莺琼盆地高温高压井漏失原因及漏层深度确定方法

付群超 董振国

(中法渤海地质服务有限公司湛江分公司)

0 引 言

南海油气资源极为丰富，占全国油气总资源量的1/3以上，是我国能源重要接替区、国家“一带一路”战略能源保障基地，其中，莺琼盆地高温高压区域的天然气资源是南海勘探的主战场和开发的接替区。前期钻探实践表明，莺琼盆地W区块具有显著的高温高压特性，地层温度最高达249℃，孔隙压力梯度等效密度为1.90～2.30 g/cm3，破裂压力梯度等效密度基本低于2.40 g/cm3，漏失风险高[1-3]。

钻井液漏失问题是裂缝性地层钻井过程中面临的技术难题之一，已经引起研究人员和现场工程师的广泛关注，并对其进行了深入的研究。Dyke等[4]通过观察现场钻井液池液面的变化，指出不同漏失类型的钻井液池液面的变化特征不同，根据这些变化特征可以判断井下钻井液的漏失地层。Beda等[5]给出了各类钻井液漏失类型情况下钻井液流量计和钻井液池液面的变化关系。Lavrov和Tronvoll等[6-9]研究了地层流体压力、裂缝开度、裂缝长度和工程因素对钻井液动态漏失的影响，分析了裂缝倾角、裂缝尺寸、裂缝变形规律和井眼位置对钻井液漏失速率的影响。杨振杰[10]指出礁灰岩地层发生井漏问题的主要原因是这类地层中发育有大量溶洞和不稳定的破碎带，这类岩石的可压缩、可变形和易碎等特性在高温高压情况下会更显著，对井漏控制有特殊的要求。王维斌等[11]研究了川东北宣江-开江地区的恶性井漏问题，认为大型溶洞或大型裂缝系统是恶性井漏的漏失通道，且地层压力越低，钻井液漏失速率越大，而高压地层中恶性漏失发生概率减小；当地层中存在多套压力系统时，会产生新的漏失通道，引起恶性漏失。杨健[12]指出钻井液漏失速率较高时会造成弱胶结或未胶结地层发生速敏，引起漏失通道的变化，加剧钻井液漏失。王业众等[13]对裂缝性储层的漏失机理进行分析，指出裂缝性储层的漏失通道是地层的天然裂缝系统和诱导裂缝系统，并对裂缝性地层漏失控制技术和漏失预测技术进行了总结和分析。

本文以莺琼盆地W区块为研究对象，根据发生漏失时的作业工况、漏失情况描述、漏失特征、漏速、漏失时的钻井液密度、ECD大小、憋压憋扭矩状况、岩性描述的统计结果，探讨了莺琼盆地高温高压井漏失的主要地层和主控原因；根据钻井液的循环时差法，预测了漏层位置，其结果与测井成像结果一致。

1 漏失原因分析

1.1 常见漏失原因

漏失原因分为主观和客观两大类。主观原因主要指施工参数或工艺不佳，例如：开泵和下钻太快导致激动压力过大、循环当量密度过大、分级箍设计不佳、钻井液密度过大等；客观原因主要指地层自身的物理特征，例如：特殊构造导致的裂缝发育、溶洞、地层孔隙性好等。无论哪种原因，一旦漏失现象发生，一定满足三个条件[14]：一是地层中存在能使钻井液流动的漏失通道，如孔隙、裂缝或溶洞，漏失通道要有足够大的开口尺寸，至少应大于钻井液中的固相粒子直径，才能使钻井液在漏失通道中发生流动；二是井筒与地层之间存在能使钻井液在漏失通道中发生流动的正压差，且当该压差大到足以克服钻井液在漏失通道中的流动阻力时才会发生井漏；三是地层中存在能容纳一定钻井液体积的空间，才有可能构成一定数量的漏失。

1.2 莺琼盆地高温高压井漏失原因分析

在莺琼盆地W区块资料齐全的8口漏失井中，7口井的黄流组二段都发生井漏，损失钻井时间总计75 h，漏失量约124 m3。因此，黄流组二段是莺琼盆地高温高压井漏失发生的主要层位。

根据8口井具体的漏失情况描述(发生漏失时的钻头位置、上层套管鞋位置、地漏实验、漏失时的作业工况、漏失情况描述、漏失特征、漏速、漏失时的钻井液密度、ECD大小、憋压憋扭矩状况、漏失层位)，可以发现发生漏失时起初往往都是失返性漏失，说明循环当量密度过大瞬间压裂了地层，导致漏失发生；部分井初期采用静止堵漏的方法较为有效，然后再采取打堵漏浆或挤水泥来增强地层承压能力的方法使钻井作业得以继续进行。

综上，该区块已钻井发生地层漏失的原因主要为主观原因，包括循环当量密度过大及ECD偏高。

2 漏层深度确定方法

2.1 常用漏层位置确定方法

漏层位置的确定是保障堵漏成功的关键。国外往往采用声波测试仪、放射性示踪仪等仪器确定漏层的位置；国内由于没有成熟的用于漏层位置确定的测试仪器，往往根据经验判断漏层位置，主要方法如下。

2.1.1 综合监测法

综合监测法主要根据钻进情况异常、岩屑异常和钻井液性能异常来判断漏层位置。若同一地质年代的地层以往没有发生过井漏，钻进时钻井液体积瞬间发生明显减少，同时存在扭矩增加、蹩跳现象或钻进放空，此时井漏往往发生在当前井底处。岩屑最能直观、有效地反映地层孔隙度大小、裂缝发育、黏土矿物含量等情况，因此成为综合检测法中最为常用的方法。另外，根据岩屑颗粒的大小可以推断漏失通道的尺寸，根据岩屑的粒度组成可以分析漏失通道的张开值，根据岩屑缝洞内的充填物，可以分析缝洞的发育系数和张开系数。钻井液性能(钻井液密度、钻井液粘度、氯离子含量等)变化同样是判断漏层位置的有效参数，例如：钻遇含水层时，钻井液密度可能下降；钻遇易出砂的砂、砾石层时，钻井液的含砂量可能增多。

2.1.2 环空摩阻法

漏层的存在导致漏层以上的环空摩阻大减，立管压力会因漏失量的大小和漏层位置发生一定程度的改变。一般情况下，漏失量越大、漏层位置越深，立管压力改变越明显。漏层的位置深度可根据环空摩阻公式计算得到。

2.1.3 放射性示踪剂测量法

在钻井液中加入示踪剂，由于井漏的发生，部分钻井液进入地层，导致井漏前后，示踪剂的返出具有一定的时间差。通过此时间差和钻井液在井口处的进口流量、出口流量，可得到漏层位置深度。

2.1.4 井温测量法

未发生漏失时，钻井液沿井筒纵向方向的温度曲线具有一定的连续性，当钻遇漏失层时，部分钻井液会进入漏层，导致钻井液沿井筒纵向方向的温度曲线在漏失处出现突变，据此可以判断漏层位置深度。

2.2 莺琼盆地高温高压井漏层深度确定方法

针对莺琼盆地高温高压井漏失特征的统计，采用循环时差法计算莺琼盆地高温高压井漏层的深度。钻井液循环耗时与钻井液上返速度、排量具有一定的关系，当钻遇井漏地层时，漏层以上钻井液的排量减少，同时上返速度降低，导致钻井液循环耗时增加。根据此原理，可以得到确定漏层深度的公式。该公式简单易计算，方便现场作业人员快速确定漏层深度。漏层深度的确定公式如下[15]：

H=1 274q0q1Δt/[(q0-q1)(d02-d2)]

(1)

式中：H为漏层深度，m；q0为正常情况下入井排量，L/s；q1为漏失情况下返出排量，L/s；d为钻具当量外径，mm；d0为井眼当量直径，mm；Δt为漏失情况下循环周期与正常情况下循环周期之差，s。

3 应用实例

3.1 W 6井漏失情况

黄流组二段地层漏失实验显示井内液柱压力等效密度为2.4 g/cm3，当钻遇黄流组二段时，钻井液循环期间返出流量由32.4%降低至30%，活动池液面明显降低，漏失速率为1.67 L/s，此时钻井液密度为2.14 g/cm3，整个漏失过程未见憋压憋扭矩现象，采用降低排量循环后，活动池液面稳定。井眼当量直径244.76 mm，钻具当量外径138.76 mm，正常情况下入井排量为23.27 L/s，漏失情况下循环周期与正常情况下循环周期之差为430 s。

3.2 漏失原因分析

W 6井所在区块的地震剖面如图1所示，该区块地层倾角较小，附近无断层发育，因此排除了断层破碎带这种裂缝发育地层漏失的可能性。同时根据W 6井成像测井图(图2)和裂缝发育指数，表明天然裂缝不发育，诱导裂缝发育且以张拉为主并伴有部分剪切破坏。综合判断，漏失原因为压裂性漏失。

图1 区块地震剖面图

图2 W 6井4 040～4 060 m成像测井图

3.3 漏层位置分析

循环时差法不适用于裂缝性漏失和溶洞性漏失，鉴于上述漏失原因分析为压裂性漏失，循环时差法适用于本井次的漏失情况。根据公式(1)，得到漏层位置为4 055.8 m。根据成像测井图，发现井深4 055.8 m附近发育明显诱导裂缝，可见漏层位置计算结果符合实际，满足堵漏作业要求。

4 结 论

(1)根据莺琼盆地W区块高温高压井中的8口漏失井的漏失情况统计与分析，发现其漏失原因主要是循环当量密度过大、ECD偏高。

(2)通过对莺琼盆地目标区块高温高压井漏失特征分析，确定了黄流组二段为主要的漏失层位。基于压裂性漏失的原因，利用循环时差法，确定了漏失层位的深度，并得到了测井成像解释图的验证，可见循环时差法适用于判断压裂性漏失情况的漏层位置。