根据岩心照片（图1）和电成像资料（图2）分析可知，第8层岩石裂缝和溶蚀孔洞发育，孔洞与裂缝连通复杂，部分区块发育半充填大型溶洞。钻井过程中以失返性漏失为主，部分井放空现象，且呈现出喷、漏、塌卡等多重复杂并存。第9层岩石发育天然致漏裂缝和非致漏裂缝。钻井中表现为高全烃微漏或压裂性漏失为主。第10层岩心可看出珊瑚礁、溶洞和裂缝发育，地质最为复杂。多数井钻进过程中容易出现漏失失返，钻具放空，气液重力置换严重，恶性漏失和溢流复杂问题同存，钻井过程中实现对井筒压力的有效控制难度大。

1.2 井漏特征

对该区块已完钻井储层井漏情况进行不完全统计（表1、图3、图4）。由表1分析可知：南约洛坦气田碳酸盐岩储层漏失主要以诱导性裂缝漏失为主，所占比例为53.54%。其漏失速率常表现为由小漏向大漏、失返性漏失发展，主要原因是诱导性裂缝在井筒压力的传递过程水力劈裂效应导致缝洞联通性，裂缝开度以及裂缝密度增加。其次，天然的洞穴型漏失占据11.81%，该类漏失复杂情况与洞穴空间大小以及其缝洞穴的联通程度有关。由图3、图4分析可知，复杂井恶性漏失次数多，单井漏失量大，堵漏次数多，说明恶性井漏问题堵漏成功率不足。

2 碳酸盐岩储层井漏治理技术

图1 漏层岩心照片

图2 漏层成像资料图

表 1 不同漏失类型漏失次数统计表

图3 复杂漏失井累计漏失量对比图

图4 复杂漏失次数和堵漏次数对比图

结合土库曼斯坦南约旦储层特征和现场实践实践，总结和分析了不同漏失类型的堵漏原理和思路以及相应的防漏堵漏技术，尤其针对裂缝—孔洞型恶性漏失问题和高压气层喷漏同存复杂问题治理难点进行梳理，提出了相应的治理方案。

2.1 非失返裂缝性井漏治理技术

裂缝性碳酸盐岩地层主要发育天然致漏裂缝和非致漏天然裂缝。致漏天然裂缝漏失特征为遇缝即漏，但漏失强度不高，若无及时有效地封堵，压力传递可使天然裂缝尺寸和密度增加，而使漏失不断增大，直至恶化。而非致漏天然裂缝但在井筒压力扰动下发展成致漏性裂缝[3-5]。处理一般性裂缝性漏失问题，即时有效的封堵隔绝压力传递是关键。其基本思路在在钻进过程中用泥浆为主的技术手段来随钻不断提高所钻遇地层的破裂压力、（漏失压力、承压能力），随钻扩大钻遇地层的安全密度（压力）窗口，以随钻防漏为主、堵漏为辅；立足于防，防不住再堵。

针对南约拉坦孔隙与微裂缝漏失储层，综合考虑漏速大小、井下钻具钻头水眼和回压阀尺寸以及现场堵漏材料类别，优化堵漏材料级配以及浓度，优化形成有效治理该类井漏问题的系列桥浆堵漏配方（表2）。该堵漏配方在南约洛数十口的防漏治理中应用表明，其封堵能力强，承压强度高，堵漏成功率高。

2.2 破碎性及缝洞性储层恶性漏失治理技术

该区块碳酸盐岩储层缝洞发育、连通性好且其破碎，钻井过程中易出现失返性恶性井漏，多次采用桥浆、HHH浆、凝胶堵漏、复合堵漏和水泥浆堵漏等措施均无明显效果。其堵漏难点在于[6-8]：①碳酸盐岩裂缝壁面光滑且漏失通道尺寸变化大，常规桥堵材料无法在近井壁漏失通道内架桥、填充堆积形成有效封堵带；②碳酸岩岩溶洞、大裂缝中常存在地层水或井筒流体，水泥浆受到地层水或溶洞积液置换、稀释的干扰，堵漏液冲稀后，难以固化；③对于裂缝性（特别是垂直裂缝）气层的喷漏同层，重泥浆、堵漏浆、（包括水泥浆）因密度高而从裂缝下部流入地层，而天然气从裂缝上部进入井内，各行其道而使堵漏浆无法停留也无法填满漏层裂缝空间，堵漏很难成功；④高压气层高速气流进入漏层，大大增加漏失压差，使压井液漏失速度大幅度提高，堵漏浆更难在漏层裂缝停留。同时，被高速气流高度分散或雾化的堵漏液更无法在裂缝中聚集停留。

基于上述治理难点，提出采用油基凝胶软塞和化学固化硬塞相结合的方式。油基胶凝软塞是将吸油膨胀树脂加入油包水乳化液中，形成具有一定流动性可泵送的堵漏浆。将其泵入井下地层漏失通道中，在高温作用下形成具有一定承压能力的凝胶软性胶塞（图5），该油基凝胶初始流动性好，在高温下形成疏水性凝胶状软塞。化学固化硬塞其形成机理主要依据树脂类类固化剂在高温激发作用硬化形成的类水泥段塞（图6），依据水泥石抗压强度测试程序对不同温度和不同时养护后的硬塞进行抗压强度测定（表3），实验数据表明，不同温度和不同时间养护形成的硬塞强度不同，在130 ℃养护72 h条件下可达到10 MPa，强度适中，满足承压封堵要求的同时，防止钻塞出现新井眼的状况。

表 2 非裂缝性漏失桥塞防漏堵漏技术模板

图5 不同状态下油基软塞图片

2.3 高产、高压、高含硫化氢缝洞性地层“喷漏同存”堵漏压井技术

土库曼斯坦南约洛坦气田高产高压高含硫化氢气缝洞性地层喷漏同存具以下复杂特征[9-11]：①漏层与气层位于同一空间，即“喷漏同层同存”；②钻遇该地层时气液快速置换，并沿井筒滑脱上升，关井后呈现高井口套压；③存在硫化氢腐蚀性气体所引起的井筒安全问题；④堵漏压井期间井内高速天然气流易将各类压井液高度分散或雾化，加上恶性漏失问题的存在，无法形成完整的压井液柱来重建井筒压力平衡。

图6 化学固化硬塞图片（130°养护72 h）

表3 不同温度和实践养护后形成硬塞抗压强度测试结果表

根据地层情况、井眼状况、井口装置状况、地面环境状况综合考虑，选择凝胶—尾追水泥反推法堵漏压井同步进行的方法处理该类复杂问题，即用一定量的高黏滞阻力且强隔气的凝胶在前端注入井中，后跟快干水泥打水泥将井筒污染流体推入地层的同时一次性封堵漏层，后续注入高密度压井液形成有效压井液柱，堵漏压井同步进行，重建井筒压力平衡。其堵漏压井施工工艺如下。

1）由于地层发生漏失失返性恶性漏失，通常会导致钻井液静液面低于井口，处于井筒内的某一位置，此时为了维持井筒中动压力的相对平衡，运用向井筒内灌注泥浆，来阻止溢流甚至井喷发生。在喷漏转换前定时定量的方式实施吊灌技术起钻至安全井段，并密切关注环空液面的变化。

2）发生溢流后，立即关井，将溢流量控制最小，为下部处理创造条件。期间密切关注关井套压和立压的变化，并快速准备堵漏压井钻井液，避免关井时间过长引起其他井下复杂事故。如果关井套压值过高，根据地面设备以及泥浆量的储备的情况，可以采取挤入一定的地面泥浆，将部分气体推入地层，使井筒内有效液柱压力增加，同时使井口压力降低。

3）采用凝胶—尾追快干水泥实施压回法堵漏压井作业，即按设计注入一定量的凝胶后，跟进快凝水泥打水泥塞直接封住气层，再用压井重泥浆建立循环，完成循环压井后再进行其他作业。堵漏压井期间，选择合适的排量注入堵漏浆和压井液，施工期间控制套压小于最大关井套压，采用正反同时注入堵漏浆压井液，将井筒纯气柱或者或含硫化氢多相流推入地层。顶替水泥施工时，核对好替入量。

4）施工结束后，钻具内应憋压，若环空液面较低，可向环空注入或连续灌入压井液。

3 结论

1）南约洛气田碳酸盐岩储层漏层纵向分布主要为第8层、第8层和第10层3个层位，漏失类型以裂缝型漏失、缝洞型漏失和洞穴型漏失为主。

2）针对大裂缝或溶洞性恶性井漏问题，提出采用抗高温强阻滞型油基凝胶软塞和高强度化学固化硬塞相结合的方法在漏层形成能隔断流体运移的“隔绝带”，能大幅度提高地层的承压能力，拓宽安全密度窗口。

3）针对高产高压高含硫化氢气缝洞性地层喷漏同存问题的复杂性及其特殊性，结合地层情况、井眼状况、井口装置状况、地面环境状况综合考虑，提出首先采用吊灌和置换法预处理手段来延缓漏喷转换时间和降低井口压力，然后采用化学凝胶和尾追水泥的堵漏压井技术，重建和恢复井筒压力平衡，达到治漏和防溢目的。