延川南深部煤层气井防漏堵漏技术

彭 兴，周玉仓，朱智超，王军锋

（1.中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京210019；2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司，陕西西安710018）

随着常规油气资源日益无法满足能源消耗增长的需求，非常规油气资源成为勘探开发的热点。煤层气作为重要的非常规天然气资源，具有分布广泛、资源量大的优势[1]。据统计，我国埋深2000.00m以浅煤层气的地质资源量约为36.8×1012m3，与常规天然气资源量基本相当[2]。其中，埋深 1000.00～2000.00m煤层气的资源量约为 22.5×1012m3，开发潜力大，目前在鄂尔多斯盆地、沁水盆地和准噶尔盆地及周缘等实现了规模开发[3]。深部煤层埋藏深、地质条件复杂，普遍具有高孔、低渗、低压和割理发育等特点，上部地层压实程度差，钻井完井过程中井下故障较多[4-5]。其中，钻井过程中钻井液漏失问题已经成为制约煤层气井高效成井的突出问题[6-8]。鄂尔多斯盆地延川南煤层气区块煤层气储层埋深800.00～1200.00m，钻井过程中从上至下不同地层均发生了漏失。该区块井下复杂情况不完全统计结果表明，漏失占43%，已成为该区块最主要的井下复杂情况。

频繁发生漏失不仅会消耗大量钻井液材料，造成经济损失，同时会降低钻井效率，且处理漏失会影响正常施工，导致钻井周期延长。延川南区块处理漏失的时间一般为1～24d，YC-15井处理漏失的时间是纯钻时间的10倍。此外，煤层气储层基块致密、黏土矿物发育，敏感性较强，储层段发生漏失后极易导致储层损害，严重阻碍煤层气产出。延川南区块深部煤层气井钻井过程中的漏失制约了该区块的勘探开发进程，降低了该区块煤层气的勘探开发效益。为此，笔者根据延川南煤层气区块的地质特征，分析了不同层段漏失的特征及漏失机理，针对不同的漏失机理，采用堵漏材料加量不同的随钻堵漏钻井液堵漏，并研制了井口简易胶塞封隔器，形成煤层气井承压堵漏工艺。随钻堵漏钻井液与煤层气井承压堵漏工艺结合形成了煤层气井防漏堵漏技术。延川南区块应用该技术后，漏失率由41.53%降至23.07%，处理漏失的时间也大幅缩短。

1 地质特征及漏失机理分析

1.1 地质特征

延川南煤层气区块位于鄂尔多斯盆地东南缘渭北隆起和晋西挠褶带交汇处，东西长33.18km，南北宽 22.38km，面积 701.40km2，含煤面积 672km2，主要含煤目的层为山西组2号煤层，埋深800.00～1200.00m。储层段煤岩结构以原生结构煤和碎裂煤为主，含气量 4.29～20.38m3/t（空气干燥基），平均为12.3m3/t，孔隙度为1.3%～4.6%，平均为3.3%，渗透率0.0320～0.1735mD，地温梯度 3.68～3.78℃/100m，压力系数0.76～0.870。煤层气井自上而下钻遇第四系，三叠系二马营组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、石盒子组、山西组，石炭系太原组、本溪组，奥陶系马家沟组等。第四系为黏土层；三叠系二马营组为泥岩层，和尚沟组为砂质泥岩层，刘家沟组为紫红色砂砾岩层；二叠系石千峰组为砂岩层，石盒子组为中细粒砂岩层，山西组为黑色泥岩和砂泥岩互层；石炭系太原组为泥岩、砂岩层及可采煤层，本溪组为灰岩及粉砂岩层；奥陶系马家沟组为致密石灰岩层。

1.2 漏失机理分析

延川南区块已完钻井的漏失情况统计结果如图1所示（图中圆越大，代表漏失量越大）。由图1可知，延川南区块煤层气井中上部的第四系、和尚沟组、刘家沟组及石千峰组地层以中、小型漏失为主，且漏失频繁；大型漏失主要发生在中下部的石盒子组、山西组和马家沟组，但漏失频次较低。

图1 延川南钻井漏失情况统计Fig.1 Lost circulation statistics during drilling in the Yanchuannan Block

分析认为，该区块煤层气井中上部地层漏失量小，主要受工程因素影响。该区块上部第四系为松散黄土地层，钻进时钻速快、岩屑量大，为将岩屑携带至地面，需采用大排量施工，从而造成井筒循环压力增大，造成井漏。此外，上部地层泥岩发育，而泥岩脆性大，井径扩大率小，一般为1.6%～3.8%，环空间隙较小，钻井液循环过程中产生的摩阻大，造成井底压力与地层孔隙压力的差值较大。同时，上部地层机械钻速较快、岩屑浓度较大，需要的钻井液排量更大，从而造成开泵时井底激动压力较大，导致地层破裂发生漏失。中下部地层发生漏失主要是钻井液的封堵能力不足：石盒子组砂岩胶结性差、脆性较强，地层渗透性好且天然裂缝发育，钻井液封堵能力不足，导致钻井液极易大量侵入地层。

根据以上分析结果，基于钻井液流体力学理论，计算了漏失层不同排量下的当量循环密度（ECD），结果见表1。由表1可知，当钻井液排量提高至50L/s时，漏层处的ECD由1.05kg/L提高至1.20kg/L，动压力提高0.52MPa，由不漏失转换为漏失速率7m3/h的漏失；当钻井液排量提高至70L/s时，漏层处的ECD 提高至 1.28kg/L，动压力提高 0.80MPa，漏失速率由7m3/h提高至11m3/h。分析认为，钻开储层上部地层时，为了降低钻井液费用普遍选用聚合物钻井液，而聚合物钻井液缺少封堵材料，滤饼承压能力低，在钻井液液柱压力作用下，导致上部、中部地层以孔隙型渗漏居多，表现为频发的小型漏失。

表1 不同排量下漏层处的当量循环密度与漏失速率Table1 Equivalent circulating density and lost circulation speed in the thief zone at different displacements

延川南区块目的层山西组及太原组煤层的地质结构复杂，山西组②号煤层压力当量密度仅为0.76～0.87kg/L，远低于钻井液密度（1.06～1.10kg/L），钻井液液柱压力与地层压力的压差较大，为漏失创造了条件。皇凡生等人[9]开展了原地应力下的裂缝渗透率应力敏感性试验，基于裂缝平板模型反演得到原地应力条件下的裂缝宽度为3～40μm。通过扫描电子显微镜观察延川南区块煤岩样品，发现该区块煤层中微裂缝发育，裂缝类型主要为外生裂缝、内生裂缝和继承裂缝等，裂缝宽度3～40μm（见图2）。钻井液侵入后裂缝宽度会发生变化，裂缝宽度最大可增加数百微米[10]。

图2 延川南区块煤岩微裂缝发育特征Fig.2 Development characteristics of coalbed microfractures in the Yanchuannan Block

考虑储层保护和降低钻井成本的要求，延川南区块采用低固相聚合物钻井液钻进目的层。低固相聚合物钻井液的配方为水+5.0%钠基膨润土+1.0%Na2CO3+0.5%聚丙烯酸钠+0.3%聚丙烯酸钾。分析该钻井液固相颗粒的粒度发现，该钻井液中固相颗粒的粒度比较小，D50仅为 1.9μm，D90仅为 16.1μm（见图3）。根据前人研究可知[11-12]，当钻井液中固相颗粒的D90与地层裂缝开度相等时，钻井液才能有效封堵裂缝，而低固相聚合物钻井液的D90远低于地层天然裂缝宽度，显然无法有效封堵目的层，钻井液将大量侵入目的层，形成裂缝性漏失。同时，由于钻井液持续侵入，将造成地层裂缝内压力持续增大。由于目的层天然裂缝发育，导致地层岩石强度显著降低，钻井液持续侵入使地层裂缝更易扩展延伸。在钻井液液柱压力作用下，裂缝开度不断扩大，造成钻井液封堵失效，从而使漏失速率增大，甚至发生失返性漏失[13]。因此，目的层的漏失表现为漏失频次低，但是以中、大型漏失为主的特点。

图3 低固相聚合物钻井液固相颗粒的粒度分布Fig.3 Particle size distribution of solid particles in drilling fluids with low solid polymers

2 防漏堵漏技术

2.1 随钻堵漏钻井液

由延川南区块煤层气井漏失特征及漏失机理可知，漏失主要为孔隙型渗漏、裂缝性漏失和裂缝扩展型漏失，以孔隙型渗漏为主，可以采用随钻堵漏钻井液进行随钻堵漏。因此，堵漏的关键是优选粒度分布合理、封堵性能好、与钻井液配伍性强和价格低的随钻堵漏材料。延川南区块常用的随钻堵漏材料有花生壳、锯末及树叶等：花生壳的D50为14.2μm、D90为 49.8μm；锯末的D50为 11.2μm，D90为 39.6μm；树叶的D50为 24.2μm，D90为 61.0μm。Kang Yili等人[11]通过试验及理论分析认为，堵漏材料的D90与裂缝宽度接近时，堵漏浆能较好地封堵地层裂缝。延川南区块地层裂缝的宽度为3～40μm，因此随钻堵漏材料的D90应不小于40.0μm。基于此，将50%花生壳+40%锯末+10%树叶进行复配，作为随钻堵漏材料，复配堵漏材料的D50为 13.0μm，D90为45.0μm。

将复配堵漏材料加入到低固相聚合物钻井液中形成随钻堵漏钻井液。为了优化复配堵漏材料的加量，利用高温高压堵漏仪（见图4），进行复配堵漏材料不同加量随钻堵漏钻井液的高温堵漏承压试验，结果见表2。

图4 高温高压堵漏仪Fig.4 HTHP lost circulation control instrument

由表2可知：复配堵漏材料的加量为5%时，随钻堵漏钻井液对钢珠床具有良好的封堵能力，当正压差为 2.5MPa 时滤失速率仅为 0.1mL/min，对孔隙地层有较好的封堵效果；复配堵漏材料的加量为7%时，随钻堵漏钻井液对宽度为30μm的裂缝具有较好的封堵能力，当正压差增大至2.5MPa时仍无滤失；复配堵漏材料加量为10%时，随钻堵漏钻井液对宽度为50μm的裂缝具有较好的封堵能力，当正压差增大至2.5MPa时无滤失。据此，针对钻遇地层的特性确定复配堵漏材料的加量：对于上部孔隙型渗漏地层，低固相聚合物钻井液加入5%复配堵漏材料即可实现高效防漏堵漏；对于下部裂缝性漏失地层，低固相聚合物钻井液加入7%复配堵漏材料即可实现防漏堵漏；对于储层等裂缝发育的地层，由于裂缝宽度较大，低固相聚合物钻井液加入10%复配堵漏材即可实现防漏堵漏。

表2 高温高压堵漏承压试验结果Table2 Results of pressure-bearing lost circulation control experiments at high temperature and high pressure

2.2 承压堵漏工艺

静止堵漏是依靠堵漏材料自身重力作用进行堵漏，因此堵漏材料进入裂缝的深度有限，对斜直裂缝或斜井的堵漏效果一般。煤层气井如采用静止堵漏，循环过程中漏失层中的部分堵漏材料会被钻井液的抽汲作用带出裂缝，造成漏失层复漏[14-15]。因此，延川南区块煤层气井采用承压堵漏工艺堵漏。

承压堵漏工艺是在堵漏浆或加入堵漏材料的钻井液循环至漏失层段后，利用封井器或封隔器将井筒环形空间封闭，充分利用井筒环形空间进行憋压，将堵漏浆或加入堵漏材料的钻井液尽可能多地压入到裂缝中，从而提高堵漏的速度和效率。由于延川南区块目前煤层气开发井的垂深都未超过1300.00m，一般不会钻遇高压含水层、异常高压层等，且煤层为非高压气藏，因此煤层气井钻完井过程中，一般不在井口安装防喷器或封井器。为了解决这一问题，研制了一套成本低、操作简单和使用方便的井口简易胶塞封隔器（见图5）。在进行承压堵漏时，将井口简易胶塞封隔器置于井口，密封胶体可以封隔环空，使环空内快速承压。向井筒内施加3～5MPa压力，若井筒压力能够稳定一段时间，可将井口简易胶塞封隔器取出，进行正常钻进。

图5 井口简易胶塞封隔器的结构Fig.5 Structure of a packer with simple rubber plug at wellhead

3 现场应用效果

延川南区块26口煤层气井在钻井过程中应用了由随钻堵漏钻井液和承压堵漏工艺组成的防漏堵漏技术，仅6口井发生了漏失，漏失井占比23.07%，处理漏失时间165.75h，占所有处理复杂情况时间的8.00%；而未应用防漏堵漏技术时的漏失井占比高达41.53%，处理漏失时间占处理所有复杂情况时间的14.05%（见图6）。由此可看出，延川南区块煤层气井防漏堵漏技术应用效果良好，值得其他煤层气区块借鉴。

4 结 论

1）延川南煤层气区块中上部地层疏松，胶结程度低，钻井液封堵能力差，等效循环压力高，地层漏失以孔隙型渗漏为主；储层段天然裂缝发育，钻井液固相颗粒粒度分布与裂缝宽度不匹配导致其封堵能力差，造成裂缝性漏失；同时，钻井液滤液持续侵入导致地层裂缝扩展，造成目的层段漏失频次低，但是以中、大型漏失为主。

2）延川南煤层气区块直井段防漏堵漏以随钻防漏为主，对于上部孔隙型渗漏地层，低固相聚合物钻井液加入5%复合堵漏材料进行防漏堵漏；对于下部裂缝性漏失地层，低固相聚合物钻井液加入7%复合堵漏材料进行防漏堵漏；对于储层段等裂缝发育的地层，考虑裂缝宽度较大，要实现防漏堵漏，需要在低固相聚合物钻井液中加入10%复合堵漏材料。

图6 延川南区块煤层气井漏失率及漏失处理时间占井下复杂情况处理时间的比例Fig.6 Lost circulation rate of coalbed methane wells in the Yanchuannan block and the ratio of leakage treatment time to the total treatment time under downhole complex conditions

3）延川南煤层气区块斜井段/水平段主要采用承压堵漏工艺堵漏，并研制了一套成本低、操作简单和使用方便的井口简易胶塞封隔器。

4）防漏堵漏技术现场应用效果良好，漏失率从41.53%降至23.07%，漏失处理时间占井下复杂情况处理时间的比例从14.05%降至8.00%。