程欢，赵江源，董家滨，赵国明

中国石油青海油田分公司 工程技术处（甘肃 敦煌736202）

青海油田涩北气田由涩北1号气田、涩北2号气田和台南气田组成，是青海油田的天然气主力产区。2017—2019年，青海油田涩北气田完成钻井施工339口，其中143口井发生井漏，井漏次数242次,漏失钻井液9 020 m3，井漏发生率42.2%；平均单井漏失量63.08 m3，平均单次漏失钻井液37.23 m3，井漏复杂频发（表1）。井漏不但造成了钻井材料的大量消耗，同时造成了储层污染和井控风险的增加。

表1 涩北气田2017—2019年钻井井漏统计

1 涩北气田井漏原因分析

1.1 地质原因

柴达木盆地东部第四系生物气的形成（涩北气田），是晚第三纪盆地西部相对隆升，沉积中心逐渐东移，在三湖地区快速沉积巨厚第四系的结果。形成了涩北气田第四系以薄层砂、泥岩频繁间互为主的大面积稳定分布的砂泥岩层。并且通过钻井证实，储层钻遇率高，横向连通性好[1-3]。岩性主要为浅灰色、灰色泥质粉砂岩、粉砂岩以及灰色、灰绿色粉砂质泥岩、泥岩，胶结类型主要为孔隙式胶结。岩心统计分析表明，孔隙度分布范围为8.3%～38.6%，平均为30.95%；渗透率分布范围0.01～0.387μ㎡，平均为24.32×10-3μ㎡，储层表现为高孔隙度，中-低渗透率的特点。总体上，由于构造运动和储层发育特点，涩北气田形成了地表疏松，地层成岩性差，连通性好，地层承压能力低的地质特性。

1.2 储层段地层压力亏空严重

涩北气田于1995年试采，2002年正式开发，经过长期开采，地层压力亏空严重，一号、二号主力层组压力系数在0.51～0.79，地层压力降低，是造成钻进、固井过程中井漏复杂频发的一个重要原因。……