高温高压地层漏失控制技术研究与应用*

吴 江，李炎军，张万栋，杨玉豪

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

在我国南海东部的钻井过程中，频频发生井漏［1］。莺琼盆地由于深部热流体活动强烈而引起高温异常，同时由于地层的快速沉积引起的欠压实作用而导致地层压力异常，属于新生代高温高压盆地。但受地质构造断裂交汇影响，高温高压地层承压能力低，压力窗口窄，钻井过程极易发生溢流、井漏甚至井喷等井下异常事故，导致作业周期延长，作业成本增加，加上现有高温高压井堵漏技术不成熟，缺少系统配套工艺，严重制约了高温高压天然气资源的勘探开发步伐［2］。

在乐东区域，已钻的高温高压井中最高温度达249 ℃，地层压力当量密度最高达2.38 g/cm3，安全密度窗口小于0.3 g/cm3。安全窗口极端狭窄，一旦井下当量密度（ECD）控制不好，易导致井漏井溢等事故发生［3］。以乐东某井为例，所钻遇地层为第四系、新近系莺歌海组、黄流组。在钻井过程中分别发生两次井漏。第一次井漏发生于黄流组二段Ⅱ气组，分别在4105、4138 m出现井漏及溢流。第二次井漏位于黄流组二段Ⅴ气组，在井深4329.79 m 处发生井漏。黄流组为主要目的层，岩性为灰色泥岩夹浅灰色细砂岩及浅灰色泥质细砂岩，为天然裂缝不发育，诱导裂缝发育。诱导缝的宽度与角度成正比，角度越高，宽度越大，特别是在砂岩中缝面粗糙不平，产状不稳定，且延伸不远便消失。可见是由于高密度钻井液在压差作用下对地层产生水力尖劈作用，使得裂缝进一步扩大与开启，进而引发井漏［4-5］。

高温高压井井漏问题具有复杂性和不可预见性。乐东区块现场钻井堵漏实践表明，现场高温高压井堵漏一次成功率低，且经常出现多次堵漏后又复漏的现象，严重影响钻井安全和效率，造成巨大的经济损失。现场所使用的常规堵漏体系的高温超压适应性差，易出现材料老化或破碎，堵漏材料难以在漏失区域形成有效封堵。针对以上问题，室内研究了高密度抗高温Leakseal堵漏浆组分的承压强度，堵漏浆的流变性、悬浮稳定性及堵漏效果，并在乐东区块某井成功应用，为南海西部超高温高压地层的进一步勘探开发奠定了基础［6-7］。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

悬浮剂由抗高温多元聚合物与抗高温矿物纤维素构成；复合堵漏剂由片状材料、颗粒材料和纤维材料构成；诱导剂-1—3 由可抗高温的高分子聚合物材料构成，粒径分别为0.5～1、1～2、2～3 mm，湖北江汉石油科技公司；常规堵漏材料CaCO3，荆州嘉华科技有限公司；重晶石BaSO4，石家庄瑞鑫矿物粉体厂；Leakseal堵漏浆基本配方：水+1%～2%悬浮剂+10%～20%复合堵漏剂+0～5%诱导剂-1+0～3%诱导剂-2+0～2%诱导剂-3+重晶石（加重至2.4 g/cm3）。

HY-20080微机控制电子万能材料试验机，上海衡翼精密仪器有限公司；ZNN 型六速旋转黏度仪、多联中压滤失仪，青岛海通达仪器有限公司；高温高压砂床滤失仪、高温高压裂缝堵漏仪，自制；176-00-C型五轴超高温滚子加热炉，美国Ofite公司。

1.2 实验方法

（1）堵漏剂高温老化后的强度测定

将堵漏剂加入悬浮剂中，在220 ℃下老化16 h后，取出堵漏剂。采用万能材料试验机向堵漏剂加压，稳压10 min 后取出，将承压后的堵漏剂置于由不同目数的筛网构成的组筛中，将组筛放在振筛机内振动10 min，称量由不同筛网筛出的破碎颗粒的质量，对承压后的堵漏剂进行粒径分析，通过颗粒在加压前后的质量比，计算堵漏剂在高温老化后的破碎率。

（2）堵漏浆常规流变性能的测定

将堵漏浆分别在180、200、220 ℃下老化16 h，在70 ℃的条件下，使用六速旋转黏度仪（3～600 r/min）测定堵漏浆的表观黏度、塑性黏度及动切力，分析含有复合堵漏剂的堵漏浆的流变性能。堵漏浆配方为：水+1%～2%悬浮剂+10%复合堵漏剂+重晶石。使用多联中压滤失仪测试堵漏浆在0.7 MPa下全部滤失完全后的时间，分析堵漏浆的快速滤失能力。

（3）堵漏浆悬浮稳定性的测定

将堵漏浆放入滚子炉，经180、200、220 ℃老化16 h后取出，将堵漏浆置于量筒中放入烘箱，分别在180、200、220 ℃下静置1—24 h，观察堵漏浆的沉降状态，同时将直尺伸入堵漏浆中测量沉降高度。在堵漏浆液静置24 h 后，沉降部分占浆液体积分数（即沉降率）需小于10%，以此判断堵漏浆是否具备良好的悬浮稳定性。

（4）对高温高压砂床的堵漏评价

高温高压砂床滤失仪由高温高压压力容器内填充砂石构成孔隙性渗透性漏层（见图1），通过选择不同粒径的砂石来模拟不同漏失通道的孔隙大小，通过电加热到220 ℃，外接氮气瓶进行承压堵漏实验。在高温高压砂床滤失仪中填充500 mL 4～10 目或10～20 目砂石，向堵漏仪上部加入700 mL堵漏浆，打开加热装置，对整个堵漏仪加热至要求温度（模拟漏层温度）。从设备上部开始加压，1 MPa开始，每次加压0.5～1 MPa，加压至10 MPa，每个压力状态下保持滴漏或无漏失30 min后则提高1 MPa压力。用承压30 min漏失量≤10 mL时的压力来表示承压能力。最后通过卸去滤失仪上下两端，取出砂床，观察堵漏剂在砂床中形成封堵的状态，测量堵漏剂的侵入深度。

图1 高温高压砂床滤失仪示意图

（5）对高温高压裂缝的封堵能力评价

采用高温高压裂缝堵漏仪模拟漏失地层的温度220 ℃和堵漏时的压力10 MPa，用楔形模块模拟漏失裂缝，测试Leakseal堵漏浆的封堵性能。选取3组楔形缝（0.5 mm×20 mm，1 mm×20 mm，2 mm×20 mm）模拟地层中不同大小的诱导裂缝缝隙。向模拟井筒中加入1000 mL堵漏浆，打开加热装置，对整个堵漏仪加热至要求温度。采用间歇式加压，每次加压稳压10 min 后，再次加压。每隔10 min，加压0.5 MPa，从设备上部开始加压，1 MPa开始，最高加压至10 MPa。每个压力状态下保持滴漏或无漏失30 min后则提高1 MPa压力。当承压30 min漏失量≤10 mL时，记录此时的压力，评价裂缝中封堵层的承压性能。

（6）反吐模拟实验

在成功完成以上承压堵漏之后，裂缝形成较好的可抗10 MPa 的堵漏层，然后开始反吐模拟实验，以模拟地层的“呼吸”作用以及在钻井中上提钻柱时出现的抽汲作用，这些作用会导致裂缝中的封堵层承受一个反向的压力，及易出现封堵层脱落。从高温高压裂缝堵漏仪底部施加反向压力，对堵漏层试压，进行反吐实验。若承压较好，堵漏剂对裂缝封闭良好，则可以反向承压较大压力。若承压为0或一加压即穿，则形成的堵漏层质量较差。

2 结果与讨论

2.1 堵漏机理分析

乐东区块高温高压井段漏失主要是由目的层安全压力窗口窄及高压诱导裂缝发育而导致的。乐东某井诱导裂缝发育大且长，宽度大多在0.2～2 mm 之间。常规堵漏作业使用的堵漏材料抗温性差、抗压能力弱、侵入能力差。在高温高压地层堵漏要求中，堵漏材料内的微小颗粒可有效封堵砂岩地层及微裂缝发育地层，提高地层的承压能力。由于漏失地层诱导裂缝分布范围较广，堵漏材料的粒径级配需要能对各种大小的裂缝进行有效封堵［7］。同时由于常规堵漏方法使用井浆携带堵漏材料，而钻井液本身具有降滤失效果并不利于携带堵漏材料进入目标孔隙及裂缝，因此需研制快速滤失堵漏浆Leakseal体系［8］。

本文研制的Leakseal堵漏浆由淡水或海水等和悬浮剂、复合堵漏剂及诱导剂3 种功能性材料构成。悬浮剂在海水和淡水中均可实现较好的增黏和对高密度材料的悬浮稳定，其与不同的水基钻井液具有较好的配伍性，抗高温能力强；复合堵漏剂主要由具有适度粗细的多种粒径的惰性高强度材料与惰性弹性材料组成，具有多元化的材料类型和相对宽的粒径分布，颗粒快速集聚能力强，可以实现在裂缝中的流速差异性浓集，使堵漏浆具有较好的封堵性能和提承压能力，且封堵层抗反吐能力强；诱导剂为抗高温的高分子聚合物材料，能在高温高压下保持一定的刚性和弹性，具有不同的形状和粒径，在裂缝中起到架桥、提高堵漏浆承压能力的作用。

2.2 高温下堵漏剂的强度

在高温高压地层中，裂缝闭合应力大，对堵漏材料的挤压强度高，一旦堵漏材料强度不足，受挤压破碎后，易导致封堵层发生失稳破坏［9］。将堵漏浆在220 ℃老化16 h后，取出堵漏剂，测试堵漏剂的承压能力强度。以堵漏剂在承压后的破碎率为指标，分别评价复合堵漏剂、诱导剂及常规堵漏剂CaCO3的抗压强度，结果如图2 所示。随着压力增加，堵漏剂的破碎率增大。220 ℃高温老化后，在50 MPa 下CaCO3的破碎率（68.5%）较高，材料强度低；而复合堵漏剂及诱导剂的破碎率小于25%，强度较高，在高温下可承受高压。复合堵漏剂及诱导剂适用于高温高压地层段堵漏。

图2 不同压力下堵漏颗粒的破碎率

2.3 堵漏浆流变性

在高温高压井下堵漏过程中，高密度堵漏浆的流变性和稳定性尤为重要。根据乐东区域钻井要求（裂缝宽0.2～2 mm），在室内配制相应的堵漏浆：水+1.0%悬浮剂+10%复合堵漏剂+重晶石（加重至2.4 g/cm3）。诱导剂为粒径较大的惰性材料，对水基钻井液流变性能的影响较小；同时添加诱导剂后，由于六速旋转黏度计的内筒与外筒间隙较小，无法对含有较大尺寸诱导剂的堵漏浆进行测试，因而堵漏浆配方中未加入诱导剂。分别在180、200、220 ℃下老化16 h，在70 ℃下测其流变性，结果如表1 所示。由表1可知，（1）在180、200、220 ℃下热滚16 h后，堵漏浆流变性能较好，老化后堵漏浆没有变稀，仍保持较高的切力，表观黏度达到60 mPa· s 以上。较高的黏度使其可有效地携带堵漏剂。堵漏浆流动性强，易于进入各种尺寸的裂缝，在井下实现深度封堵，有利于提高封堵层的承压能力和延长封堵层的有效期。（2）采用多联中压滤失仪，在0.69 MPa、不同老化温度下测得堵漏浆的全漏失时间为123～150 s。堵漏浆具有快速漏失的特点，当其进入漏层后，堵漏浆的水相被挤出，快速形成高固相塞，将堵漏剂驻留在地层裂缝中，达到堵漏的目的。

表1 堵漏浆的流变性及悬浮稳定性

2.4 堵漏浆的高温悬浮稳定性

高温高密度条件下，堵漏颗粒在堵漏浆中的悬浮性能对架桥颗粒侵入漏失地层的深度有着极大的影响。架桥颗粒必须具备悬浮稳定性，才能被有效地运移至漏层，为堵塞漏失通道创造条件。一旦架桥颗粒悬浮稳定差，在堵漏浆泵送条件下，极易出现堵漏剂脱离堵漏浆，造成堵漏浆前后段的含量差别很大。同时在裂缝漏失处，快速形成堆积，失水，在裂缝处形成“封门”。Leakseal 堵漏浆的基础悬浮液用水+悬浮剂+重晶石配制而成。为了评价堵漏浆的高温稳定性，按照质量比为50∶10∶5∶2 将复合堵漏剂、诱导剂-1、诱导剂-2和诱导剂-3加入堵漏浆中，总体加量为35%。分别在180、200、220 ℃测试体系的沉降率随静置时间的变化，结果如图3所示。不同温度老化的堵漏浆悬浮稳定性变化大致相同，沉降率均小于10%。说明悬浮剂的悬浮性和抗温效果好，堵漏浆在高温下具有良好的悬浮稳定性，能达到携带堵漏剂挤入目标地层的目的。

图3 不同温度下Leakseal堵漏浆的沉降率随静置时间的变化

2.5 堵漏浆封堵能力

2.5.1 高温高压下对砂床的堵漏效果

漏失地层岩性分为灰色中砂岩及浅灰色细砂岩，并且伴有微小裂缝发育。根据实际漏失速率的大小选择4～10 目与10～20 目砂石模拟孔隙性渗透性漏层，使用高温高压砂床滤失仪评价堵漏浆对砂床的封堵能力。堵漏过程中，从1 MPa 后逐步提压，堵漏浆有部分漏失。对于4～10 目与10～20 目砂床，随测试压力的增加，封堵层逐渐被压实，堵漏剂侵入深度分别达到65.6%与52.3%，漏失量分别为310 mL 与180 mL。侵入深度较深，说明堵漏浆中的堵漏剂在砂床形成的孔隙内聚集、填充，能实现对孔隙及微小裂缝发育地层的有效封堵，承压能力达到10 MPa。实验中堵漏剂已进入砂床底部，在整个砂床中形成桥架封堵。

2.5.2 高温高压下对裂缝的封堵效果

乐东某井成像测井数据中，在砂岩中层段有5条宽度为0.2～2 mm的诱导裂缝。根据堵漏颗粒在其粒径累积分布曲线上的D90值（小于此粒径的颗粒体积分数占全部颗粒的90%）应接近缝宽的原则［10］，对老化、承压后材料的D90 值与缝宽进行匹配。针对不同的楔形缝，将不同浓度的堵漏剂与不同粒径的诱导剂及悬浮剂复配。（1）楔形缝尺寸为0.5 mm×20 mm 时，堵漏浆配方为：水+2%悬浮剂+10%复合堵漏剂+3%诱导剂-1+重晶石（加重至2.4 g/cm3）。（2）楔形缝尺寸为1 mm×20 mm 时，堵漏浆配方为：水+2%悬浮剂+15%复合堵漏剂+3%诱导剂-1+2%诱导剂-2+重晶石（加重至2.4 g/cm3）。（3）楔形缝尺寸为2 mm×20 mm时，堵漏浆配方为：水+2%悬浮剂+20%复合堵漏剂+3%诱导剂-1+2%诱导剂-2+1%诱导剂-3+重晶石（加重至2.4 g/cm3）。由图4可见，堵漏浆对不同楔形缝的封堵效果较好，加压10 MPa后持续100 min，无崩漏现象，漏失量分别为230、370、420 mL。堵漏浆中的堵漏剂在模拟裂缝中聚集、填充，形成牢固的堵漏层，提高了地层的承压能力。随测试压力的增加，封堵层逐渐被压实，实现对裂缝的有效封堵。

图4 堵漏浆对不同尺寸楔形缝的封堵效果

2.5.3 封堵层质量评价

在高温高压堵漏过程中，往往存在堵漏材料封门，形成的封堵层抗压能力差。当堵漏过程结束后，井口卸压，地层诱导裂缝闭合，堵漏材料在裂缝中不能形成良好的整体，封堵层压力敏感，排量稍大即会发生二次井漏［11］。为了有效评价堵漏浆封堵漏层成功后的封堵层承压能力大小，开展裂缝反吐模拟实验。当楔形缝宽度为0.5、1、2 mm时（使用与2.5.2 节相同的实验配方），裂缝能承受的反向压力分别为7、6、6 MPa。说明堵漏剂与裂缝相互结合紧密，堵漏剂在裂缝中具有高的抗压强度，可有效防止堵漏封门、堵漏浆反吐。当裂缝出现“呼吸、吞吐”作用时，堵漏剂不会从裂缝中脱落，可有效防止再次漏失。

2.6 现场应用

乐东区块某典型的超高温高压井，由于钻遇薄弱地层及压力窗口窄的问题，在黄流组发生了两次井漏。抗高温Leakseal堵漏浆在乐东区块得到了成功的应用，堵漏作业概况为：（1）钻进至4095.7 m，机械钻速加快，快钻时0.3 m 后循环，最大气测值1.8%，泵压由10.34 MPa 突降至8.28 MPa，返出由24%降至1%，判断发生井漏。期间配制密度为2.24 g/cm3的堵漏浆19 m³。堵漏浆配方：1.8%悬浮剂+25%复合堵漏剂+3.5%诱导剂-1+2.5%诱导剂-2+0.8%诱导剂-3。泵入堵漏浆，提高排量控制钻井液的当量循环密度为2.33 g/cm3，五开继续钻进至4119 m后进行井筒承压试压，钻井液密度为2.22 g/cm3，地面最高泵压5.3 MPa，折算钻井液密度为2.35 g/cm3。下钻到底，挤入堵漏浆1.9 m³，起钻至4070 m，进行井筒承压试验，钻井液密度2.29 g/cm3，地面最高泵压4.48 MPa，折算钻井液密度2.40 g/cm3（未漏），下钻到底，循环。（2）钻进至4329.79 m，泵压由10.13 MPa突降至8.75 MPa，井口失返，降低排量至190 L/min，井口仍失返。静止堵漏，循环均匀加入2～3 kg/m3复合堵漏剂，有效提高了地层承压能力，逐步提高排量，钻进至4352.00 m完钻。

3 结论

针对乐东区块高温高压井段漏失原因，用悬浮剂、复合堵漏剂、诱导剂配制了适用于该区块地层的密度达2.4 g/cm3、可抗220 ℃高温的Leakseal 堵漏浆。堵漏浆具有较好的流变性、高温悬浮稳定性和封堵效果。现场应用结果表明，堵漏浆通过程序段塞泵入，在诱导裂缝缝中和缝内形成了良好的抗剪切屏障，可有效防止堵漏封门、堵漏浆返吐和裂缝闭合，结合堵漏工艺极大地降低裂缝再开启的风险，提高了堵漏施工效果。