向雄，陈缘博，张立权，肖伟伟，杨洪烈，刘喜亮

（1.中海油服油田化学事业部，广东湛江 524057；2.北京石大胡杨石油科技发展有限公司，北京 102200）

0 引言

随着油气田开发程度越来越高，储层压力衰竭现象越来越严重，如我国南海北部海域、川渝地区部分浅层油气藏压力系数已经降至0.5 以下。衰竭低压油气层钻井施工时，井壁内外易形成高压差，井漏及压差卡钻等风险明显提升，危及钻井施工安全，对于高渗储层更是如此；与此同时，孔隙压力降低会引起岩石特性参数及地应力变化，导致漏失压力、破裂压力下降，从而加剧井漏等风险[1-7]。此外，高压差下钻井液滤失以及漏失钻井液易对低压气层造成较大损害，提高钻井液封堵性，强化“以防为先、防漏结合、气层保护”对于衰竭低压气层至关重要。

近年来，国内外有关防漏堵漏技术研究的重点在于新型防漏堵漏材料的研制，以及防漏堵漏钻井液开发[8-13]，对于机理研究重视不够，现场堵漏作业多停留在逐法尝试阶段，导致尽管新型高效防漏堵漏材料不断涌现，但是堵漏作业一次成功率总体仍不算高。综合理论和实钻资料分析以及模拟计算等多种手段，开展了漏失力学机理分析、衰竭油气藏现今四压力剖面分析等工作，结合大位移水平井携岩分析，形成了衰竭（低压）油气藏井漏诊断及防控配套技术，解决了南海北部D 衰竭疏松砂岩浅气藏大位移水平井井漏难题，相关成果对于类似低压衰竭疏松砂岩浅气层防漏工作具有指导意义。

1 基本原理

1.1 漏失力学机理分析

基于力学机理分析，漏失可分为压裂漏失、渗透性漏失、裂缝和溶洞性漏失3 类。

压裂漏失是由于井筒动压力高于地层破裂压力、导致地层压裂所致，此种漏失在径向上一般不会漏失很深，但在纵向上却可能造成穿层达几十米裂缝。渗透性漏失多为低压、高渗地层漏失，其漏失压力等于孔隙压力与漏失通道沿程摩阻之和，地层渗透率越高、沿程摩阻越小，井筒内外压差越大，漏失越为严重，一般而言，此种漏失纵向范围一般不大，局限于渗透层厚度，但在径向却可能延伸较远。裂缝和溶洞性漏失基本原理与渗透性漏失相似，只是漏失通道多为原生裂缝、溶洞，沿程摩阻很低，漏失压力基本稍高于孔隙压力，漏失范围与裂缝和溶洞规模有关。

1.2 衰竭气藏现今四压力剖面研究

基于岩石力学基本原理，随着孔隙压力减小，储层段有发生体积收缩的趋势，但侧向变形受非渗透围岩限制，体积收缩趋势转化为应力减小，表现为水平应力随孔隙压力衰减而降低，进而导致坍塌压力、漏失压力、破裂压力不同程度地下降，渗透性漏失以及压裂漏失等漏失风险明显提升。

以南海北部D气田为例，该气田为常压气藏（原始压力系数为1.03～1.14），但随着开采程度提高，目前储层段压力系数普遍在0.4～0.7 之间。坍塌压力、漏失压力和破裂压力随孔隙压力衰竭而减小，以已完井大位移水平井A9H3 井（水平段3130 m往下）为例，其四压力典型特征如图1 所示。可以看出，安全钻井液密度窗口也随着气藏衰竭程度而动态变化，钻井液密度优化设计需充分考虑，特别是应做好气藏衰竭后的安全钻井液密度窗口设计，从源头上做好低压油气层的防塌、防漏、油气层保护工作。

图1 D 气田A9H3 井三压力随孔隙压力衰竭规律

2 衰竭（低压）油气层大位移水平井井漏诊断及处理技术思路

如前所述，衰竭（低压）油气藏储层保护较常规油气藏要求相对更高，但由于施工压差大、漏失多发，压裂漏失、渗透性漏失、裂缝和溶洞性漏失均有可能发生。但现场对漏失机理及性质分析不够，防漏堵漏针对性仍存在一些问题。

笔者根据现场实践，提出了一套结合理论研究、模拟分析的衰竭（低压）油气藏井漏诊断及处理技术思路，以衰竭（低压）油气藏动态四压力剖面、考虑岩屑床影响的大位移水平井水力学分析为基础，分析漏失机理，判断漏失性质，并针对溶洞、裂缝不发育的衰竭（低压）油气藏，给出常见渗透性漏失、压裂性漏失的技术对策，该技术思路图示见图2。

图2 衰竭油气藏大位移水平井井漏诊断及处理技术思路

3 衰竭气藏井漏诊断及技术对策实例分析

3.1 D气田气层特征及井漏问题

D 气田位于南海北部，目前在生产莺二段埋深1300～1400 m，属于中高孔（平均为24%）、中高渗气藏。各组气层岩石类型以石英砂岩为主，主要岩性为极细砂岩和粉砂岩，岩石的成分成熟度较高，砂岩分选中等～好。岩石矿物组分以石英为主，其次是菱铁矿，泥质含量较低。气层黏土矿物伊利石占31%，伊蒙无序混层、绿泥石、高岭石均存在，所占比例相接近。气层物性具有中高孔、高中低渗的特点，不均质性强。储层段岩心孔隙度分布范围为15%～34%，平均为24%，岩心渗透率分布范围为0.3～640 mD，平均为33 mD。孔喉结构图像分析资料表明：孔喉配位数一般为1.04～4.06，平均为2.69；连通系数一般为1.80～7.11，平均为4.39，表明孔隙连通性较好，裂缝不发育。压汞毛管压力曲线表现为排驱压力中偏高，平台段较短；孔喉半径分布较分散，从0.07～37.5 μm，峰值低，一般为20%左右。

压力系统：莺歌海组二段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ气组原始地层压力系数为1.03～1.14。地温梯度偏高，为4.6℃/100 m，气层温度为77～90 ℃。

该气田目前已投产17 年，地层压力系数由初始的1.03～1.14 降为0.7～0.4。产量较投产初期下落明显，大位移调整井成为该气田稳产的重要手段，按照规划分2 个阶段实施。第一阶段共实施4 口大位移水平井，水平段采用密度为1.08～1.12 g/cm3破胶解堵弱凝胶钻井液（PRD），但4 口井均发生井漏，见表1，钻井过程所使用钻井液性能与最高ECD见表2。

表2 D 气田莺二段第一阶段大位移水平井钻井液性能

由于现场对漏失性质认识不足，针对性防漏措施缺乏，采用的泵堵漏浆、水泥浆堵漏方法针对性不足，防漏堵漏总体效率较低，并且水泥浆堵漏等方法也不利于储层保护，导致投产后表皮系数普遍高达32～185，严重制约着该气田开发调整效果。为此，采用该研究提出的衰竭油气藏大位移水平井井漏诊断及处理技术思路，选取典型井AH9-3 井进行解剖分析，研究形成针对性技术对策，指导后续钻井施工。

3.2 第一阶段典型井AH9-3井漏失性质剖析

基于测压、测试资料分析，AH9-3 井目前压力系数约为0.5，该井三开大位移水平段采用φ215.9 mm钻头从井深3130 m钻至3815 m，发生井漏3次，漏速15～85 m3/h，漏速较大，且对压力甚为敏感。利用测井资料及实钻资料，分析得到储层段现今莺二段气层三压力剖面（压力衰竭后）如图3 所示。

图3 AH9-3 井现今莺二段气层三压力剖面（压力衰竭后）

第1 次井漏发生于井深3200 m 处，排量1900 L/min，基于大位移水平井水力学模型分析此时井底压力当量密度ECD为1.41 g/cm3，对应井底压力与孔隙压力差达到28 MPa（当量密度为0.9 g/cm3），现场降排量处理井漏，漏速明显减小；当排量降至500 L/min 时，止漏并达到临界平衡，分析该排量对应ECD为1.38 g/cm3，即为该井深漏失压力。结合现今三压力剖面（图3）来看，该井深地层破裂压力当量密度不低于1.60 g/cm3，漏失非地层压漏所致，由此判断漏失性质为中高渗砂岩渗透性漏失，且由于施工压差大、钻井液封堵性不足，漏速较高。

第2 次井漏发生于井深3265 m 处，采用排量1813 L/min 钻进时未发生漏失，基于大位移水平井水力学模型分析得到此时ECD为1.42 g/cm3，但由于井眼清洁不佳等原因发生憋泵，泵压上涨了0.7 MPa、引发井漏，分析憋泵后ECD增至1.44 g/cm3。结合现今三压力剖面分析（图3），未达到地层破裂压力，判断漏失仍为中高渗砂岩渗透性漏失，只是此次漏失因憋泵附加压力导致压差增加、克服漏失通道摩阻所致。

第3 次井漏发生于井深3815 m 处，所用排量1850 L/min，计算此时ECD接近1.49 g/cm3，结合现今三压力剖面综合分析（图3），未达到地层破裂压力，综合认定漏失性质为渗透性漏失。

3.3 衰竭气藏大位移水平井井漏处理技术

3.3.1 衰竭油气藏大位移井井漏处理技术

基于上述分析，D 气田井漏主要因气层压力衰竭、钻井过程中，压差较高，ECD高达1.47～1.53 g/cm3，引发的渗透性漏失，漏速较大且对压差敏感，漏失及钻井液滤失对低压储层污染较大，堵漏剂的使用易对完井筛管造成堵塞、进而影响投产产量。为此，D 气田井漏处理应坚持“以防为先、防漏结合”基本原则，针对渗透性漏失及其对压差甚为敏感的特点，从多途径降低钻井过程中ECD、全方面改善钻井液性能入手，兼顾大位移水平井安全钻井需要以及储层保护，摸索形成了D 气田衰竭油气藏大位移水平井井漏防控配套技术，关键技术包括以下几点。

1）衰竭油气藏大位移水平井现今四压力剖面及安全密度窗口分析技术。基于所建立的衰竭油气藏大位移水平井现今四压力剖面（储层衰竭后）分析模型，形成安全钻井液密度窗口分析技术，结合储层压力衰竭动态指导钻井液密度设计，从源头上保障储层不被压漏、井壁不会垮塌。

2）考虑岩屑床影响的大位移水平井水力学及井眼清洁分析技术。针对D 气田直井未发生井漏、而第1 阶段4 口大位移水平井均发生井漏的情况，分析大位移水平井与直井水力学特征差异，在此基础上，充分考虑岩屑床的影响，形成大位移水平井水力学计算及井眼清洁程度分析技术，为钻井液密度、流变性能、排量、优化、降低循环压耗进而降低ECD提供依据。

3）研发形成返排解堵无固相弱凝胶钻井液（EZFLOW-Ⅱ）。D 气田第一阶段所使用的PRD 弱凝胶钻井液对低压储层适应性不好，储层保护能力不足等缺陷，而有固相弱凝胶钻井液EZFLOW 钻井液虽可实现返排解堵，但由于使用氯化钾、氯化钠、细目碳酸钙等处理剂，所配制的钻井液密度不低于1.08 g/cm3，钻井液黏度、切力、低剪切速率黏度较高，不能满足衰竭气层大位移水平井防漏需要。由此，在EZFLOW 钻井液基础上，研发出返排解堵无固相弱凝胶钻井液（EZFLOW-Ⅱ），配方如下。

淡水+0.3%烧碱+2%PF-EZFLO+0.3%PF-EZVIS+5%PF-JLX+3%PF-LUBE+1%PF-UHIB

该钻井液可将钻井液密度降低至1.03 g/cm3，采用淡水配浆，用聚胺取代氯化钾作为抑制剂，不使用固相封堵剂，充分发挥弱凝胶钻井液的封堵作用；兼顾大位移水平井携岩需要，优选使用了新型生物聚合类增黏剂（PF-EZVIS）与改性淀粉类降滤失剂（PF-EZFLO）以及润滑剂，优化了钻井液流变性，降低了循环压耗、ECD等，提高了钻井液润滑性，可降低衰竭低压油气层钻进时压差卡钻风险。该钻井液具有低的返排压力，返排解堵渗透率恢复值高达90%以上。

4）钻井工程措施。钻进水平段时，为了防止井漏，钻井工程需控制机械钻速；加强固控；坚持倒划短程起下钻与起钻，清除岩屑床；随钻监测ECD,及时调整排量等措施。

3.3.2 第二阶段大位移水平井水平段防漏与保护气层措施

此阶段大位移水平井井身结构：φ444.5 mm钻头开钻，该井段为造斜段，φ339.7 mm 套管下至莺一段。采用φ311.2 mm 钻头二开，该井段为稳斜段，钻至莺歌海组二段顶部，下入φ244.5 mm 套管至窗口。采用φ215.9 mm 钻头，使用EZFLOW-Ⅱ钻水平段（气层），筛管完井。第二阶段所钻8 口大位移水平井井深4000～4700 m，水平段水平位移3200～4500 m，孔隙压力系数降至0.35～0.71。各构造、各层组有所差别。

1）控制ECD。以A3H2 井为例，采用建立的模型，计算钻进水平段时不同孔隙压力下的坍塌压力、漏失压力与破裂压力。该井井身结构见表3，水平段为3896～4456 m，垂深为1370.96～1391.14 m，井斜为85.32°～92°，方位为174.79°～169.09°。A3H1井三压力系数计算结果见图4 与表4。

表3 A3H1 井井身结构

图4 A3H1 井孔隙压力对坍塌压力、漏失压力、破裂压力的影响纵向变化

表4 A3H1 井孔隙压力对坍塌压力、漏失压力、破裂压力的影响

可以看出，D 气田第2 阶段所钻的8 口大位移水平井，目前孔隙压力系数已降至0.7～0.5，漏失压力系数最低已降为1.25，由于采用EZFLOW-Ⅱ钻井液具有一定的封堵特性，可提高所钻地层承压能力5～7 MPa。为了防止井漏，第2 阶段所钻的大位移水平井，钻进水平段时安全钻井的ECD可控制在1.30 g/cm3。A3H1 井采用密度为1.03～1.05 g/cm3EZFLOW-Ⅱ钻井液钻井实践证实，该井钻进水平段ECD最高为1.29 g/cm3，防止井漏，防止气层损害。

2）优选钻井液密度与流变性能。为了控制ECD，在保证携岩、防塌前题下，尽可能降低钻井液密度与流变性能，通过计算，建议采用返排解堵无固相弱凝胶钻井液。该钻井液入井时钻井液密度为1.02 g/cm3，钻井过程加强固控，钻井液密度可控制低于1.06 g/cm3。推荐钻井液黏度为40～50 s，塑性黏度为8～12 mPa·s，动切力为10～20 Pa，φ3读数为4～10，API 滤失量小于5 mL。

3）优选排量与机械钻速。采用水力学与携岩计算软件计算结果见图5 与图6。

图5 A3H1 井不同机械钻速下最低排量要求

图6 A3H1 井全井段岩屑床厚度随排量变化

可以看出，使用无固相弱凝胶钻井液，三开φ215.9 mm 井段（气层段）机械钻速低于30 m/h，排量不低于1800 L/min 即可满足大位移水平井携岩基本要求，推荐排量为1800～2000 L/min。

4 现场应用

第2 阶段8 口大位移水平井采用返排解堵无固相弱凝胶钻井液钻进水平段，大位移水平井水平段钻井情况与钻井液性能见表5、表6 与图7。

表5 D 气田莺二段第二阶段大位移水平井钻井概况

图7 D 气藏5 口大位移水平井钻进水平段实测ECD

表6 D 气田莺二段第二阶段大位移水平井钻井液性能

可以看出，钻井过程中水平段ECD全部低于1.31 g/cm3，没有发生井漏与卡钻。完井投产后表皮系数降至0.2～0.5，较第一阶段（高达32～185）明显降低，降低了对气层的损害。

5 结论

1.搞清漏失性质是提高漏失处理效率的关键。基于衰竭油气藏现今三压力剖面及大位移水平井水力学分析，判定D 气田第一阶段大位移水平井漏失性质为砂岩渗透性漏失，并且由于孔隙压力低、施工压差大，再加上钻井液封堵性不足，漏速较高且对压差敏感。

2.提出了一套衰竭油气藏井漏诊断及防控配套技术。针对D气田渗透性漏失特征及储层保护需要，从减小循环压耗及ECD、降低施工压差入手，研发形成无固相弱凝胶钻井液体系EZFLOW-Ⅱ，在此基础上，依据衰竭油气藏现今四压力剖面分析，充分考虑岩屑床影响下的大位移水平井井眼清洁需要，对钻井液密度及流变性、封堵性和润滑性进一步优化，配合控制机械钻速、优选排量、定期倒划眼、短程起下钻、强化固控（使用170 目振动筛）等工程措施，可实现良好的防漏、防塌、防黏卡以及储层保护效果。

3.该技术在D 气田应用效果良好，第二阶段的8 口大位移水平井均未发生漏失与井塌，表皮系数仅0.2～0.5，较第一阶段明显降低，对低压储层保护效果良好。