自固结堵漏技术在冀东油田G21X3 井的应用

2021-07-18许婧王在明张艺馨侯怡

钻井液与完井液 2021年1期

许婧，王在明，张艺馨，侯怡

（中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063000）

常见的钻井液堵漏材料主要有钻井液桥接堵漏材料、凝胶[7-9]、水泥浆[10-11]等。目前用得最多的是桥接堵漏材料，但这种堵漏材料易堆积于漏失层，循环的钻井液会冲刷堆积的堵漏材料，破坏堵漏层；恶性裂缝漏失时，凝胶堵漏会顺着漏层流失，导致堵漏失败；水泥浆堵漏材料由石膏、硅酸盐、水泥及石灰等物质组成,水泥所占比例较大，其凝固后的硬度往往大于地层硬度，重新钻井时容易出现新的井眼，使老眼报废，另外水泥浆会污染钻井液，使钻井液失去作用。G21X3 井是高南斜坡部位高21 断块构造较高部位的一口重点预探井，目的层为东营组二段和三段，完钻井深为4392 m。钻至井深2670 m 时出现放空，钻井液出现失返性漏失。在东营一段、二段共漏失4 次，先后组织8 次不同类型堵漏作业，累计漏失250 m3钻井液，无法进行正常钻进。根据G21X3 井地层井漏情况，在常规堵漏技术基础上，笔者提出一种新的自固结堵漏技术。该技术针对常规复合堵漏剂易被钻井液冲刷，堵漏易失效的问题，通过在云母、纤维、核桃壳、石英砂等材料上涂覆一层树脂，这些涂覆树脂的堵漏材料泵入到漏层后，在发生物理堆积的同时，还在井底温度作用下相互之间固结，从而增加了堵漏层的强度，提高了堵漏成功率。

1 地质工程概况

1）地质简况。冀东油田高尚堡区域构造属于渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷北部，高尚堡构造带可进一步分为3 个局部构造，即高柳断层以南的高南断背斜（断鼻）构造带、高柳断层以北的高尚堡披覆背斜构造带及高北断层上升盘的高北断鼻构造。G21X3 井位于高南斜坡部位高21 断块构造较高部位，该井钻遇的地层自上而下分别为第四系平原组（Qp）、上第三系明化镇组、馆陶组、下第三系东营组。岩性主要为碎屑岩，包括砾岩、砂岩、粉砂岩及泥岩等。漏失层位在东营组一段（Ed1）2670 m 到东营组二段2846 m 附近，岩性为砾砂岩与泥岩互层，存在断层和裂缝[12]，漏失原因判断为断层漏失。

2）工程简况。该井一开使用φ444.5 mm 钻头，采用膨润土-聚合物钻井液钻至井深301 m ；二开使用φ311.1 mm 钻头，采用聚合物钻井液钻至井深2428 m；三开使用φ215.9 mm 钻头，采用低自由水钻井液钻至井深4392 m。该井三开东营组一段（Ed1）2670 m 到东营组二段2846 m 附近钻进期间发生4 次井漏，堵漏8 次，井漏及堵漏情况统计见表1。由表1 可以看出，2676～2852 m 漏失情况较为严重，多次常规复合堵漏和水泥堵漏效果不明显，属于严重的断层漏失。

表1 G21X3 井东营组一段、二段应用自固结堵漏剂之前井漏及堵漏情况

2 井下自固结堵漏技术

自固结堵漏剂是一种新型的用于钻井堵漏的堵漏剂，在井下温度作用下各种堵漏剂可以相互作用，大幅提高堵漏成功率。由图1 可知，堵漏材料在裂缝、孔隙内富集，紧密接触，在井底高温条件下固结一体实现有效封堵。现场施工工艺沿用原来复合堵漏的施工工艺，操作简便，适用性广。

图1 井下自固结堵漏的基本原理

3 室内实验

自固结堵漏剂是由常规复合堵漏材料如云母、纤维、核桃壳、石英砂、贝壳等表面涂敷5%～15%的环氧树脂组成的，在井下温度的作用下发生缩聚反应形成三维体型结构树脂，增加了堵漏剂中各个组分之间的固结力，能够抵抗钻井液的冲刷，提高堵漏层的强度和堵漏成功率。自固结堵漏剂堵漏配方如下。

渗透性漏失及小漏配方：10%树脂石英砂+15%树脂贝壳+3%树脂核桃壳+0.5%矿物纤维（3 mm）

中漏配方：8%树脂石英砂+11%树脂贝壳+2%树脂核桃壳+10%树脂云母+0.4%纤维

大漏配方：5%树脂石英砂+11%树脂贝壳+5%树脂核桃壳+10%树脂云母+0.4%纤维

3.1 自固结堵漏材料形貌观察

自固结堵漏材料的形貌见图2 和图3。可以看出，涂覆的热塑性环氧树脂均匀包裹在堵漏材料上。

图2 涂覆热塑性环氧树脂的堵漏材料

图3 自固结堵漏材料微观形貌观察

3.2 常规复合堵漏与自固结堵漏滤饼形貌对比

对常规复合堵漏材料与自固结堵漏材料进行室内堵漏实验评价，其滤饼的形貌见图4 和图5。

图4 常规复合堵漏与自固结堵漏滤饼形貌对比

图5 不同堵漏材料固结后微观形貌对比

由图4 和图5 可以看出，常规复合堵漏滤饼松散无胶结，自固结堵漏材料黏接牢固；常规堵漏材料颗粒之间松散堆积，而自固结堵漏材料固结后颗粒间被胶黏剂牢固黏接。

3.3 室内不同温度下固结效果评价

在室内60～150 ℃下，对复合自固结堵漏材料进行固结时间评价，结果见表2。由表2 可知，随温度的不断升高，自固结堵漏剂的固结时间不断缩短，能满足60～150 ℃下的堵漏施工。

表2 不同类型堵漏配方固结时间

3.4 堵漏配方承压评价

针对1、3、5 mm 漏失通道尺寸，对自固结复合堵漏配方进行了不同温度下的封堵性测试，结果见表3。可知，3 个配方整体堵漏效果较好，承压能力均能达到6 MPa 以上。

表3 不同漏失通道的承压能力对比

4 现场应用

根据前期井漏情况，现场采用液面实时监测技术，综合判断漏失速度、漏点位置、漏层压力系数、漏失类型和漏失通道尺寸；根据室内实验结果，进一步确定现场堵漏的堵漏配方，制定可操作性强的堵漏工艺。选用中漏配方与现场钻井液20 m3混合配比，总浓度为31.4%。

下光杆钻至漏层2685 m，泵入20 m3自固结堵漏浆，泵入排量为17 L/s，泵完自固结堵漏浆后替浆3 m3。关封井器，单凡尔挤注自固结堵漏浆20 m3，挤注排量3 L/s。井口压力升到最高泵压6 MPa,停泵降至5 MPa，稳压3 h 降至3 MPa，关井静堵12 h。堵漏完成12 h 后，循环筛除自固结堵漏钻井液，起钻进套管内承压，累计憋入2.1 m3钻井液，憋压6.0 MPa，稳压15 min 未降，开井返吐0.5 m3钻井液。起钻换双扶正器通井，下钻至2688 m 无遇阻，循环过程中钻井液未发生漏失，钻塞至2748 m 无漏失，堵漏成功。