澀北氣田防漏堵漏技術研究及應用

凌波，方向，李海亮，黃成貴，邢星，樊國祿，杜宇斌

中國石油青海油田分公司 鉆采工藝研究院（甘肅 敦煌 736200）

澀北氣田為柴達木盆地第四系淺層生物成因的大型氣田，屬“背斜層狀邊水氣藏”[1]。澀北氣田多年開采后，地層壓力系數已降至0.5左右，前期開采階段氣井采取多層同時開采，高低壓氣層之間造成層間干擾，造成層間互竄；淺部的地層壓力，由于與深部地層連通，將深部地層壓力傳遞到淺部地層，造成地層壓力紊亂；氣層多且薄、儲層巖性疏松、弱邊水驅動，縱向上砂泥巖互層、氣水互層、高中低產層交互，層間差異大，鉆井施工中存在“上吐下泄”的風險。

1 防漏堵漏現狀

1.1 整體漏失現狀

2017—2019年，完井339口，143口井發生井漏，井漏發生率42.2%；其中井漏次數242次，平均單井漏失1.69次，總漏失鉆井液9 020 m3，平均單井漏失63.08 m3，單次平均漏失鉆井液37.27 m3（表1）。

表1 2017—2019年井漏復雜情況統計

1.2 澀北一號漏失現狀

2017—2019年澀北一號氣田鉆探162口井，58口井發生井漏，井漏發生率35.8%，共漏失鉆井液3 482.21 m3，占澀北氣田總漏失量38.6%（表2）。

表2 澀北一號氣田各層位漏失情況

1）漏層主要集中在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ層系，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ層系漏失92次，漏失鉆井液3 307.72 m3，占澀北一號氣田總漏失95%。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ層系由于長期開發，產層虧空，地層壓力系數低至0.6～0.8，且局部存在高低壓交互層，鉆井液密度選擇難度大。

2）淺層井漏主要發生在200 m以內，淺層井漏進行水泥漿快速有效封堵，單井漏失量、單次漏失量最少。

3）〇層系2口井發生漏失，單井漏失量、單次漏失量都較少，主要是因為〇層系為非主力產層，壓力虧空情況相對較輕。

1.3 澀北二號漏失現狀

2017—2019年澀北二號氣田鉆探99口井，47口井發生井漏，井漏發生率47.5%，共漏失鉆井液1 582.2 m3，占澀北氣田總漏失量17.5%（表3）。

表3 澀北二號氣田各層位漏失情況

1）澀北二號井漏主要集中在Ⅰ、Ⅱ層系地層，是防漏堵漏重點，主要集中在750～1 100 m，Ⅰ、Ⅱ層系分別發生井漏29、26井次，累計漏失鉆井液1 295.7 m3，占總漏失量的81.9%。

2）淺層井漏主要發生在200 m以內，淺層井漏進行水泥漿快速有效封堵，單井漏失量、單次漏失量較少。

3）〇層系4口井發生漏失，單井漏失量、單次漏失量整體較少，主要是因為〇層系為非主力產層，地層壓力虧空情況相對較輕。

1.4 臺南氣田漏失現狀

2017—2019年臺南氣田鉆探78口井，38口井發生井漏，井漏發生率48.7%，共漏失鉆井液3 955.67 m3，占澀北氣田總漏失量43.8%（表4）。

表4 臺南氣田各層位漏失情況

1）臺南氣田漏失主要集中在Ⅲ層系1 160～1 380 m，Ⅲ層系漏失30口井，漏失39井次，漏失鉆井液3 736.87 m3，漏失量占臺南氣田總漏失量的94.5%，是防漏堵漏重點。

2）2017—2019年臺南氣田淺層未發生漏失，Ⅰ、Ⅱ層系井漏3井次，主要是非主力產層，壓力系數正常，鉆井液中加入一定隨鉆堵漏材料可有效預防井漏。

2 防漏堵漏難點

2.1 儲層段地層壓力虧空嚴重

澀北氣田由于長期開采，儲層段地層壓力虧空嚴重，主力層組壓力系數介于0.51～0.79，地層承壓能力低，鉆井、固井過程中易壓漏地層[2]。

2.2 縱向各層組地層壓力差異大

澀北氣田縱向各層組開發動用程度不均衡，地層壓力差異大，深部地層壓力下降快，淺部下降慢，同一裸眼段內壓力系數差值大（表5）。

表5 澀3-34井各層組壓力系數預測

3 防漏堵漏技術措施

3.1 持續優化井身結構，完善澀北氣田井身結構序列

根據防漏堵漏及淺層氣發育的需求，以目的層的不同選擇2層或3層井身結構。

澀北一號氣田Ⅰ層系及以淺井采用2層井身結構，Ⅱ層系及以深的井調整為3層井身結構，Φ 139.7 mm套管完井（圖1）。

圖1 澀北一號氣田井身結構優化結果

澀北二號氣田〇層系2層結構井表層套管下深由300 m調整為200 m，細化地質卡層，Ⅰ層系及以淺井采用2層井身結構，Ⅱ層系及以深的井調整為3層井身結構，Φ139.7 mm套管完井（圖2）。

圖2 澀北二號氣田井身結構優化結果

臺南氣田Ⅰ-1層系以深井井身結構基本沒有變化，Ⅰ-1層系及以淺井調整為Φ311.2×300/200 m+Φ215.9 mm兩層井身結構，0~2小層以淺層一開200 m，0~2小層以深一開300 m，Φ139.7 mm套管完井（圖3）。

圖3 臺南氣田井身結構優化結果

3.2 細化鉆井液設計，防止措施不當壓漏地層

3.2.1 細化鉆井液性能設計

1）2層井身結構井二開鉆井液密度下限調整為1.20 g/cm3；3層井身結構井三開鉆井液密度下限調整為1.15 g/cm3。

2）表層0～200 m鉆井液密度1.30~1.38 g/cm3，防止壓漏地層；技套200~650 m鉆井液密度1.30~1.35 g/cm3；低壓力系數1-4-1層（0.65~0.97）和2-3-1層（0.47~0.65）根據全烴和短起下鉆后效調整鉆井液密度。

3.2.2 細化鉆井液措施設計

1）一開鉆進過程中需要使用大排量、低限密度、低黏度鉆井液鉆進。二開、三開井段鉆進，加強隨鉆觀察和分析，在保證井下安全的前提下盡可能使用較低密度鉆井液施工。鉆至設計中低壓產層前適當降低轉速、排量，降低循環壓耗，以防止井漏復雜發生。

2）每150～250 m短起下鉆一趟，保證井眼暢。嚴格控制起下鉆速度（不超過0.3 m/s）防止因激動壓力過大而誘發井漏，中途循環或下鉆到底開泵時應緩慢，小排量頂通、循環正常后方可提高到正常排量清洗井眼。

3）做好鉆井液的維護管理工作，加入適量的降失水劑、封堵劑，控制鉆井液膨潤土含量，保證鉆井液造壁性能良好，并具有較好的封堵能力。鉆至低壓層前適當降低排量，控制鉆進速度，根據情況采用配堵漏鉆井液靜止堵漏或隨鉆堵漏[5]。

4）下套管前進行通井作業，充分循環除砂，保證井眼暢通，下套管過程中應控制好下入速度，防止在有限環空內沖擊壓力的增大而壓漏地層。及時將套管內灌滿鉆井液，防止氣柱進入環空，導致液柱壓力降低而誘發井塌或井噴。

3.3 建立防漏堵漏模板，指導現場防漏堵漏標準化施工

3.3.1 優選堵漏材料

根據澀北氣田漏失層孔喉直徑優選鉆井液堵漏材料，采用剛性顆粒、可變性材料、細微粒徑填充材料及纖維類材料，提高橋堵漿與漏層的適應性；確保堵漏材料能“進得去”（表6）。

表6 堵漏材料粒徑及成分

3.3.2 優化堵漏配方

根據大顆粒能進得去、停得住，小顆粒堵得嚴，變形粒子封得死原則，對優選成熟堵漏材料進行不同漏速下配方優化（表7），保障堵漏一次成功[3]。

表7 預堵漏及堵漏配方

3.3.3 完善堵漏工藝

1）配制有效15~20 m3堵漏漿的上水池，配制順序先加片狀材料，其次纖維類材料，再次剛性堵漏劑，最后加入純堿及土粉，黏度滴流。

2）緩慢開泵將堵漏漿注入井內，在條件允許的前提下，注入堵漏漿的同時，盡可能的多打進尺，充分暴露可能存在的漏層，隨后替入常規鉆井液。盡可能的將堵漏鉆井液擠入地層，一般擠入堵漏漿的?~?，原則不超過套管鞋處最高破裂壓力[4]。

3）200 m以內裸眼段，漏速小（10 m3以下）、堵漏漿濃度低（濃度15%以下）的情況小，采用的直接擠注法堵漏，鉆桿下至漏層位置，將堵漏漿打完，直接關井憋壓；套管鞋承壓能力低或堵漏漿漏速大（部分堵漏漿不能完全進入地層），不具備憋壓條件，依靠循環壓力使堵漏漿進入地層，采用頂部循環法堵漏，將堵漏漿打完，起鉆至漏層頂部，循環，增加循環壓耗，讓堵漏漿充分進入地層；套管鞋承壓能力足夠，堵漏漿不能完全進入地層，采用間接擠注法堵漏，打完堵漏漿后，起鉆至漏層頂部，關井憋壓。

3.3.4 防漏堵漏模板建立

防漏堵漏技術模板如圖4所示。

圖4 防漏堵漏技術模板

4 現場應用

2020年完井257口，井身結構優化254口，鉆井液細化218口，現場應用防漏堵漏技術措施254口，漏失39口井，漏失率15.4%，較2019年降低21%。由于高效開發，地層壓力虧空嚴重，2020年前期鉆井液密度借鑒2019年鉆井經驗密度無法平衡地層壓力，導致前期鉆井液漏失嚴重，單井漏失量62.1 m3，比2019年提高6.5%。通過3—6月份根據現場實鉆情況不斷優化完善防漏堵漏技術措施及配方，7—10月份漏失率，單井漏失量大幅度降低。

5 結論及建議

1）澀北氣田縱向各層組開發動用程度不均衡，地層壓力差異大，深部地層由于長期開采壓力虧空嚴重，主力層組壓力系數介于0.51～0.79，淺部下降慢，同一裸眼段內壓力系數差值大，鉆井液密度難以合理調控平衡地層壓力，導致鉆井液漏失。

2）2020年通過完善澀北氣田井身結構序列，細化鉆井液性能及措施設計，建立防漏堵漏技術模板三方面的技術措施，高效指導鉆井現場防漏堵漏標準化施工。

3）2020年完井257口，井身結構優化254口，鉆井液細化218口，現場應用防漏堵漏技術措施254口，漏失39口井，漏失率15.4%，較2019年降低21%，單井漏失量62.1 m3，比2019年提高6.5%，7—10月份漏失率，單井漏失量大幅度降低。