涩北气田防漏堵漏技术研究及应用

凌波，方向，李海亮，黄成贵，邢星，樊国禄，杜宇斌

中国石油青海油田分公司 钻采工艺研究院（甘肃 敦煌 736200）

涩北气田为柴达木盆地第四系浅层生物成因的大型气田，属“背斜层状边水气藏”[1]。涩北气田多年开采后，地层压力系数已降至0.5左右，前期开采阶段气井采取多层同时开采，高低压气层之间造成层间干扰，造成层间互窜；浅部的地层压力，由于与深部地层连通，将深部地层压力传递到浅部地层，造成地层压力紊乱；气层多且薄、储层岩性疏松、弱边水驱动，纵向上砂泥岩互层、气水互层、高中低产层交互，层间差异大，钻井施工中存在“上吐下泄”的风险。

1 防漏堵漏现状

1.1 整体漏失现状

2017—2019年，完井339口，143口井发生井漏，井漏发生率42.2%；其中井漏次数242次，平均单井漏失1.69次，总漏失钻井液9 020 m3，平均单井漏失63.08 m3，单次平均漏失钻井液37.27 m3（表1）。

表1 2017—2019年井漏复杂情况统计

1.2 涩北一号漏失现状

2017—2019年涩北一号气田钻探162口井，58口井发生井漏，井漏发生率35.8%，共漏失钻井液3 482.21 m3，占涩北气田总漏失量38.6%（表2）。

表2 涩北一号气田各层位漏失情况

1）漏层主要集中在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ层系，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ层系漏失92次，漏失钻井液3 307.72 m3，占涩北一号气田总漏失95%。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ层系由于长期开发，产层亏空，地层压力系数低至0.6～0.8，且局部存在高低压交互层，钻井液密度选择难度大。

2）浅层井漏主要发生在200 m以内，浅层井漏进行水泥浆快速有效封堵，单井漏失量、单次漏失量最少。

3）〇层系2口井发生漏失，单井漏失量、单次漏失量都较少，主要是因为〇层系为非主力产层，压力亏空情况相对较轻。

1.3 涩北二号漏失现状

2017—2019年涩北二号气田钻探99口井，47口井发生井漏，井漏发生率47.5%，共漏失钻井液1 582.2 m3，占涩北气田总漏失量17.5%（表3）。

表3 涩北二号气田各层位漏失情况

1）涩北二号井漏主要集中在Ⅰ、Ⅱ层系地层，是防漏堵漏重点，主要集中在750～1 100 m，Ⅰ、Ⅱ层系分别发生井漏29、26井次，累计漏失钻井液1 295.7 m3，占总漏失量的81.9%。

2）浅层井漏主要发生在200 m以内，浅层井漏进行水泥浆快速有效封堵，单井漏失量、单次漏失量较少。

3）〇层系4口井发生漏失，单井漏失量、单次漏失量整体较少，主要是因为〇层系为非主力产层，地层压力亏空情况相对较轻。

1.4 台南气田漏失现状

2017—2019年台南气田钻探78口井，38口井发生井漏，井漏发生率48.7%，共漏失钻井液3 955.67 m3，占涩北气田总漏失量43.8%（表4）。

表4 台南气田各层位漏失情况

1）台南气田漏失主要集中在Ⅲ层系1 160～1 380 m，Ⅲ层系漏失30口井，漏失39井次，漏失钻井液3 736.87 m3，漏失量占台南气田总漏失量的94.5%，是防漏堵漏重点。

2）2017—2019年台南气田浅层未发生漏失，Ⅰ、Ⅱ层系井漏3井次，主要是非主力产层，压力系数正常，钻井液中加入一定随钻堵漏材料可有效预防井漏。

2 防漏堵漏难点

2.1 储层段地层压力亏空严重

涩北气田由于长期开采，储层段地层压力亏空严重，主力层组压力系数介于0.51～0.79，地层承压能力低，钻井、固井过程中易压漏地层[2]。

2.2 纵向各层组地层压力差异大

涩北气田纵向各层组开发动用程度不均衡，地层压力差异大，深部地层压力下降快，浅部下降慢，同一裸眼段内压力系数差值大（表5）。

表5 涩3-34井各层组压力系数预测

3 防漏堵漏技术措施

3.1 持续优化井身结构，完善涩北气田井身结构序列

根据防漏堵漏及浅层气发育的需求，以目的层的不同选择2层或3层井身结构。

涩北一号气田Ⅰ层系及以浅井采用2层井身结构，Ⅱ层系及以深的井调整为3层井身结构，Φ 139.7 mm套管完井（图1）。

图1 涩北一号气田井身结构优化结果

涩北二号气田〇层系2层结构井表层套管下深由300 m调整为200 m，细化地质卡层，Ⅰ层系及以浅井采用2层井身结构，Ⅱ层系及以深的井调整为3层井身结构，Φ139.7 mm套管完井（图2）。

图2 涩北二号气田井身结构优化结果

台南气田Ⅰ-1层系以深井井身结构基本没有变化，Ⅰ-1层系及以浅井调整为Φ311.2×300/200 m+Φ215.9 mm两层井身结构，0~2小层以浅层一开200 m，0~2小层以深一开300 m，Φ139.7 mm套管完井（图3）。

图3 台南气田井身结构优化结果

3.2 细化钻井液设计，防止措施不当压漏地层

3.2.1 细化钻井液性能设计

1）2层井身结构井二开钻井液密度下限调整为1.20 g/cm3；3层井身结构井三开钻井液密度下限调整为1.15 g/cm3。

2）表层0～200 m钻井液密度1.30~1.38 g/cm3，防止压漏地层；技套200~650 m钻井液密度1.30~1.35 g/cm3；低压力系数1-4-1层（0.65~0.97）和2-3-1层（0.47~0.65）根据全烃和短起下钻后效调整钻井液密度。

3.2.2 细化钻井液措施设计

1）一开钻进过程中需要使用大排量、低限密度、低黏度钻井液钻进。二开、三开井段钻进，加强随钻观察和分析，在保证井下安全的前提下尽可能使用较低密度钻井液施工。钻至设计中低压产层前适当降低转速、排量，降低循环压耗，以防止井漏复杂发生。

2）每150～250 m短起下钻一趟，保证井眼畅。严格控制起下钻速度（不超过0.3 m/s）防止因激动压力过大而诱发井漏，中途循环或下钻到底开泵时应缓慢，小排量顶通、循环正常后方可提高到正常排量清洗井眼。

3）做好钻井液的维护管理工作，加入适量的降失水剂、封堵剂，控制钻井液膨润土含量，保证钻井液造壁性能良好，并具有较好的封堵能力。钻至低压层前适当降低排量，控制钻进速度，根据情况采用配堵漏钻井液静止堵漏或随钻堵漏[5]。

4）下套管前进行通井作业，充分循环除砂，保证井眼畅通，下套管过程中应控制好下入速度，防止在有限环空内冲击压力的增大而压漏地层。及时将套管内灌满钻井液，防止气柱进入环空，导致液柱压力降低而诱发井塌或井喷。

3.3 建立防漏堵漏模板，指导现场防漏堵漏标准化施工

3.3.1 优选堵漏材料

根据涩北气田漏失层孔喉直径优选钻井液堵漏材料，采用刚性颗粒、可变性材料、细微粒径填充材料及纤维类材料，提高桥堵浆与漏层的适应性；确保堵漏材料能“进得去”（表6）。

表6 堵漏材料粒径及成分

3.3.2 优化堵漏配方

根据大颗粒能进得去、停得住，小颗粒堵得严，变形粒子封得死原则，对优选成熟堵漏材料进行不同漏速下配方优化（表7），保障堵漏一次成功[3]。

表7 预堵漏及堵漏配方

3.3.3 完善堵漏工艺

1）配制有效15~20 m3堵漏浆的上水池，配制顺序先加片状材料，其次纤维类材料，再次刚性堵漏剂，最后加入纯碱及土粉，黏度滴流。

2）缓慢开泵将堵漏浆注入井内，在条件允许的前提下，注入堵漏浆的同时，尽可能的多打进尺，充分暴露可能存在的漏层，随后替入常规钻井液。尽可能的将堵漏钻井液挤入地层，一般挤入堵漏浆的½~⅓，原则不超过套管鞋处最高破裂压力[4]。

3）200 m以内裸眼段，漏速小（10 m3以下）、堵漏浆浓度低（浓度15%以下）的情况小，采用的直接挤注法堵漏，钻杆下至漏层位置，将堵漏浆打完，直接关井憋压；套管鞋承压能力低或堵漏浆漏速大（部分堵漏浆不能完全进入地层），不具备憋压条件，依靠循环压力使堵漏浆进入地层，采用顶部循环法堵漏，将堵漏浆打完，起钻至漏层顶部，循环，增加循环压耗，让堵漏浆充分进入地层；套管鞋承压能力足够，堵漏浆不能完全进入地层，采用间接挤注法堵漏，打完堵漏浆后，起钻至漏层顶部，关井憋压。

3.3.4 防漏堵漏模板建立

防漏堵漏技术模板如图4所示。

图4 防漏堵漏技术模板

4 现场应用

2020年完井257口，井身结构优化254口，钻井液细化218口，现场应用防漏堵漏技术措施254口，漏失39口井，漏失率15.4%，较2019年降低21%。由于高效开发，地层压力亏空严重，2020年前期钻井液密度借鉴2019年钻井经验密度无法平衡地层压力，导致前期钻井液漏失严重，单井漏失量62.1 m3，比2019年提高6.5%。通过3—6月份根据现场实钻情况不断优化完善防漏堵漏技术措施及配方，7—10月份漏失率，单井漏失量大幅度降低。

5 结论及建议

1）涩北气田纵向各层组开发动用程度不均衡，地层压力差异大，深部地层由于长期开采压力亏空严重，主力层组压力系数介于0.51～0.79，浅部下降慢，同一裸眼段内压力系数差值大，钻井液密度难以合理调控平衡地层压力，导致钻井液漏失。

2）2020年通过完善涩北气田井身结构序列，细化钻井液性能及措施设计，建立防漏堵漏技术模板三方面的技术措施，高效指导钻井现场防漏堵漏标准化施工。

3）2020年完井257口，井身结构优化254口，钻井液细化218口，现场应用防漏堵漏技术措施254口，漏失39口井，漏失率15.4%，较2019年降低21%，单井漏失量62.1 m3，比2019年提高6.5%，7—10月份漏失率，单井漏失量大幅度降低。