树脂球堵漏工艺在塔中区块的应用及认识

2022-01-01张觉文何世明陈世荣刘开松

钻采工艺 2022年1期

张觉文，何世明，陈世荣，刘刚，荣雄，刘开松

1西南石油大学 2中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 3中国石油川庆钻探工程有限公司安全环保质量监督检测研究院 4中国石油玉门油田分公司油田作业公司

0 引言

塔中400×104t产能建设项目是国内规模最大的油气开发EPC总承包项目。塔中地区主要目的层奥陶系储层发育较为连续，为碳酸盐孔洞型和裂缝—孔洞型储层[1- 5]。其孔洞、裂缝连通性非常好，存在开泵漏失、停泵溢流的特点。钻遇孔洞、裂缝时，钻井液因与地层流体存在密度差而发生重力置换，导致漏溢同存复杂情况。统计表明，塔中EPC项目22口完成井中17口井目的层发生漏失，其中16口井发生恶性漏失，漏失井占完成井总数的77.27%，漏失钻井液总量高达6.80×104m3，漏失井平均单井漏失钻井液量3 999.27 m3。目的层井漏不仅带来井下安全、井控安全等问题，同时造成巨大的时间和经济成本耗费，已成为制约塔中地区油气资源勘探开发的重要工程技术难题。长期以来，针对塔中地区奥陶系恶性漏失[6]，多次尝试常规堵漏工艺[7- 8]均收效甚微，亟需开展堵漏新技术研究。

针对塔里木中部地区奥陶系钻完井过程严重井漏与常规堵漏技术应用效果不佳的问题，本文首先分析了塔中奥陶系井漏特征与堵漏作业难点，然后据此提出了一种树脂球堵漏工艺技术，介绍了树脂球堵漏的技术原理、材料组成和工艺流程，最后分析了树脂球堵漏技术在X井的应用效果。

1 塔中区块奥陶系井漏特征和堵漏难点

由于储层的特殊与复杂性[9- 12](含高浓度硫化氢)，目前塔中地区一般在储层钻进中采用漏失即完井的作业方式。然而，EPC项目为实现地质目标，需穿越多个(一般为3个)地质靶区，故采用边漏边钻的强钻方式，存在巨大的井控与安全风险。常规桥浆堵漏技术因存在储层通道被堵死的风险，被项目建设方所禁止。当前塔中奥陶系储层钻井过程的井漏[13- 14]存在以下特点：

(1)储层以孔洞、裂缝—孔洞型为主，溶洞与裂缝型发育；上奥陶统以基质孔隙和微裂缝为主，下奥陶统鹰山组和部分上奥陶统缝洞极为发育；地层温度120～142 ℃，地层压力系数1.00～1.26。

(2)储层裂缝与溶洞具有相互伴生的特点，以斜交缝、高角度缝、X状剪切缝、网状缝为主。裂缝宽度在0.2～100 mm，延伸长度10～100 cm，裂缝形态平直、规模大，形成溶缝或溶洞。

(3)在钻井过程中井漏主要表现为溢流压井直接压漏地层(如钻井液密度过高、蹩泵导致井漏)、钻遇放空井段或漏层。

由于地质条件复杂、缝洞发育，常规堵漏技术在塔中区块应用效果不佳，主要表现为：

(1)水平段长，井眼尺寸小，堵漏时钻具、井眼易堵塞。

(2)传统堵漏材料高温下易发生碳化变形，不能满足塔中低密度高温水平井的特点需求，导致堵漏成功率低，复漏几率大。

(3)考虑油气层保护，可选用的堵漏材料受限。

(4)塔中大型缝洞漏失采用常规桥浆堵漏、特种凝胶堵漏无法形成稳定的有效桥堵，大部分堵漏工艺仅仅提高静液面、减小漏速的效果，但井漏处理仍然存在挑战。

2 树脂球堵漏工艺技术

2.1 树脂球堵漏技术思路

由于塔中区块奥陶系储层高温、缝洞发育、缝洞规模较大，常规堵漏技术的架桥封堵和凝胶隔断难以在大型缝洞内形成有效封堵层，从而导致封堵失败。鉴于此，本文提出一种树脂球堵漏工艺技术,首先通过大尺寸树脂球在缝洞内架桥，将大尺寸缝洞变成孔隙；其次利用多种堵漏材料协同充填封堵剩余孔隙，从而达到堵漏目的。树脂球堵漏技术克服了常规堵漏材料无法形成稳定的有效桥堵、不能满足深井水平井堵漏的技术需求等难题。

利用树脂球配合堵漏技术进行堵漏作业，核心是通过树脂球将大型缝洞变为小型缝洞，然后使用粗、中粗酸溶性堵漏材料颗粒架桥、填充，进一步将小型缝洞变为微孔隙，最后利用细颗粒、纤维类材料填充、封堵并形成滤饼，从而实现有效封堵。

2.2 树脂球和投球装置

树脂球作为人工合成材料，无渗漏率，可作为堵漏架桥材料，树脂球具有比强度高、比模量大、抗疲劳性能好等特点。通过钻具利用投球装置向井内漏失层泵送一定尺寸的树脂球，通过初步架桥将大型缝洞改变为小型缝洞。

(1)粒径选择。常用树脂球规格为10 mm，19 mm，30 mm，依据“2/3架桥规则”确定树脂球的规格。现场还常常在投树脂球堵漏后，采用下钻探明树脂球位置的方式来判断树脂球的粒径是否与漏层缝、洞适配，再进行下一次堵漏施工。

(2)投球装置包括底座、连续油管滚筒及加球器。该装置可带压工作，最高工作压力可达105 MPa，且一次性装球5×104颗，送球时出球速度全部由泵车排量控制，简单可靠，最高速率可达3 000颗/min，能满足大数量快速投球作业。

2.3 堵漏剂

(1)雷特超强堵漏剂。一种高温稳定，惰性、热固性材料，在高温高压作用下不会吸水、软化或膨胀且与钻井液的兼容性好。承压能力高达14 MPa 以上。在树脂球堵漏工艺技术中起到锲形封堵的作用，锲入地层后不易返吐，堵漏后地层承压能力提高，封堵层稳定。

(2)雷特随钻堵漏剂。其高温稳定、化学惰性，针对裂缝性漏失能提高地层承压能力。在树脂球堵漏工艺技术中起到小颗粒填充封缝堵气的作用。

(3)雷特酸溶性堵漏剂。主要成分为酸溶性特种矿物质，酸溶率在98%以上，适用于产层堵漏。在树脂球堵漏工艺技术中起到片状颗粒嵌入裂缝架桥、卡喉，小颗粒材料充填封堵的作用。

结合以上三种新型堵漏剂的特点[15]，与常规桥浆堵漏剂按照一定比例进行复配，形成独特的雷特超强堵漏桥浆。

2.4 树脂球堵漏步骤

(1)向钻杆内注入一定量的前置液，由于液面不在井口，钻具内可能存在气柱，足够的前置液能保证堵漏树脂球一直在液体中可控下行，防止堵漏树脂球在气柱中自由下落产生堆积导致堵水眼。

(2)用 700 型水泥车投掷注入树脂球若干，同时注入一定量的携带浆，避免树脂球在钻杆水眼内无序下落，造成钻具水眼被堵。

(3)再泵入一定数量的后置液，避免携带浆被窜混、冲稀。

(4)替井浆，将堵漏树脂球全部推出钻具水眼。

(5)地面配制雷特超强堵漏桥浆，进行桥浆堵漏作业。

(6)若桥浆堵漏作业未达到预期目的，则起出堵漏钻具，选取不同颗粒大小的砾石，进行投石、堵漏作业，以此减小裂缝尺寸，实现对大裂缝孔道的初步架桥，再重复前面步骤。

3 塔中区块奥陶系树脂球堵漏工艺技术的应用

3.1 X井基本情况

X井用Ø171.45 mm钻头三开钻进至6 803.08 m(A点位置6 460 m，B点位置6 793 m)钻压降为0，井口失返。随即上提钻具静止观察，后开泵下探至井深6 805 m，钻压为0，出口未返，测得环空液面高度800 m。随后将钻井液密度由1.10 g/cm3降至1.08 g/cm3后强钻至井深6 814 m，钻进过程中环空钻井液一直未返。

(1)漏层情况。裸眼段：5 964～6 814 m，段长850 m。

(2)地层岩性。鹰山组鹰二上亚段岩性主要为砂屑灰岩和泥晶灰岩，鹰二下亚段岩性主要为云质灰岩、砂屑灰岩、云质砂屑灰岩，夹细晶云岩。

(3)漏失原因。主要原因是钻穿B点后钻遇大的裂缝或孔洞发育地层，造成钻井液漏失，本次漏失井段主要在井底附近的放空井段(6 803.08～6 805 m)，不排除强钻井段出现漏失。

(4)堵漏钻具。铣齿接头+Ø101.6 mm钻杆。

3.2 堵漏施工

3.2.1 第一次树脂球堵漏

3.2.1.1 投树脂球施工

分三次投19 mm树脂球，累计投入32 000颗。第一次投球10 000颗，第二次投球11 000颗，第三次投球11 000颗。

3.2.1.2 配堵漏浆施工

(1)雷特超强堵漏桥浆配方。井浆45 m3(密度1.50 g/cm3，黏度118 s)+0.11%纤维+4%雷特超强堵漏剂(粗∶中粗=1∶1)+2%雷特随钻堵漏剂(水基)+2%高失水暂堵剂+2%雷特酸溶性堵漏剂Ⅱ型(中粗)+7%SQD- 98+2.2%GT- 1+4.4%GT- 2+4.4%GT- 3+4.4%GT- 4+4.4% 碳酸钙颗粒，总浓度36.91%。

(2)堵漏施工。下堵漏钻具至井深6 614 m处出现钻压和扭矩增大情况，起钻至5 502 m，泵浓度36.91%堵漏浆45 m3，替井浆30 m3，排量17 L/s，立压1.3～1.72 MPa。施工后测钻具内液高度1 499 m。本次施工中投入树脂球数量少，架桥强度低，导致堵漏失败。

3.2.2 第二次树脂球堵漏

3.2.2.1 投树脂球施工

分五次投19 mm树脂球，每次9 000颗，累计投入45 000颗。

3.2.2.2 配堵漏浆施工

(1)雷特超强堵漏桥浆配方。井浆45 m3(密度1.50 g/cm3)+0.11%纤维+4%雷特超强堵漏剂(粗∶中粗=1∶1)+2%雷特随钻堵漏剂(水基)+2%高失水暂堵剂+2%雷特酸溶性堵漏剂Ⅱ型(中粗)+7%SQD- 98+2.2%GT- 1+4.4%GT- 2+4.4%GT- 3+4.4%GT- 4+4.4%碳酸钙颗粒，总浓度36.91%。

(2)堵漏施工。施工前测得环空液面高度969 m。正注堵漏浆41 m3，排量20～24 L/s，立、套压均为0，正注钻井液31 m3(正注钻井液20 m3时出口见返，关井，继续正注钻井液)，排量19～24 L/s，套压0～0.7 MPa、立压0～8.4 MPa。反挤钻井液3 m3，套压3.2↑4.8 MPa，立压3.5～4.6 MPa。节流循环，排量4～9 L/s，立压5.6 MPa，套压2.6 MPa，无漏失。循环排出堵漏浆后验堵，恢复钻进，无漏失，堵漏成功。