李　彬　汪顺文　王　彪　田　波（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳　518067）

南中国海深水区域井漏现状及预防

李彬汪顺文王彪田波
（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067）

与浅水钻井相比，深水钻井井漏的处理更加困难，预防井漏尤为重要。针对南中国海深水区域井漏频繁发生的现状，调查了已钻井发生井漏的复杂情况，对漏失现状进行了分析，包括易漏失时的作业工况及漏失性质研究等；结合南中国海深水典型的漏失案列，分析了本地区井漏的主要原因：深水压力窗口小、ECD过高等；并根据南中国海深水井漏失的原因和特点，提出了相应的的预防和处理措施，希望对后续该区域深水井井漏的预防及处理提供一定的参考。

南中国海；深水井；井漏；预防措施

深水及超深水钻井作业过程中有许多的挑战。其中随着水深的增加，地层破裂压力会越来越低，地层压力和破裂压力之间的窗口变得很窄，经常导致在钻进、下套管和固井等作业过程中发生井漏。与浅水作业相比，深水井漏的处理十分复杂，而深水钻井作业费用又十分高昂，因此，深水作业过程中井漏的成功预防及控制尤其重要。

1　深水井漏及其危害

井漏对油气勘探、开发和钻井作业造成的危害极大，归纳起来有如下几个方面：（1）损失大量的钻井液，甚至使钻井作业无法进行，井漏的严重程度不同，损失的钻井液量也不一样，少则十几立方米，多则几千甚至上万立方米，尤其是深水井通常使用油基钻井液，一旦漏失，损失不可估量；（2）无法及时维持井筒液面，造成隔水管内钻井液丢失，隔水管受到海水与井筒内内外压差的影响挤毁隔水管；（3）消耗大量的堵漏材料，堵漏是处理井漏的主要手段，往往一次很难见效，需要进行多次，会消耗大量的堵漏材料；（4）损失大量的钻井时间，井漏到了一定程度，无法继续钻进，必须停钻处理，少则几十小时，多则十几天甚至数月之久，深水钻机作业日费较高，无法承受时间较长的井漏处理过程；（5）影响地质工作的正常进行，井漏发生后，尤其是失返井漏，钻屑返不到地面，取不到随钻砂样，对地层无法鉴别，若钻遇的正好是油气层，就会影响对油气层资料的分析；（6）造成储层的严重伤害，如果漏层就是储层，由于大量钻井液的漏入及大量堵漏材料的进入，肯定会对储层造成严重的伤害；（7）可能造成井塌、卡钻、井喷等其他井下复杂情况或事故。井漏后，井内液面下降，液柱压力降低，使得井内液柱压力不能平衡地层压力，造成较高地层压力中的油气进入井筒，发生溢流或井喷。由于液柱压力的降低，不能抗衡井壁应力，导致井塌甚至卡钻。如果处理失当，还会导致部分井段或全井段的报废。

2　南中国海深水区域钻井漏失现状分析

近年来在南中国海深水区域国内外作业者所钻的40余口深水井中，共发生漏失事故17起，是发生次数最高的复杂情况，对钻井作业造成了较大的影响。

2.1钻进期间最易发生漏失

根据对南中国海区域已钻深水井资料的统计，对不同作业阶段发生井漏的次数进行对比，钻进过程中发生漏失占59%，下套管过程发生漏失占18%，弃井注水泥塞过程中发生漏失占18%，起下钻过程中发生漏失占5%。其中钻进过程发生漏失最多。

2.2渗透性漏失发生最多

按照漏失通道分类，可以将漏失分为渗透性漏失、裂缝性漏失、溶洞性漏失3种。目前南中国海区域已钻深水井所遇到的漏失大部分为渗透性漏失，裂缝性及溶洞性漏失发生次数较少。

3　典型深水井漏失案例

3.1案例一

南中国海某深水井，水深1 003 m，钻Ø311.15mm井眼至1 625 m，钻井液密度1 180.3 kg/m3，进行Ø339.73 mm套管鞋处地漏试验，测得漏失当量钻井液密度1 218.63 kg/m3，本井段预测地层孔隙压力当量1 156.4 kg/m3，作业窗口非常狭窄仅62.3 kg/m3。

继续钻Ø311.15 mm井井眼至1 675 m，钻进过程中，ECD 值在1 224.7 kg/m3之内没有发生漏失，当ECD 值增到1 225.9 kg/m3，通过录井EKD及泥浆池液面监测，发现漏失，起始漏失速度为9.5 m³/h。为了满足下步井段的钻进，在揭开产层之前需将地层承压能力提高至1 258.2 kg/m3。现场尝试通过以下几种方法提高地层承压能力。

（1）加入随钻堵漏材料。加入随钻堵漏材料，循环池加入3%PF-SEAL、0.5%PF-LSF、0.5%PF-QWY。循环1周后，进行地层承压测试，地层漏失当量钻井液密度1 224.7 kg/m3，承压测试不合格。

（2）固化堵漏钻井液。配制固化堵漏钻井液：海水+30%PFSTP+50%KCl。下钻至井底，打通随钻堵漏工具旁通，关闭下部钻具循环通道，泵入5.56 m3固化堵漏钻井液，顶替至固化堵漏钻井液出随钻堵漏工具旁通口，起钻至1 603 m，关下万能防喷器，固井泵通过钻杆和压井管线同时打压，挤注固化堵漏钻井液，共挤注3.97 m3，压力稳定在0.62~0.65 MPa，漏失当量钻井液密度1224.7 kg/m3，停泵憋压，压力最终稳定在0.34 MPa，承压测试不合格

（3）LOCKSEAL 堵漏钻井液。配制LOCKSEAL堵漏钻井液：海水+20%PFLOCKSEAL。下钻至1 671 m，泵入11.13 m3LOCK SEAL堵漏钻井液，泥浆泵顶替至LOCKSEAL堵漏钻井液出随钻堵漏工具旁通口，起钻至1 504 m。关下万能防喷器，固井泵通过钻杆和压井管线同时打压，挤注4.78 m3LOCKSEAL堵漏钻井液，压力稳定在0.69 MPa，漏失当量钻井液密度1 223.5 kg/m3，停泵憋压，压力最终稳定在0.41 MPa，承压测试不合格。

（4）桥堵钻井液。配制桥堵钻井液：预水化膨润土浆+15%PFSEAL，下钻至1 673 m，泥浆泵泵入固化堵漏钻井液4.78 m3及桥堵钻井液4.78 m3，泥浆泵顶替至堵漏钻井液出随钻堵漏工具旁通口。起钻至1 541 m，关下万能防喷器，固井泵通过钻杆和压井管线同时打压，逐步打压至1.31 MPa，停泵，稳压1.24 MPa/5 min，地层未漏。测试地层承压能力当量钻井液密度为1 252 kg/m3，满足继续钻进要求。

3.2案例二

南中国海某深水井，水深1 275 m，Ø444.5 mm钻进过程中，钻井液密度1 252 kg/m3，地质预测在井深约1 672 m处可能存在浅部气层，控制ROP在15m/h以内钻进，钻穿可疑浅部气层后，提高ROP继续钻进，ROP由15 m/h直接提高至40 m/h，ECD由1 132.4 kg/m3增加至1 143.2 kg/m3。钻进至1 733 m，发现返出流量减少，活动池液面下降，立即停增压泵，排查地面管线，期间活动池液面继续下降，停止钻进，将钻具提离井底，逐渐降低排量，活动池持续下降，漏失速度约43 m³/h。

停泵，倒至计量罐，测静止漏失速度12 m³/h，继续静止观察1.25 h，漏失速度逐渐降低至无漏失。缓慢开泥浆泵，并逐步提高排量，ECD为1 127.6 kg/m3时，井口返出减少，泥浆池液面降低。停泵，井口液面下降，倒计量罐补浆。同时开始在配制1 024.5 kg/ m3钻井液，隔水管循环降低钻井液密度至1 084.5 kg/m3。继续钻进作业，控制ECD低于1 127.6 kg/ m3，泥浆池液面正常。恢复钻进后逐步调整钻具排量和增压泵排量，严格监测ECD逐步来控制增加ROP 进行钻进，同时钻进过程中逐步加入随钻堵漏材料，保持接立柱期间不停增压泵，司钻开泵操作严格遵守逐步增加泵排量规定。结合ECD增加情况，及时划眼控制ECD 增加。

4　深水井漏失原因分析

4.1深水压力窗口窄

随着水深的增加，上覆岩层压力被海水水柱静水压力代替，岩石破碎压力随着水深的增加而减少，使得深水地层压力窗口非常狭窄。最狭窄的一口井Ø444.5 mm井段作业压力窗口仅为62.31 kg/m3，Ø311.15 mm井段作业压力窗口仅为79.09 kg/m3。随着水深的增加，海底沉积物越厚，海底表层沉积物胶结性越差，发生井漏的机率非常高。

4.2深水ECD的影响

深水井漏的另外一个主要原因就是ECD过高，超过地层漏失压力，导致地层漏失，通常情况下引起ECD过高主要有以下几个方面原因：

4.2.1钻井液性能深水钻井作业过程中，隔水管段较长，且海水温度很低，隔水管内的钻井液会被周围海水冷却。不管是水基、合成基或者是油基钻井液，对低温都是十分敏感的，低温会导致钻井液密度增加，流变性变化，进而导致ECD增大，产生漏失。

部分是使用的钻井液密度不合适，哈斯基公司在南中国海所钻深水井中，有几口井的井漏原因是使用的钻井液密度过高导致的。在设计时，根据经验值，设计采用较高密度的钻井液，在钻进过程中随着深度增加，ECD随之渐渐增大，最终导致井漏。

4.2.2机械钻速过快深水钻井作业过程中，由于地层较软、钻头攻击性较强，并且深水钻井平台能力都比较强，一般可以达到很高的机械钻速，因此可能会导致井眼清洁问题。钻屑的产生速度大于了井眼清洁的速度，导致环空ECD升高，压漏管鞋或者薄弱处地层。这种情况也发生在接立柱或者钻速突变时，若环空有较多的钻屑，特别是较大块的钻屑，停泵以后，这些钻屑就会沉降在BHA位置附件。再次开泵时，产生的压力激动也可能导致井漏的发生。

4.2.3压力激动在起下钻过程中，经常产生压力激动。由于钻头或者套管尺寸较大，在下放过程中产生的激动压力，导致管鞋处破裂。不仅仅下放速度影响激动压力，同样管柱的加速度也有很大影响，过高的加速度能引起比高速度下放产生更高的激动压力。特别是在起下钻遇阻时。经常会开泵划眼通过，划眼过程中遇阻，发生憋泵，导致井内瞬时压力激动，使薄弱地层漏失。注水泥过程中，密度较高的水泥浆顶替了密度较低的钻井液，由于U型管效应和较高的顶替速度，高流速产生的摩阻，会反作用于地层导致管鞋处破裂。

5　深水井漏失预防及处理

处理井漏的基本思路有3条：一是封堵漏失通道，即堵漏；二是消除或降低井筒与漏层之间存在的正压差；三是提高钻井液在漏失通道中的流动阻力。

深水井漏事故的处理主要原则在于预防，因此加强对地质条件的认知程度，提高压力窗口预测精度［8］，优化井身结构设计，使用合理的钻井液密度以防止井漏事故发生，降低井漏事故发生率，才能彻底解决井漏问题。

5.1合理设计井身结构

在进行深水井钻井设计时，通过压力预测研究，预测地层压力剖面，根据地层孔隙压力、破裂压力、坍塌压力和漏失压力曲线，合理设计井身结构及套管程序，封固易漏地层，保证有合适的窗口，并备用一层套管。

某些井存在风险较高的断层，在钻遇断层后，做地层承压试验，验证地层承压能力是否能够满足钻进的要求，若不能满足要求，采取措施提高地层承压能力，仍无法提高地层承压能力至设计要求的，则下入一层备用套管，保证后续井段作业窗口。

5.2控制ECD

5.2.1保持良好的钻井液性能选用高性能的油基或者水基钻井液，要求具有良好的悬浮和清除钻屑能力，低温下流变性能良好。目前在南中国海深水区域最常用的钻井液体系有：MI的油基Rheliant体系、水基Ultradril体系、中海油服的水基HEM体系等。并且在作业过程中通过以下几种方法减少低温对流变性的影响：（1）分阶段的短起下，定期循环和旋转破坏凝胶；（2）开隔水管增压泵，保持隔水管内的岩屑清洁；（3）执行分阶段开泵程序减少压力激动。5.2.2降低环空岩屑载荷（1）井下安全的前提下尽量采取低密度钻进；（2）控制机械钻速，降低钻屑的产生速度；（3）选择攻击性较小的钻头。较小的切削齿，产生的钻屑较小，可以降低钻屑的沉降速度，现场资料显示，使用合成基钻井液时，选用小切削齿钻头，不用再降低机械钻速；（4）在停泵接立柱之前简短的循环，有助于减缓钻屑的沉降；（5）钻直井时，接立柱前将高黏度清扫浆垫在BHA以上，也能够防止接立柱后开泵产生的压力激动。钻定向井时，高密度的清扫浆能够更加有效的提高井眼清洁。

5.2.3使用自动灌浆浮鞋在下套管过程中，使用自动灌浆装置能够使钻井液向阻力最小的方向流动，从而减少摩阻，降低激动压力，降低了管鞋处破裂的风险。随着自动灌浆浮鞋发展，已经能够减少在下入过程中发生的漏失。

5.2.4应用水力学模拟软件下套管和固井作业过程中，没有一个环空压力检测仪器能够检测实时的环空压力数据。水力学软件已经发展到可以模拟实时的激动压力，利用现场的测量数据和钻井液性能参数判断井下情况，计算产生的激动压力。如果激动压力接近地漏试验值，就会发出报警，警告降低下放速度。利用精确的水力模型能够提供给井队一个详细的下钻速度表，控制下管柱的速度，保持ECD在之前所做地漏试验压力之下，减少在下套管和注水泥过程中管鞋处破裂的风险。

5.2.5使用连续灌浆装置由于钻井液悬浮能力不够导致接立柱期间钻井液中的岩屑下沉，而钻井液又具有触变性，这样在连接好下个立柱，进行开泵时由于触变性过大导致井漏，因此可以在接立柱期间通过连续灌浆装置使得井筒内的钻井液一直处于流动的状态，岩屑不发生下沉，这样就可以减少漏失的机会，尤其对于窗口较小的深水井。

5.3提高地层承压能力

对于渗透性漏失层，在进入该层段之前，可以在循环钻井液中加入随钻堵漏材料。在压差作用下，进入漏层，封堵井壁附近的漏失通道，提高地层的承压能力，起到防漏的作用。在钻井液中加入提高地层强度的材料，在井壁上形成保护膜，来提高地层承压能力，如FLC2000等。对于已出现漏失井段，也可通过向地层孔隙及裂缝中挤注堵漏材料，封堵漏失通道，提高地层承压能力。

6　结论

（1）南中国海已发生井漏中，钻进期间发生的频率最高，占总漏失量的59%，且大部分为渗透性漏失。

（2）南中国海深水井漏主要是由压力窗口窄小、ECD过高等原因造成的，在作业过程中应加强上述因素的监测。

（3）优化井身结构、控制ECD并采取一定措施提高地层承载力可有效的预防井漏的发生。

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［2］董星亮，曹式敬，唐海雄，陈建兵，等.海洋钻井手册［M］.北京：石油工业出版社，2011.

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［4］POWER D, IVAN C D, BROOKS S W. The top 10 lost circulation concerns in deepwater drilling［R］. SPE 81133, 2003.

［5］SANDERS W W, WILLIAMSON R N, IVAN C D, et al. Lost circulation assessment and planning program: evolving strategy to control severe losses in deepwater projects ［R］. SPE 79836, 2003.

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［7］臧艳彬，王瑞和，张锐.川东北地区钻井漏失及堵漏措施现状分析［J］.石油钻探技术，2008，39（2）：60-64．

［8］田波，周建良，刘正礼，等.南海深水探井破裂压力计算模型研究［J］.化学工程与装备，2014（11）：40-43.

（修改稿收到日期2014-12-29）

〔编辑付丽霞〕

Lost circulation status in deepwater of South China Sea and preventive measures

LI Bin, WANG Shunwen,WANG Biao, TIAN Bo
（Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China）

Compared with the case in shallow water drilling, the handling of lost circulation in deepwater drilling is more difficult, making it particularly important to prevent lost circulation. To address the status of frequent lost circulation in deepwater of the South China Sea, the complex conditions of the drilled wells are investigated and the leakage status is analyzed, including the operating conditions for easy leakage and the nature of leakage. In combination with the typical leakage cases in the South China Sea, the main causes for lost circulation in this area are analyzed: small deepwater pressure vessel, extremely high ECD, etc. prevention and treatment measures are proposed according to the causes and characteristics of deepwater wells leakage in the South China Sea in hope of providing some reference for the prevention and treatment of future deepwater wells lost circulation in this area.

South China Sea; deepwater wells; lost circulation; preventive measures

TE58

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0111 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.028

国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术理论研究”（编号：51434009）和“深水钻井表层套管喷射钻进机理研究”（编号：51434009）。

李彬，1987年生。2008年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事海洋深水钻完井工程设计和技术研究工作。电话：0755-26022422。E-mail： libin9@cnooc.com.cn。

2014-11-30）

引用格式：李彬，汪顺文，王彪，等. 南中国海深水区域井漏现状及预防［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：111-114.