伊拉克哈法亚油田Mishrif组碳酸盐岩储层防漏堵漏技术

2021-02-02谢春来胡清富张凤臣白忠卫尹传铭司小东

石油钻探技术 2021年1期

谢春来，胡清富，张凤臣，白忠卫，尹传铭，司小东

（1.中国石油集团大庆钻探工程公司国际事业部，黑龙江大庆163411；2.中国石油集团大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆163411；3.中国石油集团大庆钻探工程公司钻井四公司，黑龙江大庆163411）

井漏为缝洞型碳酸盐岩储层钻井过程中较为普遍的现象，是影响钻井安全、钻井效率和钻井成本的重要因素[1]。因此，依据缝洞型储层的漏失程度，研究针对性的防漏堵漏技术，尤其是开展针对恶性漏失的治理技术研究具有现实作用。缝洞型碳酸盐岩储层在国内分布比较广泛，如四川盆地高磨区块、新疆塔北区块等碳酸盐岩储层裂缝发育，井漏严重，常规堵漏技术堵漏效果差，给钻井作业带来了严峻挑战[2-3]。国外西亚地区、中东地区碳酸盐岩储层分布十分广泛，如土库曼斯坦南约洛坦气田井漏问题严重，是制约该气田高效、安全钻井完井的主要因素[4]。近年来，国内针对碳酸盐岩储层钻井开展了大量的研究工作，形成了缝洞型碳酸盐岩堵漏技术[1]、碳酸盐岩储层井漏治理技术[5-8]等多套技术，提高了碳酸盐岩储层的钻井成功率，降低了井下故障的发生概率。但是，未形成成熟完善的缝洞型碳酸盐岩防漏堵漏技术，可供参考的文献也不够多。目前，随着伊拉克哈法亚油田开发不断深入，地层压力亏空严重，钻井面临的主要难题是地层压力系统复杂、存在多个漏层、防漏堵漏形势严峻。

为此，笔者从哈法亚油田储层地质特征入手，分析了裂缝类型和漏失因素，依据漏失速率统计结果，把目标区域定性划分为完全漏失区、恶性漏失区、部分漏失区和渗漏区，针对不同类别的漏失区域进行了堵漏剂、堵漏浆配方和堵漏方案优选，并结合现场施工技术措施，形成了渗漏区和部分漏失区防漏堵漏技术、完全漏失区和恶性漏失区井漏治理技术，现场应用后，单井平均漏失量、堵漏次数明显减少，堵漏成功率显著提高，卡钻和溢流等井下复杂情况得到有效控制，取得了较好的应用效果。

1 哈法亚油田储层地质特征

1.1 地质和钻井工程概况

哈法亚油田位于伊拉克东南部，含油面积288km2，油藏埋深1900.00～400.00m。目标区域为完整的背斜构造，含油层系较多[9]，自上而下钻遇古近系、新近系、白垩系，主要岩性依次为砂岩、泥岩、膏岩盐岩、灰岩和白云岩，共有8套油气显示[10]。目前，主要开采层位是Jeribe-Kirkuk组和Mishrif组。主力产层Mishrif组为低渗透油藏，以巨厚生物灰岩、白云质灰岩为主，夹薄页岩层，地层溶洞、裂缝十分发育。油藏埋深 3000.00～3600.00m，采用四开井身结构，四开采用φ215.9mm 钻头钻进，下入φ177.8mm套管（见图1）。Mishrif组地层孔隙压力系数1.15～1.18，破裂压力系数1.65。从Shiranish组开始进入渗漏层，一直到完井始终处于漏失状态。Mishrif组几乎都存在漏失情况，近年来有3口井发生失返性漏失井壁坍塌埋钻具的事故，目前井漏严重的问题未得到根本解决，已成为制约哈法亚油田碳酸盐岩油气藏勘探开发的主要问题。

图1 Mishrif井井身结构示意Fig.1 Casing program of directional Mishrif Well

1.2 储层地质特征和堵漏难点

哈法亚油田Mishrif组为碳酸盐岩储层，地层裂缝发育，孔隙度、渗透率较高，易发生漏失。储层岩孔、洞和缝按照不同方式和规模构成了主要漏失通道，大致可分为天然致漏裂缝和非致漏裂缝、孔洞型裂缝和珊瑚礁型裂缝等3种类型[4]。钻遇天然致漏裂缝和非致漏裂缝时，以高气测值微漏或压裂性漏失为主。孔洞型裂缝溶蚀孔洞发育，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，部分井有放空现象，且喷、漏、塌、卡等多重复杂情况并存。珊瑚礁溶洞和裂缝发育，地质条件复杂，多数井钻进过程中容易发生失返性漏失，出现钻具放空，气液重力置换严重，钻井过程中对井筒压力有效控制难度大。

Mishrif组碳酸盐岩储层漏失通道复杂，导致堵漏难度大，主要表现在以下方面：

1）Mishrif组碳酸盐岩属于非均质岩溶伴生的缝洞系统，宏观—微观多尺度结构复杂，且应力扰动下裂缝动态宽度变化呈现出 “呼吸效应” ，不仅难以准确把握和选择堵漏材料颗粒级配，而且对形成 “封堵隔墙” 的抗压强度、胶结强度与回弹性能要求高，目前的堵漏技术很难实现以上要求。

2）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。

3）碳酸盐岩溶洞、大裂缝中常存在地层水或井筒流体，堵漏浆受到地层水或溶洞积液置换、稀释的干扰，堵漏浆稀释后难以固化。

2 漏失因素分析和漏失类型区域划分

目标区域27口井的漏失情况统计结果表明，平均单井漏失量 472m3，单井最大漏失量达 2340m3；平均单井堵漏5次，最多堵漏12次。不同区域的漏失程度不同，因此分析研究不同区域的漏失程度和堵漏难度，对于确定堵漏方案十分必要。

2.1 漏失因素分析

漏失程度主要与地层裂缝、孔洞发育程度（即裂缝、孔洞的导流能力）密切相关。地层裂缝、孔洞的导流能力主要受裂缝宽度、接触面特征和接触端长度等自身特征影响，同时也受压差、流体黏度等工程因素的影响。Zimmerman综合考虑以上因素，给出了地层裂缝漏失速率的计算公式[2]，由该计算公式可知，裂缝漏失速率与裂缝接触段长度、压差呈线性关系，与裂缝宽度的三次方成正比，与钻井液黏度成反比。即在正压差相同情况下，裂缝越长越宽，漏失速率越大，反之漏失速率越小；钻井液黏度越高，漏失速率越小，反之漏失速率越大。

2.2 漏失类型区域划分

由目标区域27口井的漏失统计结果可知，不同区域漏失程度差异较大。不同井的漏失速率从小于5m3/h到大于30m3/h不等，因此利用双狐绘图软件计算27口井的漏失速率，得到漏失速率等值线图（见图2）。通过总结分析，将漏失速率大于30m3/h的区域划定为完全漏失区；漏失速率10～30m3/h的区域划定为恶性漏失区；漏失速率5～10m3/h的区域划定为部分漏失区；漏失速率小于5m3/h的区域划定为渗漏区。这样可以根据不同漏失区的漏失特征，进行针对性的防漏堵漏技术研究，为优选堵漏材料和堵漏浆配方奠定基础。

3 不同漏失区的堵漏技术优选

结合哈法亚油田的储层特征和现场实践，总结和分析了不同漏失区的堵漏原理和思路，以及相应的防漏堵漏技术，并梳理破碎孔洞裂缝性储层的严重漏失的治理难点，提出了相应的堵漏方案。

3.1 渗漏区和部分漏失区防漏堵漏技术

图2 哈法亚油田漏失速率等值线图Fig.2 Isogram of leakage rate in Halfaya Oilfield

裂缝性碳酸盐岩地层主要发育天然致漏裂缝和非致漏裂缝[4]。天然致漏裂缝漏失特征为遇缝即漏，但漏失强度不高，若不及时有效地封堵，压力传递可使天然裂缝尺寸和密度增大[11-12]，导致漏失不断增大，直至恶化；非致漏裂缝可在井筒压力扰动下发展成致漏性裂缝[13-16]。处理一般性裂缝漏失时，关键要及时有效地封堵隔绝压力传递，其基本思路是以随钻防漏为主、堵漏为辅，立足于防，防不住再堵。钻进过程中采用钻井液防漏堵漏为主的技术手段，通过随钻不断提高钻遇地层的承压能力，扩大漏失地层的安全密度窗口。

对于孔隙与微裂缝漏失储层，综合考虑漏失速率、井下钻具钻头水眼和回压阀尺寸及现场堵漏材料类别，结合漏失区域划分结果，进行堵漏材料优选、堵漏材料复配试验和储层动态损害评价，形成了有效治理该类井漏问题的堵漏方案和系列桥堵堵漏浆配方（见表1）。优选出的堵漏材料主要有超细碳酸钙、液体套管、磺化沥青、油溶树脂、纤维和桥接堵漏剂（粗、中、细）等。桥接堵漏剂包括云母、坚果壳、混合堵漏剂和超细碳酸钙。

表1 堵漏方式和防漏堵漏配方优选Table1 Method and formula optimization for antileaking and loss circulation control

经过不断优化和现场实践，总结出渗漏区和部分漏失区的堵漏原则：漏失速率小于5m3/h时，采用随钻堵漏技术，包括全井方式和段塞方式；漏失速率大于5m3/h时，采用桥塞方式停钻堵漏（见表1）。现场施工时加强漏失监测，如果发现漏失，立即将排量降至0.8m3/min，实施堵漏。若漏失速率小于5m3/h，泵入 5m3随钻堵漏浆，尝试继续钻进；若漏失速率大于 5m3/h，停止钻进，泵入 10m3桥塞式堵漏浆。钻井液密度是决定漏失压差的主导因素，钻井液密度越高，发生漏失的可能性越大或漏失越严重，因此在满足井壁稳定和平衡地层流体的前提下，使用密度较低的钻井液有利于防漏。发生井漏后，根据井下实际情况，适当降低钻井液密度是处理井漏的有效手段之一。适当提高钻井液的黏度和切力，尤其是提高钻井液的静切力，有利于防止或消除漏失。钻进Shiranish组等可能发生漏失的层段时，钻井期间应储备40m3的胶液和膨润土浆，同时储备可实施不少于2次桥接或随钻堵漏的堵漏材料。2019—2020年的防漏治理效果表明，该配方堵漏浆的封堵能力强，承压强度大，堵漏成功率高。

3.2 完全漏失区和恶性区漏失治理技术

哈法亚油田碳酸盐岩储层缝洞发育、连通性好且极其破碎，钻井过程中易出现完全漏失和恶性漏失等严重井漏。针对完全漏失区，通过分析综合录井记录的钻井施工参数，发现从开始漏失到井壁剥落再到最后坍塌卡钻，一般有10～15min甚至更长的时间。如果采取的措施得当，可以减缓井壁坍塌或不塌，再实施堵漏技术。治理的技术思路是：发现恶性漏失或失返性漏失时，立即大排量向环空灌浆，保持灌入量始终大于漏失量，确保液柱压力不降低，维持井筒内压力平衡，抑制或延长井壁坍塌时间，为大颗粒桥塞堵漏创造条件。现场施工时，从钻进Shiranish组开始，采用全井随钻堵漏方式，提高地层承压能力。钻至Mishrif组储层顶部后起钻，将定向钻具组合更换为常规稳斜钻具组合，钻头不安装水眼，以确保大粒径堵漏颗粒能够通过。提前准备充足的钻井液和大颗粒桥接堵漏剂，从钻开储层开始注意观察，当发现漏失速率大于10～30m3/h或完全失返时，立即大排量向环空灌浆，以确保液柱压力不降低，抑制或延长井壁坍塌时间。压力稳定后起钻至技术套管，观察井壁是否稳定，具备堵漏条件后下钻实施堵漏。穿过主力油层Mishrif组底部后，采用打水泥塞堵漏方式[17]，为钻进下部地层奠定基础。

在施工现场，常规钻具组合下钻到底后，首先注入5m3堵漏浆，提高地层的承压能力后再钻开储层。钻进中发生恶性漏失或完全失返时，立即通过计量罐和压井管汇同时大排量向环空灌浆，必要时抽污水池中的污水灌浆，直至从井口返出液量，以确保液柱压力不降低。起钻观察，在确定井壁不发生坍塌时再下钻到井底，通过钻柱注入10m3大颗粒复配桥浆堵漏，并一直活动钻具，在环空未返出前不能停泵。然后，静止6～8h，待堵漏成功后再恢复钻进。通常，近200.00m长储层井段平均要堵漏5～6次。最后，钻过储层后再实施水泥塞堵漏，为完成储层下面约200.00m长的井段奠定基础。

4 现场应用

2019年以来，Mishrif组碳酸盐岩储层防漏堵漏技术在哈法亚油田以Mishrif组碳酸盐岩地层为目的层的21口定向井进行了应用，随着防漏堵漏技术的不断完善，平均单井漏失量29m3，平均单井实施堵漏措施1.3次，钻井周期45.06d。与2016—2018年漏失量相比，钻井液漏失量明显减少，钻井周期缩短8.5%，提速显著。

XX0436D1井四开φ215.9mm井段从井深2000.00m 钻至井深 2897.30m，钻开 Mishrif组顶层时，发生失返性漏失，漏失钻井液40m3，发生井壁坍塌埋钻具事故，被迫打水泥塞，井眼报废。为了完成侧钻井眼的施工，分析了钻压、悬重、扭矩和泵压等施工参数的变化情况（见图3），认为事故发生的主要原因是，对钻遇地层的岩性和漏失程度认识和准备不足，发生失返性漏失时采取的措施不当。该井处于完全漏失区内，四开岩性依次为砂岩、黏土岩、石灰岩和白云岩，溶洞裂缝发育，钻遇储层时易发生恶性漏失。从图3可以看出，从开始漏失到井壁剥落再到井壁坍塌卡钻大致经历了10～15min。

图3 XX0436D1 井施工参数变化情况Fig.3 Variation of drilling parameters of Well XX0436

在此基础上，制定了针对性的堵漏技术措施。侧钻井眼钻至井深2885.00m时，起钻将定向钻具组合更换为常规稳斜钻具组合，以保证大颗粒堵漏材料的通过性，同时钻头不安装水眼，进一步扩大通过性。侧钻钻具组合下至井底时，将钻井液密度从 1.24kg/L 调至 1.23kg/L，并提前加入 5m3堵漏剂，以提高地层的承压能力。钻至Mishrif组顶部（井深 2894.00m）时发生恶性漏失，立即通过压井管汇大排量向环空灌浆，保持液柱压力稳定是防止剥落和坍塌的关键，直至有钻井液返出。待钻井液池液面稳定后开始起钻至技术套管，在确定井壁稳定后，实施大颗粒桥浆堵漏方案。再次钻进后，将漏失速率降至10m3/h左右，实施桥塞式停钻堵漏6 次，钻至主力油层 Mishrif组底部（井深 3155.00m）打水泥塞堵漏。从井深3155.00m钻至完钻井深3910.00m 始终渗漏，漏失速率 0.5～3.0m3/h，采用随钻堵漏技术堵漏。由于采取了一系列防漏堵漏技术措施，保障了侧钻井眼的顺利施工。