对苏里格水平井水平段防漏防塌措施的探讨

吴满祥，牟杨琼杰，高洁

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710021；2.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，西安710021；3.川庆钻探工程有限公司钻井总公司，西安710021）



对苏里格水平井水平段防漏防塌措施的探讨

吴满祥1，2，牟杨琼杰3，高洁1，2

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710021；2.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，西安710021；3.川庆钻探工程有限公司钻井总公司，西安710021）

吴满祥等.对苏里格水平井水平段防漏防塌措施的探讨[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：46-50.

摘要以往苏里格气田水平井水平段钻遇泥岩，通过提高钻井液密度实现力学平衡保持井壁稳定、防止坍塌。目前苏里格水平井进入整体开发阶段，地层压力因采气降低，高密度钻进时易造成井漏，堵漏作业难度较大并且易引起托压或黏附卡钻。针对提高密度易引起井漏的原因和特点，提出了以提高封堵性、保持一定抑制性和活度、合理降低钻井液ECD、采用合理的流变性和工程措施配合的方式预防井漏。分析了水平段常见泥岩类型和钻井液性能要求，对发生井漏后的措施进行了探讨。提出了做好低密度钻井液的防塌工作是防漏，在水平段为砂岩或泥岩较稳定下，可以降低密度与排量配合恢复正常；水平段漏失为压差性漏失，采用挤堵方式容易造成裂缝，与邻井串通而加重漏失；区别对待泥质砂岩、砂质泥岩、灰色泥岩和炭质泥岩，采取不同的钻井液性能的观点。

关键词气井水平井；井漏；泥岩

近年来随着苏里格水平井整装开发，地层压力因采气而降低。以往水平段钻遇泥岩时，通过提高钻井液密度实现力学平衡保持井壁稳定、防止坍塌的手段容易造成漏失。因此从井漏原因和特点入手剖析，在现场实践中总结出了一套苏里格水平井水平段防漏防塌的措施[1-2]。

1　目前水平段井漏与井塌复杂间的矛盾

1）需要提高密度来预防泥岩坍塌。苏里格气田水平井普遍存在钻遇泥岩井壁不稳定易坍塌的问题，造成井下复杂、施工难度增加、划眼困难甚至无法钻进水平段从而提前完钻。该问题已成为该地区气井水平井的首要技术难题，以往主要采用力学平衡手段，通过提高钻井液密度来稳定泥岩。但由于加入大量重晶石和石灰石，造成固相含量高、井下摩阻大、滑动托压、甚至发生压差卡钻事故[3]。

2）开发区块提高钻井液密度易造成压差漏失。目前苏里格气田水平井进入大规模开发阶段，新布置的水平井基本都分布在老井区，由于邻井采气造成储层压力释放，地层压力降低。表1为苏东区块2011、2012年完钻井情况对比。

表1　苏东区块2011年与2012年部分井钻井液密度对比

由表1可以看出，同区块邻井，2011年完钻井钻井液密度上限达到1.35 g/cm3或更高，而2012年钻井液密度提高到1.25 g/cm3就发生严重漏失，2012年苏东区块钻遇泥岩钻井液密度普遍降低到1.20 g/cm3左右。为保证井下安全，钻遇泥岩时单纯提高钻井液密度会使井漏的风险增大。

3）水平段堵漏难度大，堵漏后容易发生托压或压差卡钻。在高黏度、高切力钻井液中加入大量的颗粒堵剂（如锯末、单向压力封闭剂等），大颗粒固相材料会黏附在井壁上，不仅增加泥饼的摩阻，而且影响了井眼的清洁。漏失井段渗透性较强，在压差的作用下沉积作用明显，容易形成厚泥饼，造成压差卡钻，继而引起黏吸卡钻。如苏48-17-65H2井钻至井深4 688 m钻遇泥岩（水平段为853 m），钻穿泥岩30 m后提高钻井液密度至1.28 g/cm3时发生漏失，漏速为20 m3/h，通过各种粗、中、细堵漏材料成功堵漏，起钻时发生压差卡钻，后期处理事故长达40 d，造成严重损失。

2　井漏特点

1）井漏多为压差性渗透或诱导裂缝性漏失。下钻速度过快，开泵过猛，为预防泥岩坍塌盲目在砂岩井段大幅度提高密度，都会导致地层憋压产生裂缝，从而发生漏失。漏失多发生在砂岩和泥岩胶结处，或砂岩段中出现的泥岩小夹层中。

2）漏失速度大多为2～5 m3/h，且存在“反吐”现象，刚开泵时漏速大，随着泵压稳定后漏速变缓，逐步趋于稳定，停泵后仍然有泵压（2～3 MPa），不断流，经历10 min左右回吐钻井液2～3 m3后断流。部分井在井漏停止后首次循环出现强后效，说明地层相当于“被压裂”，并且裂缝具有延展和闭合的特点，后期钻进过程中有类似“吹气球”的表现[4-5]。

比如苏东27-38H1井在钻至井深3 661m时钻遇泥岩，当时钻井液密度为1.24 g/cm3，考虑泥岩坍塌使用加重浆提高密度，但由于阀门操作错误，超过20 m3密度为1.30 g/cm3的盐水加重浆直接泵入井内，导致地层被压漏，漏失速度达到5 m3/h，累计漏失15 m3。后由于螺杆使用时间到了，起钻静止，罐内钻井液密度降低至1.22 g/cm3。下钻采取了分段循环处理，出现了停泵不断流回吐现象。当下钻到井底后，仍有0.8 m3/h轻微漏失，循环后效，最高气测值达到70×104mg/L，而之前最高气测值为20×104mg/L。说明地层已经被压开。使用离心机将循环钻井液密度降到1.21g/cm3停止漏失，恢复正常。苏东27-38H1井循环时漏失情况见表2。

表2　苏东27-38H1井循环时漏失情况

3　预防井漏思路探讨

针对苏里格气田施工现状，提高钻井液密度达到力学平衡来防塌极易诱发井漏。需要通过有效的封堵性与抑制性来防塌，从而实现低钻井液密度钻进，再配合得当的工程措施，从钻井液和工程2个方面预防井漏、井塌和卡钻等复杂情况的发生。

1）提高综合封堵性能。在保持一定的钻井液密度基础上，通过提高封堵性来防止泥页岩坍塌。反向思考，可以提高钻井液的综合封堵性能来换取适当降低钻井液密度，降低液柱压力来预防井漏[6-8]。

通过开展实验，采用新型封堵剂G314-FDJ封堵泥岩微裂缝，强化钻井液封堵性，降低地层坍塌压力，取得了较好的效果。现场试验证明，其加量为2%～3%时封堵效果明显，泥饼韧性强、摩阻小。现场施工时，在钻遇泥岩之后立即向钻井液中加入（2%～3%）G314-FDJ，并始终维持钻井液中封堵剂含量，确保随钻封堵。如加量不足，打开泥岩后液相侵入微裂缝，再提高封堵剂的加量已错过最佳机会。同时，采用改性淀粉和超细碳酸钙将滤失量控制到2 mL以内，形成薄、 坚、 韧、 有弹性的高质量泥饼。高质量的泥饼能够牢牢地吸附在井壁上，不易起下钻时发生泥饼脱落，引起井壁地层第2次吸水。

根据实验室对G314-FDJ、ASP-1250、磺化沥青和石墨粉的激光粒径对比分析，磺化沥青水溶物的粒径较小，其他3种较为接近，为了进一步提高封堵性能，可以考虑在水平段采用磺化沥青与石墨粉进一步改善泥饼质量和封堵性能。

2）钻井液滤液具有一定的水活度和抑制性。以苏东区块几口试验井水平段现场钻井液的KCl、加重盐和胺基聚醇加量情况对比来看，盒8储层对钻井液抑制性的要求没有斜井段高，KCl加量达到2%～3%即可。实验结果证明，泥岩清水回收率可以达到80%，说明水平段钻井液只需一定的水活度来防止滤液和地层流体置换即可。可以考虑在今后水平段钻井液使用NaCl加重，降低抑制性材料方面的投入，可适当增加封堵、润滑材料的投入。

3）合理降低钻井液ECD，避免压力激动压漏地层。使用设计中心Landmark水平井设计软件，对三开水平段盒8储层进行了水力学模拟，计算结果见表3。在软件模拟计算过程中，使用了与现场实际基本符合的PDC钻头、螺杆、海蓝MWD、泵、钻具结构等，能够反映出较为真实的数据。

根据模拟计算趋势，可以得出以下结论。①环空压降与钻井液黏度、切力和排量呈线性关系，排量越大，ECD相应越大；受钻井液密度影响不大。②总压降除环空压降之外的那部分，受钻井液密度影响，密度越大，总压降增幅越大。钻井液密度提高，总压降增加得更快，相应需要的泵压会更高。根据现场设备的能力，密度提高到一定值后，能够提供的排量就会受到影响，甚至要降低排量。③如果地层不坍塌，水平段井径扩大率按3%计算，环空返速在排量为12 L/s左右就能接近1m/s，已经够用。（采用同心圆计算，若考虑为偏心，返速会更高。）如果出现泥岩坍塌，则存在大井眼段，返速降低得较多，仅10%的坍塌率就需要15到16 L/s以上的排量。

所以在现场发生漏失后，如果不存在大的掉块，首先考虑适当降低排量，观察到不漏的排量，继而可以反算出需要降低的密度是多少。

4）流变性的合理控制。现场实践证明，水平段采用高黏度的稠浆循环携带钻屑的效果反而没有相对低黏度的稠浆配合大排量进行井眼净化的效果显著。用于水平井井眼净化的稠浆漏斗黏度一般比循环钻井液高20 s即可。在使用稠浆扫底时选择大排量循环，并不停地上下活动和转动钻具协助清砂，防止环空岩屑浓度过高和岩屑床的形成。

5）对钻遇泥岩的认识和判断。井漏与井塌的预防是避免井下复杂的最好措施。水平段钻遇泥岩判断得越及时准确，越早地对钻井液进行封堵性和抑制性处理，可以避免由于泥岩长时间浸泡产生的一系列复杂情况。所以及时准确地对钻遇泥岩的判断显得尤为重要。泥岩的判断通常通过GR伽马值、气测值和砂样等几个方面进行。

在用GR伽马值判断泥岩时，以往都是设定几个临界点，例如以120、150、180这3个分界点来定义泥质含量增高、有泥岩夹层、进入泥岩3个阶段，相应地在钻井液处理规范上设定了最低密度为1.20、1.25、1.30 g/cm3。但这种判断可能仅适用于部分区块，对于整个苏里格地区来讲，储层有盒8、山1、山2、马家沟等，由于某些岩屑中放射性矿物含量高，导致砂岩层放射性强度与泥岩差别不大，或者是砂岩孔隙中泥质填充很紧密，也同样造成高伽马值，多数情况下泥质砂岩或砂质泥岩与泥质夹层伽马值非常相近，所以最有效的方法是通过地层含气显示情况结合岩屑特征综合区分。通常钻遇泥质夹层时有气测异常，岩屑中砂岩、泥岩分界明显。钻遇泥质夹层随钻伽马曲线形态多为渐变型，即在钻进过程中岩性逐渐发生变化并向泥质岩过渡，而当穿过泥质夹层后随钻伽马值又随即逐渐降低，曲线形态形似“馒头状”凸起且较为圆滑。当钻遇岩性相变化时，随钻伽马会发生突变，伽马值急增，这种情况多属于钻遇河道间泥岩。下面以苏东59-56H1井钻遇泥岩情况来举例说明通过伽马值和岩屑特征综合判断钻遇地层情况。

苏东59-56H1井全井累计钻遇大段泥岩188 m，岩性为灰色泥岩，质纯，性硬，吸水性及可塑性差。该井在井深3 821m开始钻遇泥岩，在钻遇泥岩初期伽马值逐渐增加，后期随着岩性的变化，伽马值一直维持在一个高的范围。图1为该井进入山西组前出现的炭质泥岩，从岩屑可以辨别出岩性的变化。图2为该井录井所取的砂样，可以看出钻遇地层岩性的变化。该井钻至井深4 005 m遇到黑色泥岩夹煤线，至井深4 009 m完钻前振动筛返出大量掉块。经项目组研究认为进入山西组，通知完钻。

图1　苏东59-56H1井钻入山西组前出现的炭质泥岩

图2　苏东56-56H1井砂样

综上所述，可以通过伽马值、钻屑岩性和气测值等多种途径综合判断钻遇地层，从而选择不同的钻井液需求。根据苏东区块试验的几口井钻遇泥岩情况，按照现场的钻井液性能和井下情况，提出了对常见3种泥岩的防塌要求，如表4中所述。靖平51-8井所在区域为典型的大规模开发区块，且该区块水平段泥岩钻遇率高。靖平51-8井在井深3 450 m入窗进入水平段，设计使用φ203.2 mm钻头钻进水平段2 000 m，实际完成2 052 m。水平段共钻遇3大段泥岩。施工过程中，在钻进水平段561m时钻遇泥岩，根据邻近钻遇泥岩长时间浸泡井壁容易垮塌等复杂问题，该井在钻遇泥岩后立即对整个钻井液进行了处理，加入3%封堵剂G314-FDJ+3%改性磺化沥青FT-1+2%NaCl+0.5% ASP-1250，并且一直维持钻井液中3%G314-FDJ的加量。通过对钻井液的及时准确处理，该井至井深5 502 m完钻，钻井液密度一直维持在1.23～1.25 g/cm3，并且在1223 m水平段钻遇252 m泥岩的情况下，仍然确保了井底无垮塌、无漏失。最后在钻遇70 m泥岩后决定完钻。该井水平段从入窗到下尾管结束共计62 d，确保了下尾管一次性到底。

表4　水平段不同泥岩的防塌要求

4　井漏发生后采取的措施

①观察漏失量、停开泵“反吐”情况。首先降低排量，记录观察漏失量。②根据已钻地层类型和水平段长度，考虑密度降多少。③如果漏速降低到1～2 m3/h以内，继续维持钻进。④如果漏速很大，需要堵漏的话，注意几点：避免全井随钻堵漏，防止托压、发生压差卡钻；配少量（5～10 m3）高黏度高切力堵漏浆，以石灰石和单向压力封闭剂为主，避免使用重晶石和白土。泵入堵漏浆后，起钻到套管鞋循环，同时尽量使用光钻杆堵漏。

5　结论

1.做好低密度钻井液的防塌工作需要做到防漏，在水平段为砂岩或泥岩较稳定的情况下，可以降低密度与降低排量配合恢复正常钻进作业。

2.水平段漏失为压差性漏失，采用挤堵容易造成裂缝，与邻井串通，加重漏失。

3.区别对待泥质砂岩、砂质泥岩、灰色泥岩和炭质泥岩，采用不同的钻井液，不应该过度担心和谨慎，人为提高钻井液密度造成井漏复杂。

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Discussion on the Mud Loss and Borehole Wall Collapse Prevention in Horizontal Drilling in Sulige Gas Field

WU Manxiang1, 2, MOUYANG Qiongjie3, GAO Jie1, 2
(1. National Key Laboratory of Low Permeability Oil Field Exploration and Development, Xi’an, Shaanxi 710021; 2. Drilling & Production Technology Research Institute of CCDC, Xi'an, Shaanxi 710021; 3. CCDC Drilling Company, Xi’an, Shaanxi 710021)

AbstractBorehole stabilization previously in horizontal drilling in Sulige gas feld has been realized through increase in mud weight. Presently，the development of the Sulige gas feld has entered a new stage of overall development in which formation pressure has been depleted because of gas production. Mud losses caused by high density and diffculties in controlling severe mud losses often led to inability to exert WOB and differential pressure pipe sticking. To prevent mud losses caused by high mud weight，several things have to be done，for example，improve the sealing and plugging performance of the drilling fuid，maintain the inhibitive capacity and activity of the mud fltrates，reduce the ECD to a certain level，and improve the mud rheology and use good engineering practices. The types of the mudstones commonly found in the horizontal section are analyzed，and requirements on drilling fuid studied. Measures for controlling mud losses are discussed. It is presented that to prevent borehole wall collapse，the important thing is to avoid mud losses. If sandstones are drilled in the horizontal section，or，if the mudstones encountered in the horizontal section is stable，mud weigh and fow rate can be reasonably reduced. Mud losses in the horizontal section are generally losses caused by differential pressures，and squeezing LCM slurries may induce new fractures in the formations，hence aggravating mud losses even into adjacent wells. For different formation lithology，such as argillaceous sandstone，sandy mudstone，gray mudstone and carbonaceous mudstone，different mud properties shall be adopted.

Key wordsHorizontal gas well； Mud losses； Mudstone

中图分类号：TE282 TE283

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0046-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.009

第一作者简介：吴满祥，男，1981年生，工程师，2004年毕业于西南石油学院应用化学专业，现从事钻井液完井液方面工作。电话（029）86594935；E-mail：gcywmx@163.com。

收稿日期（2015-12-30；HGF=1603M7；编辑马倩芸）