松辽盆地北210-5HF井钻井液堵漏技术

2021-07-28杨兴福李子钰

化工设计通讯 2021年7期

杨兴福，李子钰

（1.中石化华东石油工程公司六普钻井液公司，江苏镇江 212000；2.中国地质大学，北京 100083）

北210-5F井位于松辽盆地南部长岭断陷龙凤ft鼻状构造带，为水平开发井，目的层位为营城组。根据领井资料显示，北210井区存在4口钻井发生漏失，发生漏失的主要层位为泉头组、登娄库组及营城组，累计漏失1 708.81m3，在钻井过程共计漏失钻井液1 049.45m3，固井时漏失659.36m3。井漏问题一直是影响国内外石油勘探、开发的重大技术难题[1]。统计表明，全世界钻井井漏发生率占20%~25%，其中恶性漏失所造成的损失占总漏失损失的50%以上[2]，全球的石油行业每年因井漏造成的经济损失达数亿元[3]，近年来堵漏技术得到大量发展，中小型漏失，常使用的堵漏方式主要为随钻堵漏及承压堵漏。本文使用了一种新型堵漏材料——聚硅纤维，并应用承压堵漏的方式，成功完成了北210-5F井的堵漏。

1 堵漏背景

1.1 施工及漏失情况

北210-5F井完井层位为营城组，领井地质资料显示，泉头组、登娄库组及营城组易发生漏失。北210-5F井于3 200m进入营城组，3 300m开始造斜，钻进至井深4 152m因钻时升高起钻，起钻至4 100m，即有遇卡显示，后起钻至3 610m循环注稠浆清扫井眼，振动筛返出较多掉块。起钻再下钻至470m发现出口返浆流量变小，后下钻至500m接顶驱小排量开泵循环，漏失钻井液6.4m3，然后进行分段循环降比重的措施，以减少钻进液的漏失量，为堵漏提供条件，避免出现直接下钻到漏层以上进行堵漏时井口失返造成更大的漏失，进而导致环空液面过低造成的井壁失稳，比重由1.30g/cm3降至1.27g/cm3，累计共漏失68.4m3，下钻至2 630m循环期间发现漏失速率增大，停泵配堵漏浆。

1.2 漏层分析

根据邻井北210-3HF井资料显示，该井二开封登娄库组，三开钻井液比重1.30g/cm3未出现漏失现象，且本井在钻进过程中比重提至1.30g/cm3亦未发生漏失，判断营城组漏失的可能性较小。根据本井三开地破试验计算登娄库组当量密度为1.48g/cm3，本井二开封登娄库组中部及以上地层，初步判断漏层在登娄库与营城界面。后进行常规堵漏，根据常规堵漏的漏失情况分析，泵入堵漏浆过程中，上提钻具时井口返浆（返浆量小），下放钻具时井口失返，替堵漏浆后待堵漏浆至3 200m左右后，出口流量明显增大且持续返浆，故判断漏点在登娄库与营城组交界处。

1.3 井漏原因

北210-5F井自3 200m进入营城组至井深4 152m，营城组井段累计泥岩共计467m，且岩性剖面显示该组地层为砂泥岩互层，砂泥交替频繁，易发生井壁失稳复杂情况，钻遇井深3 720m时发现有掉块，后逐步将比重由1.21g/cm3提至1.26g/cm3，但起钻过程中仍有遇卡显示，需要上下活动钻具配合带泵上提，为保证井下安全，本趟钻（4 101~4 152m）将比重由1.26g/cm3逐步提至1.30g/cm3，后钻进及起钻过程中未出现漏失现象，但在重新下钻过程中因压力激动导致井漏。

1.4 漏失钻井液体系及性能

漏失井段钻井液体系为聚合物水基钻井液，密度1.30g/cm3，漏斗黏度61s，塑性黏度28mPa·s，动切力12Pa，初终切6Pa/16Pa，API失水3.4mL，泥饼0.4mm，pH9，固相含量12%，含砂量0.2%。

2 堵漏难点及技术分析

2.1 堵漏难点

泉头组、登娄库组及营城组均存在砂泥岩互层，由于使用水基钻井液钻井，泥岩易水化膨胀，从而发生井壁失稳、坍塌及掉块，由于进入营城组后发现有掉块，因而需要提升钻井液的比重以维持井壁稳定，但重新下钻过程中又因压力激动从而导致井漏发生，因此该地层易发生塌漏同层的复杂情况。后进行常规堵漏，因3 000m循环验漏无漏失（排量由25spm逐步提至60spm），下钻到底逐步提排量至40spm发现漏失，下钻过程中发现钻井液回吐，起钻过程中亦出现回吐现象，判断该漏失为圈闭漏失，导致堵漏材料返出漏层难以架桥，因此常规堵漏很难有效果。

2.2 堵漏思路

针对常规堵漏过程中钻井液有回吐现象，故考虑使用承压堵漏的方式进行堵漏，由于漏失速率较大（23.5m3/h），因此需要再次优选堵漏材料及配方，提高堵漏浆的浓度，以细为主、中粗为辅，并考虑继续增加堵漏颗粒中大尺寸材料的使用，小尺寸的堵漏材料进入地层裂缝通过架桥原理实现封堵效果，大尺寸的堵漏材料可受压变形挤压进入裂缝、空隙，达到封堵作用。如经调整，堵漏效果仍然不佳时，考虑采用化学固结、凝胶堵漏等其他堵漏方案。

3 堵漏技术研究

3.1 堵漏材料优选及体系构建

目前常用的纤维状堵漏材料主要有竹纤维、棉纤维等，但是这些纤维材料在高温钻井液中会碳化、失效，因此无法在高温井中使用。该新型堵漏材料是一种最新研发的一种纤维状堵漏材料。它具有堵漏效果好、耐高温和配伍性好等优点，非常适合用于高温井的堵漏。

该新型堵漏材料有四类产品型号，为评价四类型号堵漏材料的性能，进行室内对比实验评价。

3.1.1 对水基钻井液流变性及滤失量的影响

将这四种型号堵漏材料加入水基钻井液中，在常温下和120℃热滚16h后测量钻井液的流速、API滤失、高温高压滤失，实验结果如表1所示。

表1 钻井液性能影响

基浆配方：清水（500mL）+3%膨润土（15g）+0.25% Na2CO3（1.25g）+0.2%DS-301（1g）+3%腐殖酸钾（15g）+ 0.5%RHPT-2（2.5g）+3%磺化沥青（15g）；堵漏剂加量3%

由表1可以看出，无论是老化前还是老化后，该纤维加入水基钻井液后钻井液的塑性黏度和动切力几乎没有变化，中压滤失和高温高压滤失量略有降低。因此加入该新型纤维堵漏材料不影响钻井液的流变性和滤失量。

3.1.2 封堵能力评价

将这四种型号堵漏材料加入水基钻井液中，在常温下和120℃热滚16h后做沙床渗漏滤失实验，实验结果如表2所示。

表2 砂床渗漏滤失实验

基浆配方：清水（500mL）+3%膨润土（15g）+0.25% Na2CO3（1.25g）+0.2%DS-301（1g）+3%腐殖酸钾（15g）+ 0.5%RHPT-2（2.5g）+3%磺化沥青（15g）；堵漏剂加量3%

由表2可以看出，在水基钻井液中，四类纤维中除了聚硅纤维-4，其余三种纤维对渗透性漏失都有明显的封堵效果，并且120℃老化后的堵漏效果更好。四类纤维中聚硅纤维-1价格最低，而聚硅纤维-3堵漏效果最好，因此优选出该两种短纤维进一步分析研究。

3.1.3 抗温性评价

选取聚硅纤维-1和聚硅纤维-3短纤维加入水基钻井液中，在180℃、200℃、220℃热滚16h后做沙床渗漏滤失实验，实验结果如表3所示。

表3 抗温性评价

基浆配方：清水（500mL）+3%膨润土（15g）+0.25% Na2CO3（1.25g）+0.2%DS-301（1g）+3%腐殖酸钾（15g）+ 0.5%RHPT-2（2.5g）+3%磺化沥青（15g）；堵漏剂加量3%

由表3可以看出，聚硅纤维-1和聚硅纤维-3在水基钻井液中都有着很好的抗温性能，低于200℃时聚硅纤维-3有着更好的封堵效果，因此适合用于水基高温井的随钻堵漏工作。

堵漏配方（浓度33%）：井浆+2%复合堵漏剂+5%竹纤维（10目）+4%竹纤维+（40~100目）+8%纳米封堵剂+3%随钻堵漏剂+2%碳酸钙颗粒（200~400目）+3%短绒纤维+ 2%碳酸钙颗粒（800目）+4%碳酸钙（1 500目）+3%聚硅纤维-3。

3.2 堵漏效果

北210-5F井使用优选的堵漏体系，更换钻具组合下钻进行专堵，10月22日18：30组钻具、下钻至3 180m；至10月22日21：00配制好堵漏浆；至10月22日21：50泵入浓度33%的堵漏浆27.5m3，泵入过程中漏失16.3m3；至10月22日22：10替浆23m3，替浆过程中漏失4.1m3；至10月23日0：30起钻至2 630m，进行承压堵漏；至10月23日19：00承压堵漏完，开防喷器，钻井液返出1.3m3。10月23日19：00至10月25日动态承压、分段循环验漏，2 630m、2 900m、3 100m、3 300m、3 530m、3 730m、3 930m、4 152m开泵循环，调整钻井液性能，排量逐步提至90spm无漏失；10月25日11：30起钻完，本次专堵成功。