苏里格南SN 0101平台钻井防漏与堵漏实践

沈兆超 倪小伟 黄苏铜

(①中国石油渤海钻探第三钻井公司；②中国石油渤海钻探泥浆技术服务公司)

0 引 言

苏里格南为长庆油田公司与法国道达尔公司共同投资开发的合作项目，位于内蒙古自治区鄂托克前旗南部地区。该区块于2017年开始推广应用小井眼井(二开采用152.4 mm钻头)进行钻进[1]，并应用平台钻井方式，每平台布井9口。苏里格地区延长组孔隙发育度高，存在高渗透砂岩层段，局部发育有大量构造裂缝，因而钻进时容易发生渗透性或失返性漏失[2-5]，给钻井施工带来巨大经济损失。同时，小井眼井钻进时由于自身环空间隙小的特点导致其循环压耗大，容易出现环空憋堵现象，易产生大的压力波动[6]，更加剧了井漏的发生。

井漏会给油气资源勘探开发带来极大困难，它不仅会造成钻井时间的耗费，损失大量钻井液，而且还可能引起卡钻、井喷、井塌等一系列复杂情况，严重时会导致井眼报废，造成重大经济损失[7-9]。据统计，苏里格南区块小井眼井施工两年间发生过十多起失返性漏失，有五口井采用了多种堵漏方法，如复合堵漏浆堵漏、纤维堵漏浆堵漏、打水泥堵漏、GBF(固壁承压封堵剂)堵漏、自胶结堵漏浆堵漏等，却很难见到很好的堵漏效果，其中三口井因无法恢复钻进而填眼侧钻，造成了巨额经济损失，严重地阻碍了钻井施工进度。

本文通过对苏里格南SN 0101平台钻井防漏、堵漏实践，探索该平台延长组地层漏失机理，并根据地层漏失机理采取了针对性的防漏及堵漏措施，保证了平台后续井安全快速钻进，为后续苏里格南区块丛式井防漏、堵漏提供借鉴。

1 SN 0101平台前两口井漏失与堵漏概况

SN 0101平台位于苏里格南部地区，鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，该平台共实施钻井9口，其中SN 0101-05井与SN 0101-01井为最先施工的两口井。

1.1 SN 0101-05井漏失与堵漏情况

SN 0101平台第一口井(SN 0101-05井)施工时发生了失返性漏失，该井二开钻进至井深1 628 m，划眼后接立柱，开泵测斜，井口突然失返，循环泵压由12 MPa降至10 MPa，当时钻井液排量为960 L/min，钻井液密度为1.07 g/cm3。

1.1.1 第一次堵漏

在发生井漏后，立即停止循环，停泵井口液面不降，配堵漏浆35 m3，堵漏浆配方：井浆+SDL(果壳纤维堵漏剂)×1 t，密度1.07 g/cm3，粘度44 s。打堵漏浆期间，井口一直失返，起钻更换常规堵漏钻具。

1.1.2 第二次堵漏

常规堵漏钻具组合：φ121 mm接头×0.5 m+311/DS 40接头×0.41 m+φ101.6 mm钻杆。下钻期间钻井液液面一直在井口位置，不返浆，到底循环排量480 L/min时漏速为10 m3/h，排量720 L/min时漏速为20 m3/h，随后配堵漏浆35 m3，堵漏浆配方：井浆+SDL×4 t+DSA(碳酸钙纤维随钻堵漏剂)×1.5 t+复合堵漏剂(果壳、纤维、云母片等复合材料)×0.5 t+6 mm纤维×50 kg+12 mm纤维×100 kg。打堵漏浆25 m3，返出16.8 m3，打堵漏浆期间漏失8.2 m3；起钻至690 m憋压静堵，共25次，憋入0.85 m3，起钻期间不漏。随后配常规钻具下井，下钻到底钻井液排量为640 L/min，循环漏速8 m3/h，随钻加入堵漏剂决定强穿漏层，穿漏层过程中漏速逐渐降为6 m3/h，随后降为4 m3/h，并在后续钻进中漏速一直维持在2～4 m3/h。

1.1.3 第三次堵漏

钻进至井深 3 130 m漏失量变大，在640 L/min的钻井液排量下漏速为13 m3/h，随后降排量打堵漏浆15 m3，堵漏浆配方：井浆+SDL×0.5 t+DSA×0.5 t+复合堵漏剂×0.5 t。替出水眼后起钻至套管脚静堵。随后分段下钻循环测漏速，下钻到底钻井液排量为600 L/min，漏速2～3 m3/h，恢复钻进。

1.2 SN 0101-01井漏失与堵漏情况

SN 0101平台第二口井(SN 0101-01井)施工时吸取第一口井的漏失经验，在漏层前进行短起下钻作业，控制钻井液密度为1.06 g/cm3，并降低排量进行漏层钻进，在钻进至井深1 684 m(垂深1 620 m)时井口突然不返浆，发生失返性漏失，当时钻井液排量为660 L/min，钻井液密度为1.06 g/cm3。

1.2.1 第一次堵漏

发生漏失后立即配堵漏浆20 m3，堵漏浆配方：井浆+单封×0.4 t+土粉×0.5 t。打入井内堵漏浆20 m3，堵漏浆出水眼后，井口返浆，打堵漏浆期间漏失10 m3。起钻换常规钻具(光钻杆)。

1.2.2 第二次堵漏

更换完常规钻具后下钻，配堵漏浆30 m3，堵漏浆配方：井浆+DSA×1.5 t+SPA(凝胶纤维堵漏剂)×0.9 t+FPA(改性碳酸钙纤维堵漏剂)×0.6 t+土粉×3 t。随后打入堵漏浆30 m3，堵漏浆出水眼前漏失5.4 m3，出水眼后漏失12 m3，替浆6 m3，停泵返吐1.2 m3，起钻至井口静止堵漏。接钻头下钻，下钻至井深1 665 m，循环，排量660 L/min，漏速为5.5 m3/h。随后决定以小排量(600 L/min)边钻边随钻加堵漏剂，1 684～1 705 m钻进，漏速降至4.5 m3/h，1 705～1 800 m钻进，漏速逐渐降为2.5 m3/h。起钻更换动力钻具，以排量600～720 L/min钻进，后期漏速维持在2～3 m3/h至完井。

上述SN 0101-05井与SN 0101-01井钻完井周期分别为26.19 d和25 d，与常规直井和定向井的钻完井周期一般为17～18 d相比，这两口井因漏失造成的时间损失为7～9 d，给钻井施工带来巨大经济损失。

2 SN 0101平台漏失机理分析

井漏根据漏失通道可以分为孔隙性漏失(即渗透性漏失)、裂缝性漏失、溶洞性漏失；按引起井漏的原因可划分为压差性漏失、诱导性漏失、压裂性漏失[9-10]。

根据SN 0101-05井与SN 0101-01井钻井液漏失情况，两口井漏失均集中于延长组地层，漏失井段垂深为1 620～1 628 m。现场岩屑录井发现该易漏地层岩性以灰白色中粗砂岩为主，存在石英质碎屑，渗透性极强(图1、图2)。

图1 SN 0101-05井漏层岩屑(灰白色中粗砂岩)

图2 SN 0101-01井漏层岩屑(灰白色中粗砂岩)

在前两口井的施工中发现，有接完立柱后开泵钻井液出现漏失，也有钻进中突然性出现的漏失。在发生漏失后，通过几次堵漏效果均不太理想，随后小排量强穿漏层，随着随钻堵漏材料的加入和井壁泥饼的逐渐形成，地层承压能力逐渐提高，钻井液漏失情况逐渐好转，钻进后期钻井液密度由漏失时1.06 g/cm3逐步提高至完井时的1.14～1.16 g/cm3，钻井液消耗量维持在2～4 m3/h，因而并不需要采取特殊的堵漏措施，也未加入大颗粒的堵漏材料或进行水泥或者桥塞堵漏，井漏能自然恢复。

通过漏层岩性和漏失特性分析，判断该平台延长组中下部存在高渗透性砂岩组，且砂岩组脆性较强，在构造运动中容易出现裂缝发育[11]，当揭开该层位时，钻井液冲击地层，在砂岩发生渗透性漏失的同时，地层中的构造裂缝亦受压扩张引发裂缝性漏失[11-12]。SN 0101-05与SN 0101-01两口井堵漏中可发现，SN 0101-05井由于未意识到延长组层位薄弱，大排量钻进，且钻时快，环空钻井液当量密度高，对地层冲击大，造成漏失通道扩张严重，因此历经三次堵漏，且后期发生重复漏失，最终应用多种堵漏剂才有效地控制住漏失。而SN 0101-01井虽然也发生失返性漏失，但排量低，且有效地控制钻时及钻井液密度，一定程度上减少了对地层的冲击，因此在经历两次静堵后，靠堵漏剂和细目碳酸钙的随钻加入即可实现漏失通道有效填充。结合后续井中有部分井只存在渗透性漏失，可判断该地层的裂缝发育多且不均匀，缝隙开启度较小，在随钻堵漏材料及岩屑的堆积下，裂缝能够逐渐被填充，同时井壁在渗透作用下不断形成泥饼，随着泥饼的形成，钻井液渗入地层阻力缓慢增加，漏失量逐渐得到控制。

3 SN 0101平台防漏及堵漏措施

通过漏层岩性和漏失特性分析得出SN 0101平台漏层的主要漏失机理，并根据SN 0101-05井及SN 0101-01井漏失及堵漏情况，迅速制定了后续井施工的详细防漏及漏层钻进措施，主要措施如下：

(1)钻至漏层前30 m进行短起下，井内岩屑循环充分。

(2)漏层前30 m及漏层控时钻进，钻进至垂深漏层(即1 619～1 628 m)时调整成整立柱，提前调整好井斜、方位，避免漏层开泵测斜及定向。

(3)钻至漏层前随钻加入堵漏剂SDL，每1 h加入一袋，发生漏失后可根据漏失情况适当调整加入量，漏层前控制钻井液密度在1.06 g/cm3以下，粘度控制在40 s以下。

(4)提高二开后钻井液的坂土含量，漏层前将钻井液中坂土含量提至23～25 g/L，随钻加入细目碳酸钙等屏蔽暂堵剂，并确保井壁泥饼性能，以提高钻井液封堵性能。

(5)漏层井段采用480～640 L/min排量钻进，出现漏失或失返时采用 480 L/min排量继续钻进。

(6)漏层钻穿后控制钻时在2 min/m钻进至垂深1 950 m，逐渐提高排量至600～780 L/min，钻时根据消耗量逐渐放开。

(7)钻井过程中严格监测钻井液消耗量和性能，根据钻井液消耗量合理调整排量，保证钻进速度。

(8)漏层及漏失后的钻进保证精细化操作：开泵先单凡尔顶活后再多次挂合开泵；开泵密切注意泵压变化和钻井液出口返出情况，出现异常及时采取措施；下钻及下划眼时，严格控制下放速度，减少对地层冲击。

根据SN 0101-05井与SN 0101-01井的堵漏情况，在平台后续井施工中通过在漏层降低排量及控时钻进，保证避免对薄弱地层造成大的冲击力，避免漏失层段漏失通道的进一步扩张。在漏层前即随钻跟入SDL堵漏剂和细目碳酸钙，在发生漏失后，小排量强穿，在穿过漏层后，随着井壁泥饼的逐渐形成，地层承压能力逐渐提高，消耗量逐渐降低，逐步提高排量至600～780 L/min，消耗量维持在2～4 m3/h。平台整体在后期钻井过程中，钻井液消耗量一直维持在2～3 m3/h，开泵一次消耗量接近0.65～1 m3。后期钻进钻井液密度提高至1.14～1.16 g/cm3(正常井钻井液密度提至1.17～1.18 g/cm3)，由于下部地层山西组、太原组煤层在静止时井底压力低容易出现垮塌，影响电测，为加强下部地层稳定性，在完钻后配制全井封闭钻井液，下部井段封闭钻井液密度1.17～1.18 g/cm3，粘度60～80 s，以稳定煤层；上部地层采用高粘封闭，钻井液密度1.16 g/cm3，粘度80～100 s，保证上部松软地层大肚子井眼内残留岩屑的稳定。

随着对SN 0101平台地层漏失特性了解的深入，通过防漏、堵漏及一系列配套措施的不断优化及严格落实，平台后续井对于井漏发生后的处理更加成熟，一方面通过各项措施的严格执行控制住漏失量，另一方面根据钻井液消耗量适当放开排量和钻时，提高钻井速度，保证了后续井的安全快速施工。

4 SN 0101平台整体防漏效果评估

4.1 SN 0101平台漏失基本情况

SN 0101平台共布井9口，其中4口井出现失返性漏失，2口井漏失量高于7 m3/h，且漏失层段均集中在延长组中下部。SN 0101平台9口井基本信息及漏失情况如表1所示。

表1 SN 0101平台各井基本情况统计

表2统计了SN 0101平台主要漏失井的漏失层位及井段。由表2可以看出，SN 0101平台漏失集中于延长组地层，漏失井段为垂深1 620～1 643 m(共5口井发生较为严重漏失)，垂深1 908 m(共1口井发生较为严重漏失)。

表2 SN 0101平台主要漏失井漏失层位及井段统计

4.2 SN 0101平台整体防漏效果评估

经历了对平台初期前两口井防漏、堵漏措施的探索，迅速制定了后续井施工的防漏、堵漏措施，并在平台后续井的开发中逐渐完善，使得漏失对钻井进度的影响逐渐降至最低，钻井速度逐步提高。图3、图4统计了该平台两只队伍前后几口井的钻完井周期，可以看出，两只队伍在该平台施工的第一口井井漏造成的时间损失较多，随后施工井的钻完井周期逐步缩短，且后续几口井的钻完井周期已经接近于正常无漏失井的钻完井周期，如SN 0101-04井及SN 0101-09井已低于小井眼井的平均钻完井周期(该年度小井眼定向井平均钻完井周期为18.0 d左右)，防漏及堵漏的效果明显。

SN 0101平台的防漏、堵漏措施在该平台后续井施工中取得了很好的实践效果，在节约了大量钻井时间的同时，节省了高额的钻井成本，对后期苏里格南部地区同类型井漏平台的施工有着重要的借鉴意义。

图3 A队SN 0101-01井至SN 0101-04井钻完井周期

图4 B队SN 0101-05井至SN 0101-09井钻完井周期

5 结 论

(1)通过对SN 0101平台最先施工的两口井的漏失层位岩性及漏失特性分析，阐述了该平台漏失层位的漏失机理：由于延长组中下部存在高渗透性砂岩组，且砂岩组脆性较强，在构造运动中容易出现裂缝发育，当揭开该层位时，钻井液冲击地层，在砂岩发生渗透性漏失的同时，地层中的构造裂缝受压扩张引发裂缝性漏失，造成不同程度的漏失。

(2)通过分析SN 0101平台漏失层位漏失机理及最先施工的两口井的防漏、堵漏效果，制定了详细的防漏、堵漏措施，在该层位钻进时采取低排量强穿漏失层段，减少对地层冲击，防止大的压力波动冲击造成更大的漏失通道，随钻跟进SDL堵漏剂和细目碳酸钙，逐步提高地层承压能力，随着漏失通道的不断填充和井壁泥饼的逐渐形成，漏失情况能够得到有效的控制。

(3)通过易漏层前短起下、随钻加入堵漏剂、低排量钻穿漏层、漏层控时钻进、精细钻井施工操作、提高泥饼封堵能力、全井段钻井液消耗监测、完井封闭钻井液性能调整等一系列技术配套措施的执行，SN 0101平台后续施工井即使出现失返性漏失的情况，机械钻速仍不断提高，钻完井周期逐步缩减，有效地降低了经济损失，对后续苏里格南区块丛式井防漏、堵漏也具有重要借鉴意义。