乐东A区块高温高压井漏失问题及井壁强化技术研究

黄静 马帅 李文拓 刘贤玉 邓文彪

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

近年来，海上高温高压油田逐渐成为勘探开发的重点区块。过高的孔隙压力，使高温高压井面临着压力窗口窄的问题。当钻遇高压储层时，出于防控溢流考虑，需要稍提高钻井液密度；然而，在此过程中一旦超出地层承压能力，将会引发地层漏失现象。若井筒工作液漏失问题不能及时有效地得到控制，则有可能导致埋钻、弃井等严重后果[1-4]。高温高压井对控制井漏、提高地层承压能力提出了更高的要求，地层承压能力能否满足作业需要决定了高温高压井安全钻井的成败。

南海西部海域莺歌海盆地是我国近海海域典型的高温高压型盆地，高温高压天然气资源丰富，资源潜力巨大，具有极高的开发价值。盆地内的乐东A区块地质条件苛刻，油井属于超高温及超高压井。随着温度和压力的进一步上升，乐东A区块的钻完井难度系数呈几何级数增长。乐东A区块已钻勘探井作业难度极大，频发井漏事故，给后续的勘探开发作业带来了很大困难。国内外学者对于地层漏失机理及堵漏技术进行了大量研究，且已取得了一定成果[5-11]。但目前为止，关于高温高压井的井漏机理及提高地层承压能力方面的研究为数不多。

本次研究中充分考虑到温度变化的影响，通过建立的漏失压力计算模型，对乐东A区已钻井漏失机理进行分析，进而优选出满足高温高压作业条件的堵漏体系。

1 乐东A区块漏失现状

乐东A区块位于莺歌海盆地凹陷斜坡带南段，成藏条件良好，具有丰富的气源基础。该区块已钻7口勘探井，井深均超过4 000 m，是典型的高温高压甚至超高温超高压井。在钻井过程中，其中的6口井均出现了不同程度的井漏现象，且储层段溢流、井漏现象并发，同一漏层多次出现漏失现象。井漏引发的复杂情况严重影响作业安全、时效及进度。

1.1 漏失类型识别

依据工程特点及地层特性，可将井筒漏失分为压裂性漏失、裂缝性漏失、渗透性漏失。其中，压裂性漏失往往漏速较大、起下钻有阻卡；裂缝性漏失的漏速及漏失量均较大；渗透性漏失漏速和漏失量较小。当高温超压地层钻井过程中发生漏失时，需确定漏失类型、漏层深度及其位置，根据相应特征采取合理的防堵漏及提高地层承压能力技术措施。对于漏失类型，应根据现场工程特点与地质认识，以及理论漏失压力与实际漏失压力的比对情况，进行综合判断。

地层被钻开后，原来稳定的地应力状态被破坏，井周应力将沿井壁重新分布；同时，高温井中钻井液与地层相互热交换将引起井壁温度发生明显变化，温度变化幅度25～50 ℃较为常见，其剧烈变化将对井壁产生不可忽略的温变附加应力[12-13]。综合考虑此影响，认为井壁的三向应力分量，就是钻井液柱压力与地应力联合作用下的井眼周围地层应力分量，以及井壁、地层温度变化作用下的应力分量之和。应力计算如式(1)所示：

(1)

式中：σr—— 径向应力，MPa；

σθ—— 周向应力，MPa;

σz—— 轴向应力，MPa；

σH—— 水平最大地应力，MPa；

σh—— 水平最小地应力，MPa；

σv——上覆地应力，MPa；

pw—— 钻井液的液柱压力，MPa；

θ—— 井周角，(°)；

Tw—— 井壁上的温度，℃；

T0—— 地层原始温度，℃；

αm—— 岩石体积热膨胀系数；

E—— 岩石弹性模量，GPa；

ν—— 岩石泊松比。

对于完整性地层，当井内钻井液的液柱压力过大时，井壁岩石所承受的有效拉应力超过岩石抗拉强度，即σθ min-αpp=σt；同时，井壁地层产生压裂诱导缝，导致地层发生漏失，对应的漏失压力为地层破裂压力。由周向应力与井周角的关系可知，当θ取0°或180°时，σθ最小，从而推导得出地层破裂压力计算模型，如式(2)所示：

pf=3σh-σH-αpp+σt+

(2)

式中：pf—— 地层破裂压力，MPa；

σt—— 抗拉强度，MPa；

pp—— 孔隙压力，MPa。

对于裂缝性地层，已经形成的裂缝在应力作用下处于闭合状态，井壁有效应力只需克服裂缝重张压力即可使裂缝再度打开。此时，地层裂缝性漏失压力计算如式(3)所示：

pf=3σh-σH-αpp+

(3)

对于孔隙度大、渗透率高的渗透性地层，当井筒内液柱压力高于地层孔隙压力与渗流阻力时，钻井液会沿孔隙等渗流通道进入地层，从而发生渗透性漏失。根据达西渗流理论，通过漏失量、渗流面积等计算钻井液渗流压力，如式(4)所示：

(4)

式中：pL—— 钻井液渗透性漏失压力，MPa；

qf—— 漏失体积速度，cm3s；

μ—— 钻井液塑性黏度，mPa·s；

k—— 地层渗透率，μm2；

h—— 漏失地层厚度，m；

rf—— 漏失半径，m；

rw—— 井眼半径，m；

Φ——地层孔隙度，无量纲；

τ0—— 钻井液屈服应力，Pa。

1.2 漏失层位确定

钻井前需依据邻井资料，以及地震、地质及测井资料等充分评估待钻井的地质特征，判断井眼轨迹钻遇的地层状态，并选择相应的漏失压力计算模型。在实钻过程中，可根据随钻资料、地漏数据预测漏失压力，其最低值所处位置即发生漏失可能性最大的位置。最易发生漏失的地层有：

(1) 含灰地层裸眼井段最低孔隙压力位置。含灰砂岩本身存在大量的微裂隙，地层压力得到一定程度的释放，地层孔隙压力降低，从而使岩石骨架承受更大的上覆岩层压力，加剧裂缝的产生，最终形成诱导性裂缝，出现漏失；压力释放越大的位置，漏失风险越高。

(2) 岩性发生较大变化的交界面位置。漏失往往最易发生在不同岩性的交界面处，交界面处地层岩石强度特性会发生较大变化；砂岩的抗拉强度相对于泥岩有较大幅下降，导致地层更容易出现拉伸破坏，从而发生漏失。

实际地层漏失压力除了与地层本身属性相关外，还受到钻井液性能、地层温度及井壁泥饼质量等的影响。在钻井过程中，根据钻井液漏速、起下钻情况来判断井漏的发生以及漏失类型、漏失压力，钻后根据漏失压力理论计算结果与现场实钻情况对漏失层位进行综合识别。

1.3 区块漏失现状

对该区块井漏情况进行了统计，数据见表1。有6口已钻探井发生了井下漏失，漏失层位集中在HW2段与MK组，在HW2段高发；漏失类型表现为裂缝性漏失与压裂诱导性漏失特征。这6口井中：LDA-11井没有作业窗口，无法继续钻进，在未达预想地质目标的状况下弃井；LDA-12井由于井漏引发卡钻，爆炸松扣后弃井；LDA-31井完钻后加深钻进时发生了井漏，处理后弃井；其他3口井在发生井漏后堵漏成功，顺利完成钻井作业。

2 乐东A区块高温高压井井壁强化技术

高温高压井地层压力大，压力窗口窄，对于因过平衡钻井方式使井筒内液柱压力超过地层承压能力而导致的地层发生漏失只能从地层本身着手。封堵裂缝从而强化井壁、提高地层承压能力以满足安全钻井需要，是唯一可行的解决手段。

井底原始地层温度超过180 ℃，甚至更高。这就要求堵漏材料具有良好的抗温性，在高温下不能变质，避免使井况进一步恶化。同时还要求，加入高比重堵漏材料后的钻井液性能良好。超高密度钻井液中固相含量高而液相含量低，钻井液自身黏度较高，在加入堵漏材料以后，应能确保可泵性。此外，配方需满足堵漏能力的要求，能将地层承压能力提高至预期水平。

针对常用堵漏材料进行高温老化实验，高温老化16 h后，观察老化前后材料的性质变化，从中优选出可以抗温200 ℃的堵漏材料。通过实验，分析堵漏材料复配、不同堵漏材料加量、基浆配方，在保证堵漏能力及承压能力的同时，筛选出具备可泵性的配方。

经过室内性能评价优选出CoSeal堵漏体系，该体系由淡水、海水等钻井水，及CoVIS、CoSeal、CoGA等3种功能性材料构成，具有良好的增黏悬浮、快速填充、即时封堵效果。采用“300 mL现场海水+2.0%CoVIS+重晶石(ρ=2.3 gcm3)+ CoSeal堵漏剂”配方堵漏浆，其在200 ℃条件下老化16 h后的滤失情况见表2。对于高密度堵漏浆，当堵漏剂加量增加时，滤失时间缩短，高滤失效果变得更显著，滤失后堵漏浆中的固相及堵漏材料形成高强度填塞。

对CoSeal和CoGA不同加量堵漏浆进行堵漏评价实验。具体实验方法为：首先，装入20 — 40 mm砂床，砂床体积为500 mL，先加入700 mL堵漏浆，加压快速滤失，然后再加入600 mL室内高密度钻井液进行承压实验，每隔5 min加压1 MPa，一直加压至7 MPa，承压30 min；最后，记录所得滤失量。所测承压能力及漏失量见表3。当CoSeal加量为20%、CoGA加量为7%时，堵漏材料即可进入砂床底部，在整个砂床中形成桥架封堵，堵漏浆承压7 MPa，漏失量仅为20 mL。

面对水基钻井液和油基钻井液，CoSeal体系堵漏材料均表现出惰性。在200 ℃高温下，CoSeal体系堵漏材料具有较好的稳定性，可在裂缝内快速形成高抗压和高抗剪切屏障，有效地防止堵漏封门、堵漏浆返吐和裂缝闭合。该体系可实现随钻堵漏和段塞堵漏，适用于各类型诱导裂缝的堵漏处理。在乐东A区块：在前期，针对LDA-11井、LDA-12井、LDA-31井等3口漏失井，采用了碳酸钙和云母等堵漏材料，均未取得理想效果，多次堵漏后提高地层承压的能力非常有限；在后期，针对LDA-21井、LDA-15井、LDA-16井等3口漏失井，采用CoSeal体系堵漏材料均实现了一次性成功堵漏，后续作业顺利，无井漏发生。

表3 CoSeal体系承压能力评价

3 现场应用

LDA-15井四开1214″井段从3 113 m钻进，至958″套管下入深度3 950 m后，循环调整泥浆性能，逐步提高钻井液比重至1.78 gcm3，测得井底ECD(当量钻井液循环密度)为1.80 gcm3，加重过程中井口突然失返。据此判断井下发生了漏失。由于在循环调整中发生井漏，因此，无法准确判断井下漏失位置，需要从地质力学的角度进行分析。

根据随钻测井数据、电缆测井数据、地漏数据、测压数据等,计算出完整性地层破裂压力及裂缝性漏失压力。图1所示为LDA-15井1214"井段漏失压力及破裂压力计算结果。针对1214″井段，计算出理论完整性地层破裂压力对应的漏失当量钻井液密度为2.09～2.22 gcm3，裂缝性地层漏失压力对应的漏失当量钻井液密度为1.82～2.06 gcm3；实际现场循环过程中，漏失压力当量钻井液密度为1.80 gcm3，对比完整性地层破裂压力与裂缝性漏失压力数值，判断该井地层存在裂缝。当井下ECD达到1.80 gcm3时，超过了裂缝重张压力，使裂缝再度打开而造成地层裂缝性漏失。深度3 804 — 3 880 m井段漏失压力较低，该井段为井漏发生高风险井段。结合岩性、地层压力进行综合判断，认为在漏失深度3 800 — 3 850 m井段，其最薄弱层位在3 804 m 处。此位置既是砂泥岩交界面，也是孔隙压力最低点处。该井段FMI电成像测井情况如图2所示，在深度3 800 — 3 843 m井段分布不连续、裂缝面规则、平行羽列的高角度裂缝。经分析，判断此裂缝为钻开地层后岩石内应力瞬间释放形成的应力释放性诱导裂缝，此结论与理论分析结果相吻合。

发生井漏后，现场紧急对工具及堵漏措施进行了综合判断。考虑到钻具组合带有随钻工具LWD，且采用的堵漏材料颗粒粒径最大不能超过3 mm，决定开启堵漏短节进行堵漏，泵入密度为1.75 gcm3的堵漏浆40 m3。堵漏后将钻井液密度逐渐提高至1.78 gcm3，静止及循环期间液面保持稳定，后续起钻通井、电测、下套管及固井过程等作业顺利完成，井下无漏失发生。

图1 LDA-15井12 14"井段漏失压力及破裂压力计算结果

图2 LDA-15井12 14"井段FMI成像测井图像

4 结 语

在本次研究中，充分考虑岩石力学、温度影响、渗流作用、岩性变化等因素，提出了漏失类型识别、漏失层位确定的漏失机理综合分析技术。乐东A区块已钻井频发井漏，以HW2段裂缝性漏失、压裂性漏失为主。针对乐东A区块漏失情况，通过室内实验优选出适用于高温高压井的通用型堵漏体系—— CoSeal体系，该体系具有良好的温度稳定性、 快速的封堵能力、较高的抗压强度，适用于各种类型、尺寸裂缝堵漏。采用CoSeal堵漏体系，其漏失类型及漏失层位综合分析结果与现场实际情况相吻合，完成了裂缝封堵及井壁强化，现场堵漏效果显著。