ZBS区块低压漏层防漏堵漏技术研究

张海忠，唐习之

（中石油西部钻探国际工程公司，新疆 乌鲁木齐 830026）

1 背景调研

ZBS区块是TMG油田储油层埋深最浅，开发较晚的一个独立区块，该区块处于油田勘探边界。该区块整体压实效果差，极易发生井漏，ZBS区块漏失井段为350～900m，压力系数为0.75～0.96 之间，清水钻进也存在压差漏失。

该区块三开段压实效果差、裂缝孔洞发育、形态未知，地层压力低、极易发生井漏，且漏失量大、漏失速度快、堵漏难度大。气油比高，易出现漏转喷，井控风险高。目前对地层裂缝宽度、长度等掌握不清，堵漏浆体系配伍针对性不强；堵漏材料单一，堵漏效果差。

（1）裂缝的表层大颗粒封堵，无法形成承压隔墙，无法有效避免滤失，且表层大颗粒抗冲刷能力弱，复漏几率大。

（2）常规堵漏材料受地层裂缝类型、宽度，堵漏材料颗粒大小、施工压差等因素影响，堵漏材料的靶向选择困难，易造成堵漏材料在裂缝的内部支撑导致裂缝的反复耦合，出现反复漏失或反吐情况。

2 施工难点分析及对策制定

（1）难点分析：

①油田开发过程中地层压力衰减，承压能力弱；

②砂岩和砂砾岩、碳酸岩地层欠压实，孔隙度大，地层裂缝孔洞发育；

③上部地层压力高，施工钻井液密度高，导致下部地层裂缝扩张或延伸；漏层多、漏失速度快，基本都是失返性漏失，给堵漏带来极大的困难；

④砂岩和砾岩、碳酸岩地层孔隙度及裂缝宽度不清楚，部分井存在较大孔洞，导致堵漏材料靶向选择难度大；

⑤各种堵漏材料颗粒级配不合理，大颗粒堵漏材料易敷堵在裂缝表面，提前封门，钻井液冲刷后再次复漏，造成反复堵漏；

⑥堵漏材料种类少，技术手段有限，无法实施有效堵漏。

（2）对策制定：

①通过区块地质构造和实钻中漏失情况分析，调研多篇各种关于天然地层漏失规律论文，基于稳态条件下的扩散方程，推导了流体在裂缝中的漏失模型，建立了压差与裂缝宽度、总漏失量、钻井液粘度、井眼半径及漏失速率的关系。计算出ZBS区块地层无引力变化单个裂缝宽度的区间为0.201～0.363mm。

②通过试验研究证实，裂缝较小时层流的假设是正确的，并且高渗透性地层的漏失可以看作是裂缝网络漏失。根据漏失速率模型，漏失过程主要以开始漏失和未加堵漏剂抢钻全过程共计2h 为模型研究时间段，从而求得该地层漏失状态下地层常规裂缝宽度为1.308～2.804mm。

③堵漏过程中因动态正压差的存在，泥浆动态漏失引发井周引力变化，导致裂缝形态出现正压增大和耦合作用：漏失速率随着正压差和裂缝宽度的增大而增大，最终漏失量与正压差、裂缝高度及裂缝宽度平方呈正比，其中裂缝宽度对最终漏失量的影响最大。

④根据不同的漏失程度，结合计算出的裂缝宽度，选择各种粗、中、细复配堵漏配方和堵漏措施。

a当漏失速度小于5m3/h时，采取在原井浆中加入2%单封DF-1+3%随钻801 复配堵漏浆进行边钻边堵的方法，适当提高钻井液的粘度至70s，降低钻井液对井壁的冲刷，同时工程上也可在满足携砂前提下适量降低钻井液排量。

b 当钻井液漏失速度大于5m3/h，而小于10m3/h时，则需配堵漏浆进行静止堵漏，堵漏浆配方为：井浆+5%复合堵漏剂+2%单封DF-1+2%随钻801，加入适量PAC-HV提高堵漏浆粘度，配好后打入漏失层后起钻至套管脚静止堵漏6h，如果液面稳定则关井加回压，逐渐提高井口压力，力争达到1MPa。

c 当钻井液漏失量大于10m3/h 时或者失返，则需提高堵漏浆中粗颗粒浓度，堵漏浆配方为：井浆+12%复合堵漏剂+6%单封DF-1（锯末）+5%随钻801，加入适量PAC-HV提高堵漏浆粘度，配好后打入漏失层后起钻至套管脚，进行适当憋压堵漏，同时定期观察井口，如果环空液面下降较多，及时向环空中吊灌钻井液。待液面稳定后施加回压，逐步提高井口压力，力争达到1MPa。

3 现场应用情况

按照油田部署，在该区块首先进行了两口井的试钻探施工，并通过前期的调研，进行针对性防漏堵漏对策制定和现场标准施工。

表1和表2中两口井的现场施工效果良好，成功地做到了施工预堵漏和出现堵漏后的高效堵漏施工。通过漏失模型的建立和地层裂缝的计算，为该区块上部裂缝地层的施工提供了施工数据支撑。不同漏失情况下的针对性堵漏浆配方的优选，提高了堵漏成功率。

表1 ZBS-8井堵漏施工情况

表2 ZBS-9井施工情况

通过该区块以往井和施工井的统计数据对比可知（表3），该区块裂缝型地层施工的堵漏配套技术方案能够满足施工要求。相比以往井，施工井漏失泥浆和堵漏次数明显减少。

表3 现场应用效果分析

4 主要成果

（1）通过区块岩性特征分析，配套使用适应漏层钻井的工程、泥浆配套施工方案，实现了裂缝性油藏有效防漏和高效完成堵漏的目标。

（2）根据现场实践统计，两口井仅发生一次漏失，并且一次堵漏成功。

（3）高效防漏堵漏的措施有效地做到了储层保护，高效完成区块首次取芯任务。

（4）口井同比区块以往井，钻井周期节约0.49d/井。

（5）口井平均机械钻速同比以往井，提速3.4%。

（6）口井泥浆漏失量同比以往井，堵漏次数减少4.97次/井，节约泥浆185.27m3/井。