浅谈苏东区块储气库注采井钻井防漏堵漏技术

2021-05-11魏举行

石油化工应用 2021年4期

宋健，魏举行，侯毅，刘银，陆川，夏阳，李鹏

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

苏东39-61储气库位于苏里格气田东区中南部召10井区东部，是集团公司重点建设项目，属于国家重点工程。该地区长期开发后目的层地层压力系数极低（0.1～0.5）且不均衡，属枯竭气藏。2019年施工的第一口注采井苏东38-60A钻至目的层马家沟组时发生失返型漏失，多次堵漏，堵漏周期长达34.63 d。

随着注采井任务的逐步实施，目的层极易漏失的问题导致钻井的提速提效、储层物性甚至后期的改造效果均受影响。目前尚未对苏东区块马家沟组漏失有过针对性研究及解决措施。为了提高钻井效率，保护储气库井储层质量，本文总结2019-2020年储气库注采井钻井防漏堵漏施工经验，旨在分析出一套适用于苏东区块目的层的防漏堵漏工艺[1]。

1 漏失情况分析

1.1 典型井分析

苏东38-60A是苏东39-61储气库实施的第一口注采井，于2019年3月20日开钻，4月27日4：00三开钻进至井深3 183 m马家沟出现失返性漏失（本井3 164 m马家沟顶界，对应垂深3 106 m），泥浆性能：密度1.20 g/cm3，黏度60 s，失水3.5 mL，pH为10，通过桥塞堵漏11次，打水泥堵漏6次，随钻堵漏4次，承压试验4次，静止堵漏10次，成功堵漏并完井，累计漏失量6 289 m3，损失时间831 h。

1.2 漏失原因分析

苏东区块注采井目的层长期开采亏空严重，注气前开展全气藏关井测试地层压力，核心区地层压力为5.8～6.9 MPa，平均为6.4 MPa，较原始地层压力下降了22.8 MPa，下降幅度78%，钻井液液柱压力大于地层漏失压力；马家沟组发育大型裂缝或溶洞发育地层，发生较大漏失，导致漏失量大于3 m3/h，甚至有进无出。

（1）裂缝性漏失。本井目的层马五段，属于碳酸盐岩沉积，通过复杂的成岩作用改造，形成了大量的次生孔、洞、缝、各种孔隙，这个一方面构成气藏的储集空间，但另一方面形成自然漏失通道，导致钻井施工时发生漏失。

（2）马家沟组地层孔隙压力系数较低，导致发生漏失。地层存在漏失通道时，井筒中钻井液作用于井壁的压力超过地层的漏失压力时，即发生漏失。该区块马家沟组压力系数约为0.3（见表1），即便是清水（1.0）也会发生漏失。

表1 苏东39-61井区老井实测地层压力表

1.3 堵漏过程简述

第一阶段：钻至井深3 183 m钻井液失返，历经3次桥塞堵漏，1次静止堵漏，1次随钻堵漏，消耗堵漏浆750 m3，后打水泥堵漏成功；

第二阶段：钻至井深3 192 m钻井液失返，历经7次桥塞堵漏，3次静止堵漏，4次随钻堵漏，3次打水泥，堵漏浆3 090 m3，堵漏后可以抢钻；

第三阶段：抢钻至井深3 266 m，采用40 m3超分子凝胶进行承压堵漏，满足要求后进行电测作业；

第四阶段：电测后，通井至井底后进行注水泥承压，经过2次桥塞+注水泥作业后，打入水泥浆70 m3，承压满足要求，下套管完井。

1.4 堵漏经验总结

（1）针对马家沟组裂缝及溶洞性漏失，使用桥塞+水泥的方式，经过多次挤封和注水泥堵漏，可逐渐提高地层承压能力。本井施工中使用两次低密轻珠水泥及4次常规水泥，逐渐封堵地层裂缝。注水泥之前先进行桥塞挤封，起阻流作用，可使水泥更好的留于地层裂缝中。

（2）超分子凝胶用于地层承压堵漏。本井完钻后进行承压堵漏，使用桥塞挤封一次，效果不佳，改用超分子凝胶堵漏，该井配制凝胶，关井挤封，套压达到12 MPa，30 min稳压达到11.8 MPa，满足承压要求。但后期由于通井循环，逐渐使高分子凝胶浓度稀释，最终使用水泥进行工艺承压堵漏，承压满足固井要求。

（3）超分子凝胶进入地层后形成了桥堵，实现了堵漏材料留得住；后期，因该材料无法实现可固化，堵漏失效，但还有一定的桥堵能力，因此，第二次打少量水泥就成功堵漏。

因此可得出结论，堵漏成功的三要素：进得去，留得住，能固化。在苏东38-60A堵漏过程中发现，凝胶满足“进得去”、“留得住”，水泥满足“进得去”、“能固化”，合理利用凝胶及水泥可有效进行漏层封堵。

2 防漏堵漏技术

2.1 堵漏思路

20世纪90年代“井眼强化”概念首次被提出，继而有学者提出了“应力笼”理论。当泥浆液柱压力超过地层的破裂压力时，便会产生裂缝。在裂缝形成后固相颗粒和泥饼迅速在裂缝的近井眼处形成封堵就像一个“楔子”一样楔进裂缝当中，对地层形成了压缩此时泥浆的液柱压力通过“楔子”作用在裂缝的近井眼端的两侧形成了压缩环即“应力笼”而它的产生使得井眼的强度得以提高。当泥浆液柱压力大于裂缝尖端的闭合应力时漏失便会发生，因此阻隔液柱压力向裂缝尖端的传导是承压堵漏的关键[1]。结合储气库井钻井施工，形成以“随钻防漏、及时堵漏、提高承压”为主要思路：在钻井液中依次加入填充、封堵等堵漏材料进行防漏，按照漏失情况选择采用具有滞留性能强、架桥效果好、封堵凝结性的堵漏技术进行堵漏，并在堵漏过程中进行承压试验，强化地层承压能力，减少后续漏失发生可能。

2.2 明确堵漏难点

（1）马家沟储气层长期开采亏空严重，目前虽然通过注采，地层压力有所提高，根据目前注气井口压力和天然气物质平衡方程，初步预测目前平均地层压力11.0 MPa。但由于储层非均质性和注采运行的不均衡性，地层压力分布不均匀，该井井底附近地层压力在6～17 MPa，地层压力系数预计只有0.4～0.6，不具备基础的承压能力；

（2）马家沟组存在多道裂缝带，横向纵向交替，堵漏难度大；

（3）漏层井温＞90 ℃，对桥塞材料、凝胶材料的抗温性要求高，多种可固化堵漏工艺无法实施；

（4）失返性漏失，且漏失层位在井底，由于堵漏剂及砂子沉积，堵漏时裂缝“假性闭合”，堵漏材料无法有效进入漏层，导致堵漏难度加大；

（5）因马家沟产层后期需要注气，对堵漏材料的酸溶性、降解性要求高，导致堵漏技术可选空间小；

（6）三开完需要承压至当量密度1.50 g/cm3，承压工艺难度较大。

2.3 防漏堵漏技术

2.3.1 提前储备堵漏材料提前储备堵漏材料（见表2）并配制堵漏浆，钻开目的层前加入堵漏剂进行随钻防漏，随钻堵漏剂以GT-MF、TP-2为主；钻开马家沟组前调整钻井液性能：密度1.16～1.18 g/cm3，黏度60～65 s，pH值9，失水5～6 mL。

表2 堵漏材料明细

2.3.2 优选堵漏技术

（1）防漏与随钻堵漏（＜5 m3/h）：高固相塞体堵漏技术。漏速3～5 m3/h时，原钻具挤封堵漏：钻具下至漏层以下10～20 m位置，泵入堵漏浆，顶替平衡后，起至安全位置，进行静止/循环加压/挤封，原浆35～40 m3+2～3 t片状碳酸钙（30目）+2～3 t GT-MF/DF-A+2～3 t石灰石颗粒+3～5 t HD-2+3～5 t石灰石，密度1.35～1.40 g/cm3。

（2）中大型储层段漏失（5～20 m3/h）：复合颗粒级配堵漏技术。采用光钻杆+锯齿接头，将漏层位置划通，起钻至漏层以上80～100 m的位置，泵入堵漏浆，顶替平衡后，起至安全位置，进行挤封。堵漏浆配方：原浆35～40 m3+2～3 t片状碳酸钙（20目）+3 t GT-MF+3 t HD-2+3 t NTBASE+6～8 t石灰石颗粒+4 t KSD-1。在模拟堵漏试验中使用1 mm楔形缝板、2 mm、3 mm、4 mm和5 mm缝板模具在模拟堵漏装置上对堵漏浆配方进行了裂缝封堵能力试验。该堵漏浆对全部模块一次堵漏成功，测试试验结果（见表4）。

（3）大型漏失（＞20 m3/h）：双纤维凝胶混合细堵技术。双纤维高效细堵漏剂+可固化酸溶水泥应用，可提升失返型漏失一次堵漏成功率，减少漏失消耗，缩短堵漏周期。纤维在液体中分散后具有搭桥成网作用，形成纤维堵漏浆体系（见图1）。当桥接堵漏材料通过漏失通道时，在表面及喉道产生挂阻“架桥”，形成桥堵的骨架；凝胶吸水倍数高，膨胀倍数稳定，相对于传统桥塞堵漏剂，承压能力大大提高至8 MPa，能进入不同漏失孔道形成封堵层更为密实（见图2），尾追酸溶性水泥，提高堵漏效果。

图1 纤维架桥-微观结构

图2 凝胶堵漏效果图

2.3.3 工艺承压堵漏在漏失基本得到控制后，采用超分子凝胶+酸溶水泥进行工艺承压堵漏。钻井液+8%～15%结构剂+10%碳酸钙（180～200目）+1.5%～2%超分子凝胶，光钻杆挤封。通过桥塞及超分子凝胶堵漏后，马家沟组地层漏失量得到明显控制，或不发生漏失，但储气库井后期是一个连续注采过程，所以对固井质量要求极高，通过计算，马家沟组地层要承压1.50 g/cm3当量密度，仅靠前期挤封，承压能力有限，远不能满足后期施工要求，因此，下套管前需进行打水泥承压，来提高固井质量，满足后期注采安全。挤封完成后，钻具下入井底，循环出井底的凝胶，然后起钻至漏层以上50～80 m，注入酸溶水泥。候凝扫塞完成后，配制30%桥塞堵漏浆原钻具进行承压，判断地层承压当量密度是否达到1.50 g/cm3，如满足要求，短起下后充分循环，打润滑封闭浆下套管。承压若达不到要求，起钻下入光钻杆，继续打入酸溶水泥，承压。