仙西2 井漏失性质分析及堵漏方式探讨

2020-09-18熊战王合林张民立钟德华何勇波李广冀

钻井液与完井液 2020年3期

熊战，王合林，张民立，钟德华，何勇波，李广冀

（1.渤海钻探工程有限公司第二钻井分公司，河北廊坊 065007；2.渤海钻探工程有限公司，天津 300457；3.渤海钻探泥浆技术服务公司，天津 300280）

冷湖七号构造是柴达木盆地柴北坳陷冷湖-马仙构造带上的一个三级构造，地面发育东西两个高点。股份公司风险预探井仙西2 井位于东高点，东接南八仙构造，西接冷湖六号构造，南为伊北凹陷。钻探目的为探索冷湖七号深层基岩和侏罗系含油气性，为柴北坳陷侏罗系含油气系统下步研究和勘探部署提供依据。该井钻至4213.36 m 后频繁发生恶性漏失，井漏期间多次发生气侵及盐水侵。由于裸眼段较长，气水层分布密集，密度窗口窄；漏失持续井段长、薄弱点不明确；漏点多，漏失位置点、段共存且间距较近，漏失类型不易判断，导致堵漏工艺针对性差，堵漏成功率极低。先后引进3 家专业堵漏公司，实施堵漏工艺80 次、堵水工艺3 次，井漏复杂时间高达190.2 d，考虑到继续施工的难度及风险，钻至5127.67 m 封井。

1 地质工程简况

1.1 地质简况

仙西2 井三开实钻自上而下钻遇古近系下干柴沟组上段（E32）、下干柴沟组下段（E31）、路乐河组（E1+2）。下干柴沟组上段（3256～4524 m）上部岩性以棕褐色泥岩、砂质泥岩及灰白色、灰色、棕褐色、棕灰色泥质粉砂岩、粉砂岩为主；下部主要为棕褐色粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩、含砾砂岩，灰色砂质泥岩、含砾砂岩。下干柴沟组下段（4524～4773 m）以棕褐色砂质泥岩、泥岩、泥质粉砂岩、含砾砂岩为主，夹灰白色细砂岩、粉砂岩。路乐河组（4773～5129.42 m）上部以浅灰色、灰白粉砂岩、泥质粉砂岩、细砂岩、含砾砂岩为主，夹棕红色、浅棕色含砾砂岩、泥质粉砂岩。下部以棕红色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、粗砂岩，棕褐色含砾砂岩、砾状砂岩为主。

1.2 工程简况

仙西2 井设计为四开直井型预探井。一开采用φ444.5 mm 钻头钻至井深1504 m，下入φ339.7 mm 套管至井深1499.45 m；二开采用φ311.2 mm钻头钻至井深3500 m，下入φ244.5 mm 套管至井深3499.09 m；三开采用φ215.9 mm 钻头钻至井深4842.45 m，处理井漏期间发生卡钻。填眼后于井深4502 m 侧钻，钻至井深5129.42 m 处理井漏期间发生卡钻，经1 次泡解卡浆、5 次泡酸处理未果，决定打水泥塞封井缓打。

1.3 井漏特征与堵漏简况

1）漏失井段分布长，漏点多。三开在4213.26～4826.00 m 井段发生12 次井漏，通过随钻堵漏、桥接堵漏、平衡穿漏等方法进行处理。侧钻井段在4517.56～5129.42 m 之间发生6 次井漏，通过随钻堵漏、桥接堵漏、固结堵漏等方法进行处理。

2）漏失类型复杂。漏失井段岩性以粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩、含砾砂岩等为主。漏失通道分为微孔渗透型、渗透型、孔隙型、孔隙-渗透型、微裂缝型；漏失通道以自然漏失通道为主，诱导漏失通道为辅。漏失严重，以大漏为主，三分之一以上的漏失出口失返。

3）堵漏困难。由于漏失通道复杂，常规颗粒配级的桥接堵漏材料基本不能进入漏层，进入漏层的细小颗粒堵漏材料不能形成滞留封堵层，返排压力低。为避免压漏非漏地层，承压堵漏过程中施加回压较低亦不能使桥塞材料有效进入漏层，严重影响堵漏效果。

4）高压盐水层发育。井段3500～4750 m 中途电测解释，存在8 层67.6 m 水层、14 层117.5 m含气水层、9 层92.8 m 气水同层；降低钻井液密度防漏过程中，盐水返排出水量大，导致水侵部分钻井液密度进一步下降；出水伴随出气，易引起井控风险。

5）三开井筒存在多套压力系统。不但漏层钻井液密度窗口窄（部分漏点停泵出口外溢，开泵漏失），不同漏层之间钻井液密度值也不能兼顾，井漏和堵漏过程中多次出现油气水侵，甚至压差卡钻。侧钻井段3500.00～4036.50 m，进行桥接堵漏、固结堵漏承压封堵水层试验；侧钻井段3500～4060 m，进行桥接堵漏承压封堵水层试验。

仙西2 井三开钻井施工中共发生18 次井漏，消耗5134.45 m3密度为1.67～1.78 g/cm3的BHWEI 钻井液，消耗48 m3密度为2.05～2.08 g/cm3的BH-WEI 钻井液。3 次承压封固水层消耗1.72～1.73 g/cm3的BH-WEI 钻井液50.5 m3。由于井漏严重且堵漏困难，以泥浆技术服务公司（简称A 公司）为主体，引进其他3 家专业技术服务公司进行堵漏作业，以下简称B、C、D 公司。具体情况见表1。

2 堵漏技术

2.1 A公司措施与效果

仙西2 井三开井段使用BH-WEI 体系。该体系添加具有合理级配、尺寸合适、封堵效果好的堵漏材料，具有随钻防漏堵漏功能[1]。前期堵漏作业，同时采取“低活度、弱水化、低循环当量密度”的井壁稳定措施，实现降低钻井液密度，解决压差、压耗诱导性漏失[2]。后期连续井漏及强钻时，改造钻井液为平衡穿漏堵漏浆。堵漏同时，摸索降低钻井液密度、提高封堵防塌性能、调整流变参数、配合工程措施等方法，减少激动压力和环空压耗，控制诱导裂缝性漏失[3]。针对在钻进井段4213.36～4842.45 m 及侧钻井段4517.56～4862.00 m 频繁发生漏失、气水侵，采用随钻堵漏、桥塞堵漏、平衡穿漏等方法进行处理，具体的配方如下。

1#（桥接堵漏浆配方）基浆+（3%～5%）SQD-98（细）+（3%～5%）SQD-98（中粗）+4%果壳（细）+4%果壳（中粗）+（2%～4%）BZ-SPA+（3%～6%）BZ-DSA+（2%～3%）BZ-RPA-Ⅳ+3%YX+0.5%BZ-YRH

表1 仙西2 井三开钻进期间井漏情况统计

2#（随钻堵漏浆配方）基浆+（2%～3%）YX+（2%～3%）BZ-DFT

3#（平衡穿漏浆配方）基浆+（2%～3%）DFT+（1%～2%）BZ-NAX+（2%～3%）YX+（2%～3%）惰性颗粒封堵材料（≤1 mm）+（1%～2%）复合随钻封堵材料，总浓度控制在8%～10%

该井漏层复杂，堵漏作业次数多、时间长，消耗钻井液量大，在实践中摸索形成了非常规暂堵法。4255～4256 m 水层地质物性好，微细孔隙连通性好，密度窗口窄，前期进行了2 次随钻堵漏、4 次桥塞堵漏（第4 次为B 公司作业）、1 次非常规堵漏及1 次压井作业未解决问题，使用该工艺1 次性封堵成功。该暂堵法堵漏原理为，优选与漏层孔隙级配的堵漏材料；用淡水配制高浓度的膨润土浆，其进入高压低渗盐水层孔隙时，因盐侵发生聚结稠化产生封堵效应，作用于井壁附近及与地层盐水接触面，未及时水化的膨润土颗粒随堵漏浆进入漏层后，未受盐侵部分水化24～48 h 达到最佳稠化，起到滞留封堵效果；使用纤维状结构改性海泡石配合宽范围颗粒碳酸钙封堵造壁；BZ-DFT 属于混合颗粒级可压缩、变形材料，可以进入漏层孔隙封堵；BZ-RPA-Ⅳ为80～160 目，刚性架桥且堵漏瞬间完成。

随钻防漏提高地层承压能力技术应用效果明显。该井在4517～4767 m 原井眼钻进时漏失4 次，3 次小漏，1 次大漏，大漏堵漏5 次，损失钻井液大于400 m3。该井段侧钻时采用“随钻提高地层承压能力”配套技术，3 次小漏段没有漏失，大漏层段1 次堵漏成功，损失钻井液40 m3左右。在堵漏卡钻后注入解卡液前，单凡尔循环漏失，双凡尔循环不返钻井液的情况下，全井加入3 t 随钻堵材料BZ-DFT，双凡尔循环无漏失。冷探1 井、鸭探1 井，通过随钻防漏提高地层承压能力工艺实施，承压能力当量钻井液密度分别达到2.15、2.30 g/cm3以上，满足安全钻进要求，邻井均漏失10 次以上，溢流、卡钻均有发生，此两口井均没有发生大的漏失、溢流、卡钻事故复杂,应用效果良好。

2.2 B公司措施与效果

B 公司在井段4373.65～4785.97 m 进行12次堵漏（或配合）作业。其中5 次承压堵漏作业成功2 次，2 次随钻堵漏作业成功1 次，5 次配合堵漏作业仅成功1 次。侧钻期间，针对3500.00～4036.50 m 井段存在的活跃水层，D 公司反承压封固水层失败后，进行1 次超细水泥浆反承压封固水层作业，亦未成功,累计消耗BH-WEI钻井液421.27 m3。使用的堵漏材料主要以天然矿物类BZ-PRC、植物纤维BZ-ACT、水化膨胀树脂BZ-STA 为主，根据漏速、漏层性质以及承压要求进行调配。BZ-PRC 堵漏剂能够进入到裂缝内部，BZ-ACT 能够形成致密的封堵层，BZ-STA 的水化膨胀应力直接作用在其周围岩石和堵漏材料上，提高压力敏感性地层承压能力，达到承压目的。在该井使用的承压堵漏配方如下。

4#（承压堵漏浆配方）基浆+10%BZ-ACT+10%BZ-PRC+10%刚性颗粒+5%果壳（中粗）

5#（承压堵漏浆配方）基浆+5% 果壳+（3%～5%）BZ-DSA+（5%～10%）BZ-PRC+（4%～10%）BZ-STA-Ⅰ+1%棉

2.3 C公司措施与效果

C 公司在井段4722.76～4842.45 m 进行3 次承压堵漏作业，2 次成功1 次失败；在侧钻井段4783.55～5129.42 m 进行10 次堵漏作业。其中5次承压堵漏作业成功4 次，泡酸作业酸化后井漏，成功实施5 次防漏堵漏作业。配合B 公司承压封固水层，成功注入防漏保护浆。B 公司承压封固水层失败后，该公司在侧钻井段3500～4060 m 进行1 次反承压封固水层作业，失败。累计消耗BHWEI 钻井液165.75 m3。

C 公司采用“桥堵”堵漏技术。在该井进行了13 次堵漏作业（含承压，泡酸解卡期间作业）、4次配合堵漏作业。采用的材料为以雷特快失水堵漏材料为主的自有产品，分为NT 和GT 系列，抗温200 ℃以上。在该井使用高承压堵漏技术，作用原理为在井口憋挤压力的作用下，颗粒类架桥堵漏材料进入漏层将其撑开架桥，一方面，将上覆岩石薄弱层依次压缩变得更致密，提高薄弱层岩石体密度，另一方面，颗粒类架桥材料将漏层撑开后，为片状、纤维、填充类堵漏材料的锲入提供了通道，在井口憋压压差作用下不断地填充夯实，形成稳定的承压堵漏层。使用的堵漏配方如下。

6#基浆+0.5%NTS 中粗+2%NTS 细+8%NTBASE+1%NT-T+2%HTK（0.5～1.0 mm）+3%HTK（1～3 mm）+2%HTK（3～5 mm）+4%GT-MF

2.4 D公司措施与效果

D 公司在侧钻井段4802.60～5129.42 m 进行18 次固结堵漏作业、1 次承压封固水层作业。其中12 次专项堵漏成功3 次（其中1 次未使用正常排量验漏），5 次随钻堵漏成功一次（未使用正常排量验漏）。1 次暂堵堵漏作业，失败。侧钻期间实施1 次固结反承压封固水层作业，失败。累计消耗BH-WEI 钻井液2640.76 m3。在井深5129.42 m固结堵漏作业中卡钻，处理困难导致封井缓打。气水侵现象严重，如4767.48 m 第5 次堵漏处理过程中发生溢流；侧钻4759.31～4786.51 m 处理过程中井口失返导致多次水侵溢流。气水侵导致的液柱压力变化、钻井液性能的变化等对堵漏施工带来了极大的影响。对比常规桥接堵漏，在含气水侵的堵漏处理中D 公司堵漏工艺表现略优，如侧钻井段4759.31～4786.51 m 处理过程中，12 次专项堵漏均有不同程度的水侵。在D 公司参与处理后这种情况大大改善，并恢复了钻进80 余米，侧钻井眼4786 m 后续直至封井5129.4 m 的施工井段，几乎全部由D 公司处理井漏，在此施工井段，D 公司进行了18 次专项堵漏，井筒漏失依旧延续上部形势，失返性漏失、严重漏失夹杂全井堵漏浆下的渗漏，期间多次在钻井液失返情况下强行钻进。4213 m 漏失至原井眼井深4842 m 耗时72 d，进尺629 m，日均8.74 m；侧钻4502 m 至5129 m 耗时60 d，进尺627 m，日均10.45 m。

固结堵漏技术能够有效地弥补桥接堵漏材料有效周期短、强度低的缺点，通过对漏层进行填充、加固，提高地层的承压能力，主要材料为抗高温固结型堵漏剂、高强度固结型堵漏剂等。在该井使用的堵漏配方如下。

7#(高滞留型堵漏浆）基浆+（0.18%～0.3%）SD-LFV+（2.5%～3.75%）TRS-DF+（2%～2.5%）TRS-DJ+（2%～2.5%）TRS-DC+（2.5%～3%）TRS-XDC+（0.12%～0.25%）SD-LFR+（0.06%～0.18%）SD-LFA+（0.06%～0.12%）SD-LFD+（0.05%～0.8%）TRS-FS+（3%～8%）细颗粒桥堵剂+（5%～10%）中颗粒桥堵剂

8#(低强度凝结型堵漏浆）基浆+（0.18%～0.25%）SD-LFV+（3.75%～5%）TRS–DF+（3.75%～5%）TRS-DJ+5%TRS-DC+2.5%XDC+（0.12%～0.25%）SD-LFD+（0.06%～0.12%）SD-LFR+（0.12%～0.18%）SDLFA+（0.05%～0.08%）TRS-FS+2.5%棉籽壳+1.8%果壳+0.6%锯末

9#（中强度加固型堵漏浆）基浆+（0.06%～0.12%)SD-LFV+（2.5%～3.75%)TRS-DF+5%TRS-DJ+（5%～7.5%）TRS-DC+5%TRS-XDC+（0.12%～0.18%）SD-LFR+（0.06%～0.18%）SD-LFA+（0.06%～0.12%)SD-LFD+（0.05%～0.8%）TRS-FS+2.5% 水泥+1.8% 棉籽壳+0.3%果壳+1.25%锯末

2.5 影响堵漏效果的因素

仙西2 井三开井段堵漏成功率低、消耗钻井液量大、引发2 次卡钻复杂，严重影响钻井施工，分析原因存在以下影响因素。

1）漏失层位点、段交叉分布。根据漏失处理集中程度大约划分为18 个堵漏处理段。实钻过程中，井筒大部分时间处于漏失状态，有渗透性漏失，有失返性漏失，严重的时候伴随气侵水侵，漏失层位的岩性多样，棕褐色棕红色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩、灰白色含砾砂岩、灰白色粉砂岩等均有分布。此井段既有高渗透性砂岩的孔隙型漏失，也有微裂缝、裂缝性漏失，在全井的漏失处理过程中，只有极少数是一次处理成功，例如侧钻井深4394 m 堵漏，侧钻井深4830.18 m 堵漏（4830 m 堵漏后渗漏强钻至4896 m）；在常规桥堵材料的选择上需反复尝试才能有效封堵地层，大部分漏失需要处理两次或者多次处理才能勉强恢复钻进，例如4767.48～4769.00 m 漏失处理多达6 次（A 公司、B 公司、C 公司参与），侧钻4759.31～4786.51 m漏失处理多达12 次（A 公司、B 公司、D 公司参与）。

2）漏失持续井段长，薄弱点不明确，漏失位置点、段共存且间距较近。对于常规堵漏，A 公司、B 公司以及C 公司除了堵漏材料各有特色之外，施工流程基本一致（注入堵漏浆后起钻承压憋挤提高井筒承压能力），单次专项堵漏耗时长，见漏就堵的方式对于施工周期影响较大；随钻堵漏钻进风险极大且漏速不能完全满足钻进要求。

早上我找衣服穿准备上班,套了一件久未穿的裙子,对着镜子自语:“唉呀!怎么像包粽子一样。”在一旁洗脸的老公说:“那是馅儿的问题,跟包的叶子无关!”

3）漏失性质和特征无规律性。原井眼和侧钻井眼，在钻遇同等井深地层时，表现出的漏失程度也差异极大，例如侧钻井深4783 m，对应原井眼4767 m 处失返性漏失，采用同样的堵漏配方无效，直到反复几次加大材料粒径和浓度后，井筒状况稍有改观，但漏点未完全封堵成功，处于微漏失状态。

4）水侵气侵现象严重，如4767.48 m 第五次堵漏处理过程中发生溢流；侧钻4759.31～4786.51 m 处理过程中井口失返导致多次水侵溢流。水侵气侵导致的液柱压力变化、钻井液性能的变化等对堵漏施工带来了极大的影响。

5）承压堵漏选材受限，措施不得当，堵漏效果不佳。承压堵漏作用机理包含密封和支撑裂缝两方面，堵漏材料应同时具有封堵性能和机械强度[6]。传统钻井液中固体颗粒桥堵作用效果主要取决于颗粒分布与地层孔喉大小匹配吻合度，地层适应范围较窄[7]。优选堵漏材料、堵漏方式，才会达到最佳堵漏效果。

6）临界漏失压力下，进行较高压力的承压堵漏，增加了井漏发生几率、堵漏难度。

7）多次开关随钻堵漏阀应用效果不佳。钻进期间发生井漏时，配制堵漏浆期间，井筒中岩屑发生沉降，在多次开关随钻堵漏阀下部的井底形成砂床，阻隔堵漏浆进入井底漏层实施靶向堵漏；同时钻井液推球打开多次开关堵漏阀的旁通阀时，增加了漏失量。

3 反承压堵水

仙西2 井三开井段钻井施工期间，因钻井液液柱压力难以维持合理的恒定值，密度窗口窄导致频繁发生溢漏转换。为了降低二次侧钻风险、提高工作效率，打塞后进行3 次反承压堵水作业试验，预期封死上部井筒水层，提高地层反向承压能力，将钻井液密度由1.71～1.73 g/cm3调整至1.60～1.65 g/cm3。如果作业成功，二次侧钻采用此方法封堵下部井眼高压水层，达到用较低的密度钻进。提高封堵段的反向承压能力，封堵水层的承压能力要大于地层水的流动压力，否则，地层水会突破封堵段进入井筒[8]。E32 地层3500～4060 m，地质录井分析存在20 层水层，其中3854～3862 m 孔隙度强。连续使用3 次反承压封堵水层工艺，皆未成功。

3.1 D公司反承压堵水

D 公司使用固结堵漏浆进行反承压堵水作业。中强度加固型堵漏浆进入水层后形成滞流能力强、凝固强度高的填充封堵区。施工简况：塞面位置4036.50 m，下钻至井深4036 m。注入固结型堵漏浆40 m3，配方如下。

基浆为钻井液36 m3+1.30 g/cm3有机盐水2 m3+水6 m3。替堵漏浆到位后起钻至井深2880 m，关井憋挤承压。环空反挤钻井液10 m3，立压0 ↑19 ↓10 MPa。正挤钻井液20 m3，立压10 ↑13 MPa，套压10 ↑13 MPa。关井憋压，立压11 ↓7 MPa，套压11 ↓7 MPa。泄压开井，静止堵漏72.5 h 时观察出口溢流。下钻至套管脚处，划眼堵漏浆塞段3500～4032 m，期间出口钻井液密度1.75 ↘1.27 ↗1.79 g/cm3、黏度84 ↘43 ↗68 s、Cl-34800 ↗35600 mg/L，排放盐水污染钻井液3 m3,反承压封固水层失败。

3.2 B公司反承压堵水

B 公司使用超细水泥浆作业。施工简况如下：下光钻杆钻具至井深4035 m；注入C 公司垫底防漏保护浆6 m3，预防井段3900～4036.50 m 漏失；注入13 m3密度为1.74～1.77 g/cm3的超细水泥浆，封固井段3555～3900 m；起钻至井深3320 m；注入C 公司盖顶防漏保护浆8.5 m3，预防井段3555～3499.09 m 漏失；关井憋挤，挤入钻井液8 m³，套压0 ↑11 ↓9 MPa；静止观察，套压9 ↓8 MPa；挤入钻井液2 m3，套压8 ↑9 MPa；关井憋压候凝25.41 h，套压9 ↓4 MPa。泄压开井候凝37.16 h。换钻具扫塞，开泵冲划井段3480～3710 m；钻软塞井段3710～3785 m，钻压10～20 kN；钻超细水泥塞井段3785～3840 m，钻压10～30 kN，硬水泥塞面位置3785 m；开泵冲划井段3840～4036.5 m；钻塞前期填眼水泥塞井段4036.5～4060 m，钻压20～30 kN。为了检验反承压堵水效果，钻井液密度由1.73 g/cm3调整至1.70 g/cm3。短起下钻测后效，出口钻井液全烃0.84%↗44.11%↘1.15%，密度1.70 ↘1.65 ↗1.70 g/cm3，黏度74 ↘68 ↗72 s，Cl-34800 ↗35210 mg/L，电导率3.21 ↗3.63 s/m，槽面见10%针孔状气泡，取气样点燃，焰色上黄下蓝，油气上窜速度320.95 m/h，反承压封固水层失败。

3.3 C公司反承压堵水

C 公司使用桥接堵漏浆进行反承压堵水作业。其工作原理为桥接堵漏材料在水层段井壁及水层中堆积封堵，将水层渗透率降至零。施工简况：下钻至塞面位置4060 m，注入桥接堵漏浆25 m3，配方：井浆+2%NTS-M（细）+3%NT-T+2%NT-G+2%HTK（0.5～1 mm）+2%HTK（1～3 mm）+4%GT-MF+2%NTBASE+1%NTS-M（中粗）。替堵漏浆至下部井段后起钻至井深3345 m，续注桥接堵漏浆18.5 m³，配方：井浆+2%NTS-M（细）+3%NT-T+2%NT-G+2%HTK（0.5～1 mm）+2%HTK（1～3 mm）+4%GT-MF+2%NTBASE+2.57%NTS-M（中粗）。替堵漏浆到位后关井憋挤承压。第一阶段间隙憋挤6 次，累计挤入钻井液2.7 m3，套压0 ↑17 MPa，立压21 MPa，稳压45 min，套压由17 ↓9 MPa，立压21 ↓11.2 MPa。开井泄压后关井。第二阶段间隙憋挤19 次，累计挤入钻井液5.7 m3，套压0 ↑17 ↓16 MPa，立压17.5 MPa，稳压30 min，套压由16 ↓14 MPa，立压17.5 ↓15 MPa。第三阶段间隙憋挤24 次，累计挤入钻井液6.3 m3，套压0 ↑17 ↓14 MPa，立压18 MPa，稳压30 min，套压17 ↓14 MPa，立压18 ↓15 MPa。关井候堵5.94 h 后开井泄压。下钻至井深3507 m 遇阻，划眼至井深4060 m，测后效出口钻井液全烃0.90%↗53.80%↘1.44%，；密度1.73 ↘1.70 ↗1.73 g/cm3，黏度75 ↗78 ↘75 s，Cl-34800 ↗35420 mg/L，槽面见10%针孔状气泡，取气样点燃，焰色上黄下蓝，油气上窜速度56.23 m/h。为了检验反承压堵水效果，循环将钻井液密度由1.73 g/cm3调整1.69 g/cm3，测后效出口钻井液全烃0.45%↗50.08%↘1.52%，密度1.69 ↘1.63 ↗1.68 g/cm3，黏度80 ↘78 s，Cl-34800 ↗35400 mg/L，反承压封固水层失败。

4 精细控压防漏辅助堵漏技术应用

技术思路：适当低密度（但ECD 微正压）+随钻封堵提高地层承压能力（钻井液改造）+精细控压（原则：当发现出口流量增加，每次施加1 MPa（大约每次附加当量密度0.02 g/cm3）+阶段承压），降低漏失损失；通过精准控制回压，膨胀型堵漏剂尽早、持续稳定进入漏层,提高堵漏效率。

4.1 钻进防漏

该井钻至井深4213.36 m 发生出口失返性漏失后，基本上连续漏失，因此只能钻进一段堵一段；从4502 m 开始切换控压钻井通道控压钻进。钻进期间采用降低钻井液密度，以井底当量密度为准，控制一定回压，保持井底微漏或不漏进行强钻，控压原则：单凡尔平均漏速2～3 L/s，双凡尔平均漏速3～4 L/s。入口密度降低至1.68～1.70 g/cm3。无法找到安全密度窗口，且溢漏同层多、压力敏感井段则停钻堵漏，提高地层承压能力，扩大安全密度窗口后继续强钻。通过控压钻井设备依据高精度质量流量计对出口流量实时监测，在钻进过程中和起下钻过程中多次及时发现漏失和油气水侵，不但减少了钻井液漏失损耗量、提高了应对井控风险的能力，还及时为下部安全施工措施提供了科学数据。

4.2 辅助堵漏

常规承压堵漏通常需要起钻至安全井段，关井挤注。由于在挤注过程中，钻具静止，为保证钻具安全，需起钻至套管内，耽误时间长，而且有些堵漏材料吸水膨胀，没进入漏层裂隙前已经完全膨胀，堵漏功能大幅降低。井口安装控压设备后，可带压大幅度活动钻具，钻具起出数量少甚至可以不起钻；堵漏浆进入裸眼后，就可以井口控压进行挤注，使膨胀型堵漏剂尽早进入漏层，堵漏作用更为明显，特别是通过控制回压，可使堵漏浆持续稳定地进入漏层，避免了使用钻井泵挤注时压力激动过大的风险；在静止候堵过程中，井口保持一定回压，可安全活动钻具。

该井在堵漏过程中多次应用精细控压技术，控压最高7 MPa，静止候堵憋压超过2 MPa,提高了堵漏时效，基本上规避了堵漏时的卡钻风险。