玉门油田酒东C2区块钻井漏失和预防

2020-12-10周鑫秦宏宇蔡东胜白璐李超中国石油玉门油田分公司甘肃酒泉735000

化工管理 2020年33期

周鑫秦宏宇蔡东胜白璐李超(中国石油玉门油田分公司，甘肃酒泉 735000)

0 引言

cture钻井井漏是指在钻井过程中钻井液通过漏失通道漏失到地层中的现象，是钻井工程中常见的井下复杂情况之一，轻微的漏失会使钻井工作中断，严重的漏失要耽误大量的生产时间，耗费大量的人力、物力和财力，如井漏得不到及时处理，还会引起井塌、井喷和卡钻事故，导致部分井段或全井段报废[1]。

对于井漏有三种不同性质的分类：①从漏失速度上主要分为根据钻井液漏失速度对井漏程度进行划分，分成5类，从微漏到严重漏失，是现场判别井漏程度的依据；②按漏失通道形状分类，分为单一的孔隙、裂缝或溶洞，或者是多种漏失通道相互连通；③按漏失原因分为自然漏失和人为漏失，当钻遇天然裂缝或溶洞时，因漏失压力较低而发生的漏失，称为自然漏失，由于钻井施工导致的钻井液漏失，一般称为人为漏失。

井漏问题要想得到解决，最重要的一步就是确定漏层位置[2]，常见的确定漏层位置的方法主要有4类：①经验法，对区域完钻井漏失发生岩性及钻井时的反应进行统计分析；②测井法，通过温度测井、声波测井、伽马射线测井在漏失层位上的响应特征等来确定漏层位置；③探测法，用一种专门的探测工具下入井内，如转子流量计探测漏层位置；④钻井液正反循环法，是测定正反循环时的进出口流量Q，根据相关计算公式，计算出漏失层位的大体位置。

1 区域钻井漏失概况

统计自2009年至2018年玉门油田酒东C2区块发生钻井液漏失共10井次，根据统计资料，将发生的10次钻井漏失进行以下分类。

1.1 按漏失工况分类

井漏发生时的钻井工况分为3类：①正常钻进过程中3井次；②活动钻具过程中2井次；③下套管及固井循环时5井次。井漏发生井次最多为下套管及固井循环过程中。

1.2 按漏失速度分类

钻井液渗漏2井次；钻井液先漏后溢2井次；钻井液失返性漏失6井次。钻井液漏失速度80%超过60m3/h，主要为失返性漏失。2口井堵漏成功，堵漏成功率仅20%，其余井堵漏均未成功，只能强制固井或因井漏导致次生事故发生。

2 漏失位置判断及漏失原因分析

2.1 钻井漏失层位判断

通过后期分析测井资料和工程施工资料可综合判定钻井液漏失位置，首先是根据发现井漏时的井深、发生井漏时的工况和固井返高限定井段；然后根据测井资料，在地层发生钻井液漏失，并有大量钻井液流体进入地层中，则测井曲线上反映较为突出的深浅双侧向电阻率曲线负异常，在工程限定井段中找出异常井段，从而精确划分出漏失层位[3-5]。

2.1.1 钻进时发生漏失层位判别

C2-4井钻进至井深3973m发生钻井液失返性漏失，堵漏后钻进过程中仍有渗漏，共计漏失钻井液194m3，完井固井注水泥预测水泥返高1860m，实际返高2360m，固井过程中有漏失，则漏失位置在水泥返高深度或以下，即井深2360m或以下，依据C2-4井测井曲线，在3570～3600m(E2L和K1z交界面)和3630～3660m(K1z水层)深、浅电阻率曲线明显出现低值，排除3630～3660m水层，可确定漏失层位置为3750～3600m，即柳沟庄地层和中沟组地层交界面处。同样的，根据C22井测井曲线上反映出漏失层位置在3900～3950m(柳沟庄和中沟组交界)，C2-11井钻井井漏测井响应特征，漏失层位也在3500～3520m(3540mE2l底部)。长2-4井完井测井曲线图如图1所示。

图1 长2-4井完井测井曲线图

2.1.2 固井循环时发生漏失

C2-19井在215.9mm井眼中下入139.7mm油层套管，套管下深3437m，排量6L/s，泵压5MPa，泵压稳定，出口不返，堵漏无效，固井作业候凝24小时测声幅，水泥返高1800m，与设计相符。根据完井电测数据显示，在600～950m层段(第四系下部)，电阻率曲线呈现较大“双轨”特征，说明该层段地层渗透性好，是发生钻井液漏失的最大可疑地层。

C20井Φ200.03技套下深4180.72m，接方钻杆开泵，提排量至40L/s，立压10MPa，返出正常；循环30min后泵压由10MPa↘6MPa，出口失返，测量累计漏失19.21m³，堵漏无效，固井作业候凝24小时测声幅，注入水泥160m3，固井中途出口无返出，预计水泥返至井口，实际水泥返高3025m，技术套管固井水泥浆返高3025m，则可以初步断定为3025m以下，以目前的资料，推断漏失层位置在3400～3450m(柳沟庄底界3435m)为柳沟庄和中沟组地层交界面。

2.2 漏失成因规律分析

2.2.1 漏失层位分布

酒东C2区块地层压力系统复杂，经实钻，第四系下部地层(埋深850m左右)承压能力当量密度1.85～1.90g/cm3，古近系的柳沟庄和中沟组地层交界面(埋深3500m左右)承压能力2.04～2.15g/cm3，但下部白垩系中沟组(埋深3800m左右)和下沟组(埋深4400m左右)高压盐水层，压力系数1.85～1.90。该区井身结构为三层，表层套管下深1000m左右，可以隔住第四系易漏层，但在二开井段钻遇中沟和下沟高压盐水层，钻井液密度过高导致柳沟庄和中沟组地层交界面经常发生钻井漏失。

2.2.2 漏失成因分析

深井中，钻进环空压耗当量密度为0.10～0.2g/cm3，在钻井液经长时间静置后，粘切力升高，激动压力增加的当量密度在0.03g/cm3左右，下部高压储层地层压力系数1.85～1.90，附加0.05 g/cm3，加上钻井施工过程中的循环压耗和激动压力，井底钻井液当量密度在2.03～2.18g/cm3，与上部地层承压能力(2.04～2.15 g/cm3)相接近，是造成地层被压裂而发生井漏的主要人为原因，究其原因是对该区纵向上的地层压力和地层承压能力认识不足。

3 钻井漏失预防及处理

3.1 钻井工程施工预防

3.1.1 井身结构优化

第四系地层承压当量密度1.85～1.90g/cm3，柳沟庄与中沟组交界面，地层承压当量密度2.04～2.15g/cm3，白垩系高压水层压力1.85～1.90(密度设计附加0.05g/cm3)，重新分析地层三压力预测剖面，借助封堵材料进一步提高地层承压能力，然后，对工程必封点进行校核。

3.1.2 优化工程参数

根据公式(1)和公式(2)和地层承压能力限制套管下放速度、开泵循环参数等。其中pf、pme和pp分别为地层破裂压力、钻井液当量密度(ECD)，Sg、Sw和Sf分别为激动压力、抽汲压力和附加压力，与钻井液性能密切相关。

3.2 钻井液封堵提高地层承压能力

3.2.1 提高地层承压能力的“裂缝即时有效封堵技术”

该技术是一种使用刚性、不规则颗粒状的专用系列材料，或配合常规桥塞封堵剂堵漏的一种提高了地层的承压能力，扩大安全密度窗口的堵漏技术。

适用于≤5mm缝宽的致漏裂缝。钻进时加入钻井液中在漏失很短的时间内(几分钟)、漏失量很小(1～2m3)的情况下可进入裂缝端部形成堵塞段封堵住裂缝。可扩大安全密度窗口0.10～0.30g/cm3及以上。

3.2.2 雷特高承压堵漏技术

雷特高承压堵漏技术是一种以高承压、抗高温合成树脂类片状材料为主，辅配其他常规堵漏材料，运用间隙挤注法进行蹩挤堵漏的高承压堵漏技术。可提高承压0.30g/cm3以上。

性能特点：薄片易翻转架桥、锲形封堵(不易返吐)、承压能力高(硬度高，达14MPa)、不吸水软化变形、高温稳定(抗高温260℃，在高温高压作用下不会变软或膨胀)、配伍性强(材料本身程惰性，化学稳定性好)、具有一定的酸融度(最大酸溶度21.5%)。

4 现场应用

C3-17井为酒东的一口常规开发井，井型为直井，根据地层三压力预测剖面，设计为三层井身结构，井身结构次序为：Φ374.65mm/Φ273.05mm×1500m+Φ244.5mm/Φ193.7mm×4330m+Φ168.3mm/Φ127mm×5010m，设计表层下深1500m，封固第四系及牛胳套胳塘沟上部地层(地层承压1.8～1.9)，中完封固中沟组以上地层，中完钻井液密度控制在1.80g/cm3。

进入中沟组50m全井筒承压试验，当量密度1.95g/cm3，地层未发生漏失。以1.95g/cm3为ECD限定下套管加速度0.05m/s2、下放速度0.2m/s和套管循环排量。C3-17井中完固井顺利实施，未发生井漏。