承压封堵技术在深水井中的应用
——以LS25-X井为例

李怀科，张 伟，郭 磊，向 雄，张 明.

(1.中海油田服务股份有限公司油田化学研究院，河北廊坊 065201；2.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部湛江作业公司，广东湛江 524057)

承压封堵技术在深水井中的应用
——以LS25-X井为例

李怀科1，张 伟1，郭 磊1，向 雄2，张 明2.*

(1.中海油田服务股份有限公司油田化学研究院，河北廊坊 065201；2.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部湛江作业公司，广东湛江 524057)

深水井由于泥线以上海水静液柱压力低造成上部地层孔隙压力和破裂压力曲线比较接近，作业压力窗口窄，发生井漏的概率增大。针对深水井窄密度窗口及易漏失地层井壁失稳的技术难题，选用自主研发的由刚性粒子、软性材料和可变形材料三种材料组成的承压封堵剂PF-STRH，通过室内承压能力和封堵能力试验评价，表明该材料可有效提高地层的承压能力和封堵能力。本文以LS25-X深水井为例，介绍了该处理剂的应用情况，结果表明，承压封堵剂PF-STRH成功避免了该井12-1/4″井段因高压气层造成13-3/8″套管鞋处易发生漏失风险的发生，成功钻遇设计井深，避免了提前下套管。该技术的成功应用为深水井井壁稳定提供了可供借鉴的作业经验。

井漏；承压增强；深水；井壁稳定；应用

与常规井相比，深水井由于泥线以上海水静液柱压力低，因此造成上部地层孔隙压力和破裂压力曲线比较接近，作业压力窗口窄，可供钻井液调节的空间明显变窄，ECD调控难度加大。与此同时，随着深水井钻探深度的增加，下部地层发生井下漏失的风险也将不断加大，钻井液的漏失不仅增大了钻井液成本，更重要的是井漏可能会导致其他井下复杂情况的发生，如卡钻、井塌、井喷等钻井事故，严重影响钻井进度，大大增大了非生产作业时间[1-4]。因此，为保证深水井窄压力窗口和易漏失地层的安全钻进，保证井壁稳定，井壁承压增强技术是钻井液工程师常用且能起到立竿见影的有效措施之一，以此来增强地层的承压能力，拓宽作业窗口[5-10]。本文主要介绍承压封堵技术在深水井中的应用情况，为深水井井壁稳定提供了可供借鉴的作业经验。

1 承压封堵技术

承压封堵是针对薄弱地层或易发生漏失地层提出的井眼强化理论，该技术最先是由英国石油公司Alberty等人提出的“应力笼”模型[11-12]，其基本原理为：当钻井液液柱压力超过地层的破裂压力时，井壁周围就会产生诱导裂缝，裂缝形成后，钻井液中的封堵材料在压差作用下进入裂缝，并迅速于裂缝的狭窄处通过“架桥、聚集、缠绕、填充”在近井眼处形成致密封堵，该封堵层就像“楔子”一样楔进裂缝中，对地层形成了压缩；此时钻井液的液柱压力通过“楔子”作用在裂缝的近井眼端的两侧，形成了压缩环，从而增加井眼的周向应力。简而言之，承压封堵技术的关键就是采用能够起到承压封堵作用的处理剂(如刚性材料、纤维类、树脂类等)，依靠这些处理剂不同的理化性能，通过它们相互配合、协同作用，在井壁周围形成一层坚固的“防护层”[13-15]。

承压封堵技术主要是通过刚性粒子和软性颗粒的级配，实现对裂缝尖端的有效封堵，并在裂缝断面形成一层封堵墙，减少流体向裂缝内渗入。该技术主要适用于裂缝发育严重的井段以及钻井过程中出现的窄(或负)安全密度窗口井段，裂缝端面被封堵材料在压差的作用下进入裂缝，填充封堵，填充后裂缝会闭合产生一个闭合应力。因此，在封堵部位起作用的材料，特别是刚性粒子必须能承受钻井液与地层压力的压差，否则会因破碎再次进入地层深部，导致裂缝的二次开启。颗粒的承压能力可根据钻井工程参数(破裂压力、钻井液比重、裂缝开度等)通过室内试验模拟进行优选，同时，软性粒子必须有一定的抗温能力。

2 室内试验评价

本文所用的承压封堵剂为中海油服油田化学事业部自主研发的一种水溶性承压封堵剂PF-STRH。该处理剂主要由刚性粒子、软性材料和可变形材料3种材料组成，其中刚性粒子可酸溶、抗压强度高、具有很好的粒径分布，进入地层后能提供一定的强度；软性材料通过缠绕和多点吸附作用增加摩擦阻力，在形成堵塞过程中以“手拉手”的形式相互拉扯，增加封堵强度；可变形材料主要起填充封堵作用，通过吸水膨胀进一步填充封堵层中的小孔隙，降低封堵环的渗透率，阻止液相进入，进一步提高封堵环的承压能力。

2.1 室内配方及评价方法

室内采用的体系为中海油服自主研发的深水HEM体系，其基本配方为：海水+0.2%Na2CO3+2%PF-FLOTROL(交联淀粉)+0.5%PF-UCAP(阳离子聚丙烯酰胺)+1%PF-FT-1(磺化沥青)+0.2%PF-XC(黄原胶)+3%PF-UHIB(聚胺抑制剂)+3%PF-HLUB(防泥包润滑剂)+9%NaCl+5%KCl。试验仪器示意如图1所示。

图1 CDL-Ⅱ型高温高压动态堵漏仪Fig.1 Dynamic plugging instrument for HTHP(CDL-Ⅱ)

2.2 承压能力评价

借助高温高压动态堵漏仪评价了深水HEM体系中加入承压封堵剂前后承压能力的变化情况，试验结果如图2所示。试验结果表明，基浆HEM体系在刚开始的30 min内承压能力不断升高，之后压力上下波动明显，当压力为6 MPa时出现明显跳跃的现象，同时滤失量明显增大(图3)。当在体系中加入3%承压封堵剂PF-STRH后，整个体系的承压能力明显增强，压力可稳定到达18 MPa，为发生明显的滤失量变化，说明承压封堵剂的加入使体系的承压能力明显提高，提高率达200%。

2.3 封堵能力评价

为说明承压封堵剂进入地层后能够明显降低地层的渗透率，室内将上述做完承压试验的钻井液换成清水，采用同样的试验条件评价形成的泥饼的封堵效果，仪器采集试验结果如图4所示。从图4可以看出，承压封堵剂在地层中形成了致密的封堵环，其承压能力高达13 MPa。这主要与承压封堵剂PF-STRH中的软性材料和可变形材料通过填充、封堵地层中的微小孔隙，大大增强了封堵层的致密性有关。

图2 HEM体系中加入承压封堵剂前后承压能力变化Fig.2 Pressure bearing capacity curves of HEM

图3 HEM体系中加入承压封堵剂前后滤失量的变化Fig.3 Filtration curves of HEM added PF-STRH before and after

图4 HEM+3%PF-STRH体系泥饼对清水封堵能力评价Fig.4 Plug capacity to water (HEM+3%PF-STRH)

3 现场应用

3.1 应用背景及设计方案

LS25-X井水深970 m，井底温度为156℃，完钻比重为1.94 SG，属于深水高温高压井。12.25″从3679 m开始钻进，开钻比重为1.47 SG；钻至4000 m时，逐步提高至1.55 SG；至4150 m钻遇薄砂体，逐步提高至1.63 SG左右；继续钻至4203 m，最大气测为值32%，现场逐步加重钻井液比重至1.71 SG，已经接近上部套管鞋处漏失比重1.75 SG，无法满足钻进要求。为了顺利钻遇设计井深，陆地专家决定采用水基钻井液承压封堵剂PF-STRH，扩大作业窗口。具体方案为：在30 m3井浆中加入10%PF-STRH，将其打至套管鞋处，静止憋压，逐步加重循环，现场低排量循环，溢流检查，直至稳定。

3.2 钻井液性能

现场测定了加入承压封堵剂PF-STRH前后钻井液性能的变化情况，见表1。由表1可以看出，PF-STRH不影响钻井液的性能，加入前后钻井液的流变性稳定。

表1 加入PF-STRH前后钻井液性能对比Table 1 Properties of drilling fluid added PF-STRH before and after

3.3 应用效果

本井12.25″井段加入承压封堵剂PF-STRH，现场测得套管鞋处漏失当量比重为1.79 SG，有效提高了地层的承压能力，成功解决了13-3/8″套管鞋处的地层承压能力，确保该井段钻至设计井深，避免了提前下套管作业的发生。

4 结论

(1)研制的承压封堵剂PF-STRH主要由刚性粒子、软性材料和可变形材料3种材料组成，能够显著地将HEM基浆的承压能力从6 MPa提高至18 MPa，提高率达200%。

(2)从LS25-X井的现场应用情况看，承压封堵剂对钻井液体系的性能没有影响。

(3)承压封堵技术有效解决了深水井现场钻探过程中因气侵引起提高钻井液密度高而无法实现继续作业的技术难题，避免了提前下套管的现象。

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ApplicationofWellboreStrengtheningTechnologyinDeepwaterWell—Taking Well LS25-X as an Example

Li Huaike1, Zhang Wei1, Guo Lei1, Xiang Xiong2, Zhang Ming2

(1.OilfieldChemicalsR&DInstitute,COSL,Langfang,Hebei065201,China; 2.ZhanjiangBase,OilfieldChemicals,COSL,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

In deep-water wells, the pore pressure and fracture pressure are closer because lower seawater hydrostatic pressure, which caused narrow window in operation and high lost circulation risk. In the paper, one wellbore strengthening agent PF-STRH for water-base muds has been tested in lab, which was composed with three kinds of materials-rigid particles, soft particles and deformable particles. The results showed that the material has stronger pressure-bearing ability and plugging capacity. Also the application in LS25-X well has been described, the technology effectively solved easy lost in 13-3/8″casing shoe caused by gas invasion in section 12-1/4″ and ensured continue operations, no casing in advance. The successful application provided operation experience for borehole stability in deep-water wells.

lost circulation; wellbore strengthening; deep water; wellbore stability; application

中海油田服务股份有限公司科技项目“HEM技术升级及应用研究”(编号：YHB14YF003)资助。

李怀科(1983—)，男，硕士，高级工程师，主要从事深水钻完井液技术研究和现场技术支持工作。邮箱：lihk6@cosl.com.cn.

TE19

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