黃靜 馬帥 李文拓 劉賢玉 鄧文彪

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057)

近年來，海上高溫高壓油田逐漸成為勘探開發(fā)的重點區(qū)塊。過高的孔隙壓力，使高溫高壓井面臨著壓力窗口窄的問題。當鉆遇高壓儲層時，出于防控溢流考慮，需要稍提高鉆井液密度；然而，在此過程中一旦超出地層承壓能力，將會引發(fā)地層漏失現象。若井筒工作液漏失問題不能及時有效地得到控制，則有可能導致埋鉆、棄井等嚴重后果[1-4]。高溫高壓井對控制井漏、提高地層承壓能力提出了更高的要求，地層承壓能力能否滿足作業(yè)需要決定了高溫高壓井安全鉆井的成敗。

南海西部海域鶯歌海盆地是我國近海海域典型的高溫高壓型盆地，高溫高壓天然氣資源豐富，資源潛力巨大，具有極高的開發(fā)價值。盆地內的樂東A區(qū)塊地質條件苛刻，油井屬于超高溫及超高壓井。隨著溫度和壓力的進一步上升，樂東A區(qū)塊的鉆完井難度系數呈幾何級數增長。樂東A區(qū)塊已鉆勘探井作業(yè)難度極大，頻發(fā)井漏事故，給后續(xù)的勘探開發(fā)作業(yè)帶來了很大困難。國內外學者對于地層漏失機理及堵漏技術進行了大量研究，且已取得了一定成果[5-11]。但目前為止，關于高溫高壓井的井漏機理及提高地層承壓能力方面的研究為數不多。

本次研究中充分考慮到溫度變化的影響，通過建立的漏失壓力計算模型，對樂東A區(qū)已鉆井漏失機理進行分析，進而優(yōu)選出滿足高溫高壓作業(yè)條件的堵漏體系。

1 樂東A區(qū)塊漏失現狀

樂東A區(qū)塊位于鶯歌海盆地凹陷斜坡帶南段，成藏條件良好，具有豐富的氣源基礎。該區(qū)塊已鉆7口勘探井，井深均超過4 000 m，是典型的高溫高壓甚至超高溫超高壓井。在鉆井過程中，其中的6口井均出現了不同程度的井漏現象，且儲層段溢流、井漏現象并發(fā)，同一漏層多次出現漏失現象。井漏引發(fā)的復雜情況嚴重影響作業(yè)安全、時效及進度。

1.1 漏失類型識別

依據工程特點及地層特性，可將井筒漏失分為壓裂性漏失、裂縫性漏失、滲透性漏失。其中，壓裂性漏失往往漏速較大、起下鉆有阻卡；裂縫性漏失的漏速及漏失量均較大；滲透性漏失漏速和漏失量較小。當高溫超壓地層鉆井過程中發(fā)生漏失時，需確定漏失類型、漏層深度及其位置，根據相應特征采取合理的防堵漏及提高地層承壓能力技術措施。對于漏失類型，應根據現場工程特點與地質認識，以及理論漏失壓力與實際漏失壓力的比對情況，進行綜合判斷。

地層被鉆開后，原來穩(wěn)定的地應力狀態(tài)被破壞，井周應力將沿井壁重新分布；同時，高溫井中鉆井液與地層相互熱交換將引起井壁溫度發(fā)生明顯變化，溫度變化幅度25～50 ℃較為常見，其劇烈變化將對井壁產生不可忽略的溫變附加應力[12-13]。綜合考慮此影響，認為井壁的三向應力分量，就是鉆井液柱壓力與地應力聯合作用下的井眼周圍地層應力分量，以及井壁、地層溫度變化作用下的應力分量之和。應力計算如式(1)所示：

(1)

式中：σr—— 徑向應力，MPa；

σθ—— 周向應力，MPa;

σz—— 軸向應力，MPa；

σH—— 水平最大地應力，MPa；

σh—— 水平最小地應力，MPa；

σv——上覆地應力，MPa；

pw—— 鉆井液的液柱壓力，MPa；

θ—— 井周角，(°)；

Tw—— 井壁上的溫度，℃；

T0—— 地層原始溫度，℃；

αm—— 巖石體積熱膨脹系數；

E—— 巖石彈性模量，GPa；

ν—— 巖石泊松比。

對于完整性地層，當井內鉆井液的液柱壓力過大時，井壁巖石所承受的有效拉應力超過巖石抗拉強度，即σθ min-αpp=σt；同時，井壁地層產生壓裂誘導縫，導致地層發(fā)生漏失，對應的漏失壓力為地層破裂壓力。由周向應力與井周角的關系可知，當θ取0°或180°時，σθ最小，從而推導得出地層破裂壓力計算模型，如式(2)所示：

pf=3σh-σH-αpp+σt+

(2)

式中：pf—— 地層破裂壓力，MPa；

σt—— 抗拉強度，MPa；

pp—— 孔隙壓力，MPa。

對于裂縫性地層，已經形成的裂縫在應力作用下處于閉合狀態(tài)，井壁有效應力只需克服裂縫重張壓力即可使裂縫再度打開。此時，地層裂縫性漏失壓力計算如式(3)所示：

pf=3σh-σH-αpp+

(3)

對于孔隙度大、滲透率高的滲透性地層，當井筒內液柱壓力高于地層孔隙壓力與滲流阻力時，鉆井液會沿孔隙等滲流通道進入地層，從而發(fā)生滲透性漏失。根據達西滲流理論，通過漏失量、滲流面積等計算鉆井液滲流壓力，如式(4)所示：

(4)

式中：pL—— 鉆井液滲透性漏失壓力，MPa；

qf—— 漏失體積速度，cm3s；

μ—— 鉆井液塑性黏度，mPa·s；

k—— 地層滲透率，μm2；

h—— 漏失地層厚度，m；

rf—— 漏失半徑，m；

rw—— 井眼半徑，m；

Φ——地層孔隙度，無量綱；

τ0—— 鉆井液屈服應力，Pa。

1.2 漏失層位確定

鉆井前需依據鄰井資料，以及地震、地質及測井資料等充分評估待鉆井的地質特征，判斷井眼軌跡鉆遇的地層狀態(tài)，并選擇相應的漏失壓力計算模型。在實鉆過程中，可根據隨鉆資料、地漏數據預測漏失壓力，其最低值所處位置即發(fā)生漏失可能性最大的位置。最易發(fā)生漏失的地層有：

(1) 含灰地層裸眼井段最低孔隙壓力位置。含灰砂巖本身存在大量的微裂隙，地層壓力得到一定程度的釋放，地層孔隙壓力降低，從而使巖石骨架承受更大的上覆巖層壓力，加劇裂縫的產生，最終形成誘導性裂縫，出現漏失；壓力釋放越大的位置，漏失風險越高。

(2) 巖性發(fā)生較大變化的交界面位置。漏失往往最易發(fā)生在不同巖性的交界面處，交界面處地層巖石強度特性會發(fā)生較大變化；砂巖的抗拉強度相對于泥巖有較大幅下降，導致地層更容易出現拉伸破壞，從而發(fā)生漏失。

實際地層漏失壓力除了與地層本身屬性相關外，還受到鉆井液性能、地層溫度及井壁泥餅質量等的影響。在鉆井過程中，根據鉆井液漏速、起下鉆情況來判斷井漏的發(fā)生以及漏失類型、漏失壓力，鉆后根據漏失壓力理論計算結果與現場實鉆情況對漏失層位進行綜合識別。

1.3 區(qū)塊漏失現狀

對該區(qū)塊井漏情況進行了統(tǒng)計，數據見表1。有6口已鉆探井發(fā)生了井下漏失，漏失層位集中在HW2段與MK組，在HW2段高發(fā)；漏失類型表現為裂縫性漏失與壓裂誘導性漏失特征。這6口井中：LDA-11井沒有作業(yè)窗口，無法繼續(xù)鉆進，在未達預想地質目標的狀況下棄井；LDA-12井由于井漏引發(fā)卡鉆，爆炸松扣后棄井；LDA-31井完鉆后加深鉆進時發(fā)生了井漏，處理后棄井；其他3口井在發(fā)生井漏后堵漏成功，順利完成鉆井作業(yè)。

2 樂東A區(qū)塊高溫高壓井井壁強化技術

高溫高壓井地層壓力大，壓力窗口窄，對于因過平衡鉆井方式使井筒內液柱壓力超過地層承壓能力而導致的地層發(fā)生漏失只能從地層本身著手。封堵裂縫從而強化井壁、提高地層承壓能力以滿足安全鉆井需要，是唯一可行的解決手段。

井底原始地層溫度超過180 ℃，甚至更高。這就要求堵漏材料具有良好的抗溫性，在高溫下不能變質，避免使井況進一步惡化。同時還要求，加入高比重堵漏材料后的鉆井液性能良好。超高密度鉆井液中固相含量高而液相含量低，鉆井液自身黏度較高，在加入堵漏材料以后，應能確保可泵性。此外，配方需滿足堵漏能力的要求，能將地層承壓能力提高至預期水平。

針對常用堵漏材料進行高溫老化實驗，高溫老化16 h后，觀察老化前后材料的性質變化，從中優(yōu)選出可以抗溫200 ℃的堵漏材料。通過實驗，分析堵漏材料復配、不同堵漏材料加量、基漿配方，在保證堵漏能力及承壓能力的同時，篩選出具備可泵性的配方。

經過室內性能評價優(yōu)選出CoSeal堵漏體系，該體系由淡水、海水等鉆井水，及CoVIS、CoSeal、CoGA等3種功能性材料構成，具有良好的增黏懸浮、快速填充、即時封堵效果。采用“300 mL現場海水+2.0%CoVIS+重晶石(ρ=2.3 gcm3)+ CoSeal堵漏劑”配方堵漏漿，其在200 ℃條件下老化16 h后的濾失情況見表2。對于高密度堵漏漿，當堵漏劑加量增加時，濾失時間縮短，高濾失效果變得更顯著，濾失后堵漏漿中的固相及堵漏材料形成高強度填塞。

對CoSeal和CoGA不同加量堵漏漿進行堵漏評價實驗。具體實驗方法為：首先，裝入20 — 40 mm砂床，砂床體積為500 mL，先加入700 mL堵漏漿，加壓快速濾失，然后再加入600 mL室內高密度鉆井液進行承壓實驗，每隔5 min加壓1 MPa，一直加壓至7 MPa，承壓30 min；最后，記錄所得濾失量。所測承壓能力及漏失量見表3。當CoSeal加量為20%、CoGA加量為7%時，堵漏材料即可進入砂床底部，在整個砂床中形成橋架封堵，堵漏漿承壓7 MPa，漏失量僅為20 mL。

面對水基鉆井液和油基鉆井液，CoSeal體系堵漏材料均表現出惰性。在200 ℃高溫下，CoSeal體系堵漏材料具有較好的穩(wěn)定性，可在裂縫內快速形成高抗壓和高抗剪切屏障，有效地防止堵漏封門、堵漏漿返吐和裂縫閉合。該體系可實現隨鉆堵漏和段塞堵漏，適用于各類型誘導裂縫的堵漏處理。在樂東A區(qū)塊：在前期，針對LDA-11井、LDA-12井、LDA-31井等3口漏失井，采用了碳酸鈣和云母等堵漏材料，均未取得理想效果，多次堵漏后提高地層承壓的能力非常有限；在后期，針對LDA-21井、LDA-15井、LDA-16井等3口漏失井，采用CoSeal體系堵漏材料均實現了一次性成功堵漏，后續(xù)作業(yè)順利，無井漏發(fā)生。

表3 CoSeal體系承壓能力評價

3 現場應用

LDA-15井四開1214″井段從3 113 m鉆進，至958″套管下入深度3 950 m后，循環(huán)調整泥漿性能，逐步提高鉆井液比重至1.78 gcm3，測得井底ECD(當量鉆井液循環(huán)密度)為1.80 gcm3，加重過程中井口突然失返。據此判斷井下發(fā)生了漏失。由于在循環(huán)調整中發(fā)生井漏，因此，無法準確判斷井下漏失位置，需要從地質力學的角度進行分析。

根據隨鉆測井數據、電纜測井數據、地漏數據、測壓數據等,計算出完整性地層破裂壓力及裂縫性漏失壓力。圖1所示為LDA-15井1214"井段漏失壓力及破裂壓力計算結果。針對1214″井段，計算出理論完整性地層破裂壓力對應的漏失當量鉆井液密度為2.09～2.22 gcm3，裂縫性地層漏失壓力對應的漏失當量鉆井液密度為1.82～2.06 gcm3；實際現場循環(huán)過程中，漏失壓力當量鉆井液密度為1.80 gcm3，對比完整性地層破裂壓力與裂縫性漏失壓力數值，判斷該井地層存在裂縫。當井下ECD達到1.80 gcm3時，超過了裂縫重張壓力，使裂縫再度打開而造成地層裂縫性漏失。深度3 804 — 3 880 m井段漏失壓力較低，該井段為井漏發(fā)生高風險井段。結合巖性、地層壓力進行綜合判斷，認為在漏失深度3 800 — 3 850 m井段，其最薄弱層位在3 804 m 處。此位置既是砂泥巖交界面，也是孔隙壓力最低點處。該井段FMI電成像測井情況如圖2所示，在深度3 800 — 3 843 m井段分布不連續(xù)、裂縫面規(guī)則、平行羽列的高角度裂縫。經分析，判斷此裂縫為鉆開地層后巖石內應力瞬間釋放形成的應力釋放性誘導裂縫，此結論與理論分析結果相吻合。

發(fā)生井漏后，現場緊急對工具及堵漏措施進行了綜合判斷。考慮到鉆具組合帶有隨鉆工具LWD，且采用的堵漏材料顆粒粒徑最大不能超過3 mm，決定開啟堵漏短節(jié)進行堵漏，泵入密度為1.75 gcm3的堵漏漿40 m3。堵漏后將鉆井液密度逐漸提高至1.78 gcm3，靜止及循環(huán)期間液面保持穩(wěn)定，后續(xù)起鉆通井、電測、下套管及固井過程等作業(yè)順利完成，井下無漏失發(fā)生。

圖1 LDA-15井12 14"井段漏失壓力及破裂壓力計算結果

圖2 LDA-15井12 14"井段FMI成像測井圖像

4 結 語

在本次研究中，充分考慮巖石力學、溫度影響、滲流作用、巖性變化等因素，提出了漏失類型識別、漏失層位確定的漏失機理綜合分析技術。樂東A區(qū)塊已鉆井頻發(fā)井漏，以HW2段裂縫性漏失、壓裂性漏失為主。針對樂東A區(qū)塊漏失情況，通過室內實驗優(yōu)選出適用于高溫高壓井的通用型堵漏體系—— CoSeal體系，該體系具有良好的溫度穩(wěn)定性、 快速的封堵能力、較高的抗壓強度，適用于各種類型、尺寸裂縫堵漏。采用CoSeal堵漏體系，其漏失類型及漏失層位綜合分析結果與現場實際情況相吻合，完成了裂縫封堵及井壁強化，現場堵漏效果顯著。