南海西部高溫高壓井堵漏技術(shù)

羅鳴 韓成 陳浩東 林四元 楊玉豪

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海西部高溫高壓井堵漏技術(shù)

羅鳴 韓成 陳浩東 林四元 楊玉豪

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海西部鶯歌海盆地高溫高壓井儲(chǔ)層段黃流組溫度達(dá)到200 ℃，地層壓力系數(shù)達(dá)到2.27，鉆井過程中頻繁出現(xiàn)井漏，其中高溫高壓井堵漏作業(yè)還存在著抗高溫堵漏材料少、高溫高壓井控風(fēng)險(xiǎn)高、高密度堵漏漿流變性難以調(diào)控、堵漏作業(yè)經(jīng)驗(yàn)少等諸多問題。在分析高溫高壓井前期堵漏經(jīng)驗(yàn)及漏失原因的基礎(chǔ)上，利用高溫高壓動(dòng)態(tài)堵漏儀優(yōu)選抗高溫高壓堵漏材料及堵漏配方，承壓能力達(dá)到20 MPa。現(xiàn)場(chǎng)結(jié)合隨鉆堵漏以及承壓堵漏，并使用抗高溫彈性堵漏劑FLEX配合剛性堵漏劑BLN及承壓堵漏劑STRH，成功實(shí)施高溫高壓井堵漏作業(yè)。

南海；高溫高壓；堵漏；流變性；井控

隨著海上高溫高壓井勘探開發(fā)的深入，井底溫度和壓力高、壓力窗口窄等問題使作業(yè)難度越來越大。國內(nèi)外學(xué)者對(duì)堵漏有較多研究，但目前為止沒有有效地解決高溫高壓井的漏失問題［1］。南海西部鶯歌海盆地底辟且熱流體活動(dòng)強(qiáng)烈，屬于新生代高溫高壓盆地。X-2井位于鶯歌海盆地斜坡近凹帶樂東10-1構(gòu)造，為典型的海上高溫高壓井。X-2井在目的層實(shí)鉆過程中，頻繁出現(xiàn)井漏，參考前期高溫高壓井X-1井堵漏作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，室內(nèi)優(yōu)選抗高溫堵漏材料，利用高溫高壓動(dòng)態(tài)堵漏儀優(yōu)選堵漏配方，現(xiàn)場(chǎng)針對(duì)具體漏失情況，結(jié)合隨鉆堵漏以及承壓堵漏，成功實(shí)施了堵漏作業(yè)，為海上其他類似高溫高壓井堵漏作業(yè)提供借鑒。

1 前期堵漏實(shí)踐

Previous lost circulation practice

前期高溫高壓探井X-1井在目的層?212.7 mm井眼鉆進(jìn)至4 085.67 m發(fā)生井漏，鉆井液密度2.19 g/cm3，上層套管?244.5 mm管鞋深度3 726.45 m，管鞋承壓當(dāng)量2.22 g/cm3?？紤]到壓力窗口窄，盡量控制鉆井液流變性，采用粉末狀堵漏材料，經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)堵漏漿配方：井漿+ 8% QWY（碳酸鈣）+ 5%剛性堵漏劑BLN1 + 3% 剛性堵漏劑BLN2，取得較好的應(yīng)用效果，關(guān)防噴器擠堵，最大擠至當(dāng)量2.33 g/cm3，擠堵完后排量提至950 L/min，泵壓最高達(dá)到6.21 MPa且沒有漏失。

根據(jù)X-1井鉆井實(shí)踐，研究得出由于窄壓力窗口導(dǎo)致鉆井期間產(chǎn)生誘導(dǎo)縫是井漏的主因［2-3］。X-1井只探明黃流組Ⅰ、Ⅱ兩個(gè)氣組，為擴(kuò)大儲(chǔ)量規(guī)模，設(shè)計(jì)了評(píng)價(jià)井X-2井，完鉆井深為4 463 m，目的層為黃流組，預(yù)測(cè)目的層溫度為188～202 ℃，地層壓力系數(shù)為2.12～2.23。

2 高密度鉆井液堵漏室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

Laboratory experiment on the lost circulation control of high-density drilling fluid

2.1 高溫堵漏材料優(yōu)選

Optimization of high-temperature lost circulation materials

前期堵漏作業(yè)中堵漏材料選擇具有一定的盲目性、堵漏配方也帶有一定的經(jīng)驗(yàn)性。X-2井溫度高達(dá)200 ℃，要求堵漏材料具有良好的抗溫性能［4］。常規(guī)堵漏材料在高溫下容易炭化失效。室內(nèi)對(duì)堵漏材料進(jìn)行高溫老化實(shí)驗(yàn)，經(jīng)過180 ℃、200 ℃老化后，堵漏材料形狀保持較好，利用激光粒度測(cè)試儀測(cè)試其熱滾前后的粒度分布，結(jié)果見表1。

由表1可知，彈性堵漏劑FLEX及綜合堵漏劑VANGUARD經(jīng)過熱滾后，堵漏劑的D10、D50、D90基本保持穩(wěn)定，沒有出現(xiàn)高溫炭化現(xiàn)象，抗溫性能較好。

2.2 高密度堵漏漿流變性優(yōu)化

Rheological property optimization of highdensity lost circulation fluid

現(xiàn)場(chǎng)高溫高壓堵漏漿密度達(dá)到2.3 g/cm3。高溫高壓井堵漏過程，如果ECD稍微偏高便發(fā)生井漏，偏低又容易發(fā)生井噴，高密度堵漏鉆井液的流變性穩(wěn)定對(duì)高溫高壓井堵漏尤為重要。將優(yōu)選的抗高溫堵漏材料加入到現(xiàn)場(chǎng)使用的鉆井液體系中，利用重晶石加重堵漏漿密度至2.3 g/cm3，經(jīng)過180℃、16 h老化后，測(cè)試堵漏漿的流變性及濾失性（井漿配方：1.0%般土+0.6%NaOH+0.5%降濾失劑DRISTEMP+3%磺化酚醛樹脂SMP+4%磺化褐煤SPNH + 3.0%磺化瀝青SOLTEX+2.0%防塌劑LSF+3.0%碳酸鈣QWY）結(jié)果見表2。由表2可知，優(yōu)化前后的堵漏鉆井液黏度變化不大，優(yōu)化后的堵漏鉆井液API濾失量顯著降低。

表1 彈性堵漏劑FLEX及綜合堵漏劑VANGUARD熱滾前后的粒度分布Table 1 Grain size distribution of elastic lost circulation additive FLEX and composite lost circulation additive VANGUARD before and after heat aging

表2 高密度堵漏鉆井液的流變性Table 2 Rheological property of high-density lost circulation drilling fluid

2.3 模擬裂縫堵漏效果

Simulation results of fracture sealing

高溫高壓井漏失主要是由于鉆井期間產(chǎn)生誘導(dǎo)縫，由于井底壓力高，高壓誘導(dǎo)裂縫寬度一般大于1 mm。利用CDL-Ⅱ型高溫高壓動(dòng)態(tài)堵漏儀，使用不同尺寸裂隙的鋼板可以模擬井下不同尺寸的裂縫（1 mm、3 mm），評(píng)價(jià)前面優(yōu)選的堵漏鉆井液對(duì)中裂縫（1 mm）、大裂縫（3 mm）堵漏效果［5］。室內(nèi)對(duì)CDL-Ⅱ型高溫高壓動(dòng)態(tài)堵漏儀實(shí)驗(yàn)用的裂縫進(jìn)行了改進(jìn)，傳統(tǒng)評(píng)價(jià)方法采用平行縫方式，即縫寬均為1 mm、3 mm，無法真實(shí)模擬地層裂縫形態(tài)。本次實(shí)驗(yàn)通過將平行縫寬改進(jìn)為梯形縫板，從而可以真實(shí)模擬地層裂縫形態(tài)。梯形縫的特征為：1 mm梯形縫形態(tài)為進(jìn)口為3 mm、出口縫寬1 mm，3 mm梯形縫形態(tài)為進(jìn)口5 mm、出口3 mm。

前面優(yōu)選的堵漏鉆井液配方1、配方2對(duì)1 mm裂縫堵漏實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示，前面優(yōu)選的堵漏鉆井液配方3、配方4對(duì)3 mm裂縫堵漏效果評(píng)價(jià)如圖2所示。由圖1可知，配方1和配方2對(duì)1 mm裂縫封堵效果較好，配方1承壓可達(dá)18 MPa，配方2承壓可達(dá)20 MPa。由圖2可知，配方3和配方4對(duì)3 mm裂縫封堵效果較好，配方3承壓可達(dá)15 MPa，配方4承壓可達(dá)18 MPa。

圖1 1 mm裂縫堵漏效果評(píng)價(jià)Fig.1 Evaluation on 1 mm fracture sealing

圖2 3 mm裂縫堵漏效果評(píng)價(jià)Fig.2 Evaluation on 3 mm fracture sealing

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，配方2承壓高于配方1，配方4承壓高于配方3。分析原因認(rèn)為，抗高溫彈性堵漏材料FLEX在高溫高壓條件下容易變形擠入裂縫，在配合粉末狀承壓增強(qiáng)劑STRH以及剛性堵漏材料BLN，進(jìn)一步增強(qiáng)封堵帶的封堵性能［6-7］。

3 堵漏難題及對(duì)策

Lost circulation control difficulties and

countermeasures

3.1 提高地層承壓能力

現(xiàn)場(chǎng)?244.5 mm套管下深為3 948.23 m，隨后進(jìn)行地層承壓試驗(yàn)，鉆井液密度達(dá)到2.00 g/cm3，地面最高泵壓9.03 MPa時(shí)地層發(fā)生破裂，折算鉆井液當(dāng)量密度為2.23 g/cm3。這是由于?244.5 mm套管管鞋附近存在2個(gè)薄泥質(zhì)粉砂巖外，3 900～3 935 m還有一段厚泥質(zhì)粉砂巖，導(dǎo)致承壓能力不夠。為了準(zhǔn)確確認(rèn)壓力窗口，進(jìn)行VSP電測(cè)以確定下部砂體壓力系數(shù)。根據(jù)電測(cè)結(jié)果預(yù)測(cè)?212.73 mm井段地層壓力系數(shù)為2.21 g/cm3，地層破裂壓力與地層壓力系數(shù)十分接近，基本沒有窗口，未達(dá)到下部井段作業(yè)要求?，F(xiàn)場(chǎng)決定起鉆進(jìn)行擠水泥作業(yè)，總共擠入4.5 m3水泥漿，循環(huán)均勻后進(jìn)行地層承壓試驗(yàn)，承壓試驗(yàn)用的鉆井液密度為2.05 g/cm3，最高地面泵壓11.63 MPa，此時(shí)?244.5 mm套管管鞋承壓當(dāng)量計(jì)算式為

式中，ρshoe為套管鞋的承壓當(dāng)量密度，g/cm3；ρmud為承壓試驗(yàn)時(shí)鉆井液密度，g/cm3；ppump為承壓試驗(yàn)時(shí)地面泵壓，MPa；H為承壓試驗(yàn)時(shí)井眼垂深，m。由于承壓試驗(yàn)地層未破裂，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)代入經(jīng)過計(jì)算?244.5 mm管鞋承壓當(dāng)量至少提高至2.35 g/cm3。

3.2 隨鉆堵漏

Lost circulation control while drilling

X-2井?212.73 mm儲(chǔ)層段鉆進(jìn)過程中，由于鉆具組合帶有隨鉆工具LWD，允許通過的固相顆粒最大粒徑不能超過3 mm，采用的堵漏材料顆粒大小不能采用超過3 mm的。因此加入細(xì)顆粒隨鉆堵漏材料QWY（碳酸鈣）和STRH（承壓增強(qiáng)劑），堵漏鉆井液密度維持在2.10～2.15 g/cm3，同時(shí)保持流變性穩(wěn)定，隨鉆堵漏在一定程度上預(yù)防井漏的發(fā)生［8］。

3.3 承壓堵漏

Lost circulation control under pressure

護(hù)理結(jié)束后，觀察組患者的護(hù)理總有效率為臨96.43%，而對(duì)照組護(hù)理總有效率為64.29%，差異有統(tǒng)計(jì)學(xué)意義（x2=4.141，P＜0.05），組間差異明顯，差異有統(tǒng)計(jì)學(xué)意義。見表1。

X-2井實(shí)際鉆進(jìn)至4 103 m時(shí)機(jī)械鉆速突然變快，泵壓下降，泥漿池增長，發(fā)生溢流，此時(shí)鉆井液密度達(dá)到2.15 g/cm3，期間ECD保持2.25～2.26。X-2井通過擠水泥作業(yè)，上層?244.5 mm套管管鞋承壓當(dāng)量至少提高至2.35 g/cm3。關(guān)防噴器節(jié)流循環(huán)壓井時(shí)發(fā)生井漏，期間ECD保持在2.27～2.28之間，由此可以推測(cè)地層壓力系數(shù)為2.27，高于預(yù)測(cè)值，可見壓力窗口非常窄，通過計(jì)算漏失速度為15 m3/ h，排量由1 050 L/min逐漸降低至300 L/min，漏失速度降低為4 m3/h，同時(shí)氣測(cè)值在30%～60%波動(dòng)。現(xiàn)場(chǎng)首先采用堵漏配方：井漿+8% 綜合堵漏劑VANGUARD，采用擠堵的方式，擠堵完后排量700 L/min，漏速3.5 m3/h。增加綜合堵漏劑VANGUARD加量，現(xiàn)場(chǎng)重新進(jìn)行堵漏，擠堵完后開小排量仍然有漏失，堵漏效果仍然較差。

現(xiàn)場(chǎng)利用池底的堵漏材料再次配制堵漏泥漿，降低綜合堵漏劑VANGUARD濃度，使用彈性堵漏材料FLEX，配合使用剛性堵漏材料BLN與粉末狀承壓增強(qiáng)劑STRH，可以提高堵漏鉆井液密度至2.18 g/cm3。堵漏漿配方：井漿+5%堵漏材料FLEX+3%粉末狀承壓增強(qiáng)劑STRH+5%剛性堵漏材料BLN。累計(jì)泵入8 m3并頂替至墊滿裸眼后關(guān)防噴器擠堵，最高擠入壓力4.46 MPa，折算井底當(dāng)量2.29 g/cm3。對(duì)堵漏漿進(jìn)行取樣測(cè)試流變性，測(cè)試結(jié)果見表3，可以看出堵漏漿的流變性基本保持穩(wěn)定。

表3 現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試堵漏漿與井漿性能Table 3 Performances of plugging slurry and well slurry on site

擠堵完成后提高排量至1 100 L/min，泵壓8.62 MPa，活動(dòng)池液面穩(wěn)定，堵漏成功。后續(xù)的堵漏作業(yè)中仍采用FLEX代替VANGUARD，配合剛性堵漏材料BLN與粉末狀承壓增強(qiáng)劑STRH，效果明顯，成功率100%?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用進(jìn)一步說明了彈性堵漏材料FLEX在高溫高壓條件下，容易變形擠入裂縫，堵漏效果相對(duì)于綜合堵漏劑VANGUARD效果更加明顯。

4 結(jié)論

Conclusions

（1）針對(duì)承壓能力低的地層，可以通過擠注水泥漿，提高地層承壓系數(shù)約為0.12，盡量增大作業(yè)壓力窗口。隨鉆堵漏與承壓堵漏是高溫高壓井堵漏主要方式，高溫高壓井鉆進(jìn)期間重視隨鉆堵漏，同時(shí)隨著做好承壓堵漏的準(zhǔn)備。

（2）高溫高壓井堵漏作業(yè)必須要保證堵漏材料的抗高溫能力。彈性堵漏材料FLEX在高溫高壓條件下容易變形擠入裂縫，配合使用大顆粒的剛性堵漏材料以及粉末狀的承壓增強(qiáng)劑，增強(qiáng)封堵帶的強(qiáng)度，堵漏效果相對(duì)于綜合堵漏劑VANGUARD更明顯。

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（修改稿收到日期 2016-09-19）

〔編輯 李春燕〕

Plugging technology for HTHP wells in Western South China Sea

LUO Ming,HAN Cheng,CHEN Haodong,LIN Siyuan,YANG Yuhao
CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

In the Yinggehai Basin,western South China Sea,the temperature of Huangliu Fm reservoirs in HTHP (high temperature and high pressure) wells is up to 200 ℃ and the reservoir pressure coefficient is 2.27.And circulation loss occurs frequently in the process of well drilling.The lost circulation operation on HTHP wells are faced with multiple difficulties,e.g.fewer high-temperature lost circulation materials,high risk of HTHP well control,high-difficulty control on rheological property of high-density lost circulation fluid and less experience.The reasons for circulation loss of HTHP wells and the previous control experience were analyzed.Then,the HTHP dynamic lost circulation device was used to optimize HTHP lost circulation materials and formulas to reach the pressure resistance of 20 MPa.By virtue of the lost circulation control while drilling and the lost circulation control under pressure,lost circulation operation was successfully completed in the actual HTHP wells by using high-temperature elastic lost circulation additive FLEX,combined with rigid lost circulation additive BLN and pressure-bearing lost circulation additive STRH.

South China Sea;high temperature and high pressure;lost circulation control;rheological property;well control

羅鳴，韓成，陳浩東，林四元，楊玉豪.南海西部高溫高壓井堵漏技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：801-804.

TE525

B

1000-7393（ 2016 ） 06-0801-04

10.13639/j.odpt.2016.06.017

:LUO Ming,HAN Cheng,CHEN Haodong,LIN Siyuan,YANG Yuhao.Plugging technology for HTHP wells in Western South China Sea［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):801-804.

羅鳴（1979-），高級(jí)工程師，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣井工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事高溫高壓鉆井工藝研究應(yīng)用與管理工作。通訊地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)信箱。電話：0759-3910956。E-mail:luoming1@cnooc.com.cn