D 氣田衰竭疏松石英砂巖淺氣層漏失機(jī)理及防漏技術(shù)

向雄，陳緣博，張立權(quán)，肖偉偉，楊洪烈，劉喜亮

（1.中海油服油田化學(xué)事業(yè)部，廣東湛江 524057；2.北京石大胡楊石油科技發(fā)展有限公司，北京 102200）

0 引言

隨著油氣田開(kāi)發(fā)程度越來(lái)越高，儲(chǔ)層壓力衰竭現(xiàn)象越來(lái)越嚴(yán)重，如我國(guó)南海北部海域、川渝地區(qū)部分淺層油氣藏壓力系數(shù)已經(jīng)降至0.5 以下。衰竭低壓油氣層鉆井施工時(shí)，井壁內(nèi)外易形成高壓差，井漏及壓差卡鉆等風(fēng)險(xiǎn)明顯提升，危及鉆井施工安全，對(duì)于高滲儲(chǔ)層更是如此；與此同時(shí)，孔隙壓力降低會(huì)引起巖石特性參數(shù)及地應(yīng)力變化，導(dǎo)致漏失壓力、破裂壓力下降，從而加劇井漏等風(fēng)險(xiǎn)[1-7]。此外，高壓差下鉆井液濾失以及漏失鉆井液易對(duì)低壓氣層造成較大損害，提高鉆井液封堵性，強(qiáng)化“以防為先、防漏結(jié)合、氣層保護(hù)”對(duì)于衰竭低壓氣層至關(guān)重要。

近年來(lái)，國(guó)內(nèi)外有關(guān)防漏堵漏技術(shù)研究的重點(diǎn)在于新型防漏堵漏材料的研制，以及防漏堵漏鉆井液開(kāi)發(fā)[8-13]，對(duì)于機(jī)理研究重視不夠，現(xiàn)場(chǎng)堵漏作業(yè)多停留在逐法嘗試階段，導(dǎo)致盡管新型高效防漏堵漏材料不斷涌現(xiàn)，但是堵漏作業(yè)一次成功率總體仍不算高。綜合理論和實(shí)鉆資料分析以及模擬計(jì)算等多種手段，開(kāi)展了漏失力學(xué)機(jī)理分析、衰竭油氣藏現(xiàn)今四壓力剖面分析等工作，結(jié)合大位移水平井?dāng)y巖分析，形成了衰竭（低壓）油氣藏井漏診斷及防控配套技術(shù)，解決了南海北部D 衰竭疏松砂巖淺氣藏大位移水平井井漏難題，相關(guān)成果對(duì)于類似低壓衰竭疏松砂巖淺氣層防漏工作具有指導(dǎo)意義。

1 基本原理

1.1 漏失力學(xué)機(jī)理分析

基于力學(xué)機(jī)理分析，漏失可分為壓裂漏失、滲透性漏失、裂縫和溶洞性漏失3 類。

壓裂漏失是由于井筒動(dòng)壓力高于地層破裂壓力、導(dǎo)致地層壓裂所致，此種漏失在徑向上一般不會(huì)漏失很深，但在縱向上卻可能造成穿層達(dá)幾十米裂縫。滲透性漏失多為低壓、高滲地層漏失，其漏失壓力等于孔隙壓力與漏失通道沿程摩阻之和，地層滲透率越高、沿程摩阻越小，井筒內(nèi)外壓差越大，漏失越為嚴(yán)重，一般而言，此種漏失縱向范圍一般不大，局限于滲透層厚度，但在徑向卻可能延伸較遠(yuǎn)。裂縫和溶洞性漏失基本原理與滲透性漏失相似，只是漏失通道多為原生裂縫、溶洞，沿程摩阻很低，漏失壓力基本稍高于孔隙壓力，漏失范圍與裂縫和溶洞規(guī)模有關(guān)。

1.2 衰竭氣藏現(xiàn)今四壓力剖面研究

基于巖石力學(xué)基本原理，隨著孔隙壓力減小，儲(chǔ)層段有發(fā)生體積收縮的趨勢(shì)，但側(cè)向變形受非滲透圍巖限制，體積收縮趨勢(shì)轉(zhuǎn)化為應(yīng)力減小，表現(xiàn)為水平應(yīng)力隨孔隙壓力衰減而降低，進(jìn)而導(dǎo)致坍塌壓力、漏失壓力、破裂壓力不同程度地下降，滲透性漏失以及壓裂漏失等漏失風(fēng)險(xiǎn)明顯提升。

以南海北部D氣田為例，該氣田為常壓氣藏（原始?jí)毫ο禂?shù)為1.03～1.14），但隨著開(kāi)采程度提高，目前儲(chǔ)層段壓力系數(shù)普遍在0.4～0.7 之間。坍塌壓力、漏失壓力和破裂壓力隨孔隙壓力衰竭而減小，以已完井大位移水平井A9H3 井（水平段3130 m往下）為例，其四壓力典型特征如圖1 所示?？梢钥闯觯踩@井液密度窗口也隨著氣藏衰竭程度而動(dòng)態(tài)變化，鉆井液密度優(yōu)化設(shè)計(jì)需充分考慮，特別是應(yīng)做好氣藏衰竭后的安全鉆井液密度窗口設(shè)計(jì)，從源頭上做好低壓油氣層的防塌、防漏、油氣層保護(hù)工作。

圖1 D 氣田A9H3 井三壓力隨孔隙壓力衰竭規(guī)律

2 衰竭（低壓）油氣層大位移水平井井漏診斷及處理技術(shù)思路

如前所述，衰竭（低壓）油氣藏儲(chǔ)層保護(hù)較常規(guī)油氣藏要求相對(duì)更高，但由于施工壓差大、漏失多發(fā)，壓裂漏失、滲透性漏失、裂縫和溶洞性漏失均有可能發(fā)生。但現(xiàn)場(chǎng)對(duì)漏失機(jī)理及性質(zhì)分析不夠，防漏堵漏針對(duì)性仍存在一些問(wèn)題。

筆者根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，提出了一套結(jié)合理論研究、模擬分析的衰竭（低壓）油氣藏井漏診斷及處理技術(shù)思路，以衰竭（低壓）油氣藏動(dòng)態(tài)四壓力剖面、考慮巖屑床影響的大位移水平井水力學(xué)分析為基礎(chǔ)，分析漏失機(jī)理，判斷漏失性質(zhì)，并針對(duì)溶洞、裂縫不發(fā)育的衰竭（低壓）油氣藏，給出常見(jiàn)滲透性漏失、壓裂性漏失的技術(shù)對(duì)策，該技術(shù)思路圖示見(jiàn)圖2。

圖2 衰竭油氣藏大位移水平井井漏診斷及處理技術(shù)思路

3 衰竭氣藏井漏診斷及技術(shù)對(duì)策實(shí)例分析

3.1 D氣田氣層特征及井漏問(wèn)題

D 氣田位于南海北部，目前在生產(chǎn)鶯二段埋深1300～1400 m，屬于中高孔（平均為24%）、中高滲氣藏。各組氣層巖石類型以石英砂巖為主，主要巖性為極細(xì)砂巖和粉砂巖，巖石的成分成熟度較高，砂巖分選中等～好。巖石礦物組分以石英為主，其次是菱鐵礦，泥質(zhì)含量較低。氣層黏土礦物伊利石占31%，伊蒙無(wú)序混層、綠泥石、高嶺石均存在，所占比例相接近。氣層物性具有中高孔、高中低滲的特點(diǎn)，不均質(zhì)性強(qiáng)。儲(chǔ)層段巖心孔隙度分布范圍為15%～34%，平均為24%，巖心滲透率分布范圍為0.3～640 mD，平均為33 mD?？缀斫Y(jié)構(gòu)圖像分析資料表明：孔喉配位數(shù)一般為1.04～4.06，平均為2.69；連通系數(shù)一般為1.80～7.11，平均為4.39，表明孔隙連通性較好，裂縫不發(fā)育。壓汞毛管壓力曲線表現(xiàn)為排驅(qū)壓力中偏高，平臺(tái)段較短；孔喉半徑分布較分散，從0.07～37.5 μm，峰值低，一般為20%左右。

壓力系統(tǒng)：鶯歌海組二段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ氣組原始地層壓力系數(shù)為1.03～1.14。地溫梯度偏高，為4.6℃/100 m，氣層溫度為77～90 ℃。

該氣田目前已投產(chǎn)17 年，地層壓力系數(shù)由初始的1.03～1.14 降為0.7～0.4。產(chǎn)量較投產(chǎn)初期下落明顯，大位移調(diào)整井成為該氣田穩(wěn)產(chǎn)的重要手段，按照規(guī)劃分2 個(gè)階段實(shí)施。第一階段共實(shí)施4 口大位移水平井，水平段采用密度為1.08～1.12 g/cm3破膠解堵弱凝膠鉆井液（PRD），但4 口井均發(fā)生井漏，見(jiàn)表1，鉆井過(guò)程所使用鉆井液性能與最高ECD見(jiàn)表2。

表2 D 氣田鶯二段第一階段大位移水平井鉆井液性能

由于現(xiàn)場(chǎng)對(duì)漏失性質(zhì)認(rèn)識(shí)不足，針對(duì)性防漏措施缺乏，采用的泵堵漏漿、水泥漿堵漏方法針對(duì)性不足，防漏堵漏總體效率較低，并且水泥漿堵漏等方法也不利于儲(chǔ)層保護(hù)，導(dǎo)致投產(chǎn)后表皮系數(shù)普遍高達(dá)32～185，嚴(yán)重制約著該氣田開(kāi)發(fā)調(diào)整效果。為此，采用該研究提出的衰竭油氣藏大位移水平井井漏診斷及處理技術(shù)思路，選取典型井AH9-3 井進(jìn)行解剖分析，研究形成針對(duì)性技術(shù)對(duì)策，指導(dǎo)后續(xù)鉆井施工。

3.2 第一階段典型井AH9-3井漏失性質(zhì)剖析

基于測(cè)壓、測(cè)試資料分析，AH9-3 井目前壓力系數(shù)約為0.5，該井三開(kāi)大位移水平段采用φ215.9 mm鉆頭從井深3130 m鉆至3815 m，發(fā)生井漏3次，漏速15～85 m3/h，漏速較大，且對(duì)壓力甚為敏感。利用測(cè)井資料及實(shí)鉆資料，分析得到儲(chǔ)層段現(xiàn)今鶯二段氣層三壓力剖面（壓力衰竭后）如圖3 所示。

圖3 AH9-3 井現(xiàn)今鶯二段氣層三壓力剖面（壓力衰竭后）

第1 次井漏發(fā)生于井深3200 m 處，排量1900 L/min，基于大位移水平井水力學(xué)模型分析此時(shí)井底壓力當(dāng)量密度ECD為1.41 g/cm3，對(duì)應(yīng)井底壓力與孔隙壓力差達(dá)到28 MPa（當(dāng)量密度為0.9 g/cm3），現(xiàn)場(chǎng)降排量處理井漏，漏速明顯減小；當(dāng)排量降至500 L/min 時(shí)，止漏并達(dá)到臨界平衡，分析該排量對(duì)應(yīng)ECD為1.38 g/cm3，即為該井深漏失壓力。結(jié)合現(xiàn)今三壓力剖面（圖3）來(lái)看，該井深地層破裂壓力當(dāng)量密度不低于1.60 g/cm3，漏失非地層壓漏所致，由此判斷漏失性質(zhì)為中高滲砂巖滲透性漏失，且由于施工壓差大、鉆井液封堵性不足，漏速較高。

第2 次井漏發(fā)生于井深3265 m 處，采用排量1813 L/min 鉆進(jìn)時(shí)未發(fā)生漏失，基于大位移水平井水力學(xué)模型分析得到此時(shí)ECD為1.42 g/cm3，但由于井眼清潔不佳等原因發(fā)生憋泵，泵壓上漲了0.7 MPa、引發(fā)井漏，分析憋泵后ECD增至1.44 g/cm3。結(jié)合現(xiàn)今三壓力剖面分析（圖3），未達(dá)到地層破裂壓力，判斷漏失仍為中高滲砂巖滲透性漏失，只是此次漏失因憋泵附加壓力導(dǎo)致壓差增加、克服漏失通道摩阻所致。

第3 次井漏發(fā)生于井深3815 m 處，所用排量1850 L/min，計(jì)算此時(shí)ECD接近1.49 g/cm3，結(jié)合現(xiàn)今三壓力剖面綜合分析（圖3），未達(dá)到地層破裂壓力，綜合認(rèn)定漏失性質(zhì)為滲透性漏失。

3.3 衰竭氣藏大位移水平井井漏處理技術(shù)

3.3.1 衰竭油氣藏大位移井井漏處理技術(shù)

基于上述分析，D 氣田井漏主要因氣層壓力衰竭、鉆井過(guò)程中，壓差較高，ECD高達(dá)1.47～1.53 g/cm3，引發(fā)的滲透性漏失，漏速較大且對(duì)壓差敏感，漏失及鉆井液濾失對(duì)低壓儲(chǔ)層污染較大，堵漏劑的使用易對(duì)完井篩管造成堵塞、進(jìn)而影響投產(chǎn)產(chǎn)量。為此，D 氣田井漏處理應(yīng)堅(jiān)持“以防為先、防漏結(jié)合”基本原則，針對(duì)滲透性漏失及其對(duì)壓差甚為敏感的特點(diǎn)，從多途徑降低鉆井過(guò)程中ECD、全方面改善鉆井液性能入手，兼顧大位移水平井安全鉆井需要以及儲(chǔ)層保護(hù)，摸索形成了D 氣田衰竭油氣藏大位移水平井井漏防控配套技術(shù)，關(guān)鍵技術(shù)包括以下幾點(diǎn)。

1）衰竭油氣藏大位移水平井現(xiàn)今四壓力剖面及安全密度窗口分析技術(shù)?；谒⒌乃ソ哂蜌獠卮笪灰扑骄F(xiàn)今四壓力剖面（儲(chǔ)層衰竭后）分析模型，形成安全鉆井液密度窗口分析技術(shù)，結(jié)合儲(chǔ)層壓力衰竭動(dòng)態(tài)指導(dǎo)鉆井液密度設(shè)計(jì)，從源頭上保障儲(chǔ)層不被壓漏、井壁不會(huì)垮塌。

2）考慮巖屑床影響的大位移水平井水力學(xué)及井眼清潔分析技術(shù)。針對(duì)D 氣田直井未發(fā)生井漏、而第1 階段4 口大位移水平井均發(fā)生井漏的情況，分析大位移水平井與直井水力學(xué)特征差異，在此基礎(chǔ)上，充分考慮巖屑床的影響，形成大位移水平井水力學(xué)計(jì)算及井眼清潔程度分析技術(shù)，為鉆井液密度、流變性能、排量、優(yōu)化、降低循環(huán)壓耗進(jìn)而降低ECD提供依據(jù)。

3）研發(fā)形成返排解堵無(wú)固相弱凝膠鉆井液（EZFLOW-Ⅱ）。D 氣田第一階段所使用的PRD 弱凝膠鉆井液對(duì)低壓儲(chǔ)層適應(yīng)性不好，儲(chǔ)層保護(hù)能力不足等缺陷，而有固相弱凝膠鉆井液EZFLOW 鉆井液雖可實(shí)現(xiàn)返排解堵，但由于使用氯化鉀、氯化鈉、細(xì)目碳酸鈣等處理劑，所配制的鉆井液密度不低于1.08 g/cm3，鉆井液黏度、切力、低剪切速率黏度較高，不能滿足衰竭氣層大位移水平井防漏需要。由此，在EZFLOW 鉆井液基礎(chǔ)上，研發(fā)出返排解堵無(wú)固相弱凝膠鉆井液（EZFLOW-Ⅱ），配方如下。

淡水+0.3%燒堿+2%PF-EZFLO+0.3%PF-EZVIS+5%PF-JLX+3%PF-LUBE+1%PF-UHIB

該鉆井液可將鉆井液密度降低至1.03 g/cm3，采用淡水配漿，用聚胺取代氯化鉀作為抑制劑，不使用固相封堵劑，充分發(fā)揮弱凝膠鉆井液的封堵作用；兼顧大位移水平井?dāng)y巖需要，優(yōu)選使用了新型生物聚合類增黏劑（PF-EZVIS）與改性淀粉類降濾失劑（PF-EZFLO）以及潤(rùn)滑劑，優(yōu)化了鉆井液流變性，降低了循環(huán)壓耗、ECD等，提高了鉆井液潤(rùn)滑性，可降低衰竭低壓油氣層鉆進(jìn)時(shí)壓差卡鉆風(fēng)險(xiǎn)。該鉆井液具有低的返排壓力，返排解堵滲透率恢復(fù)值高達(dá)90%以上。

4）鉆井工程措施。鉆進(jìn)水平段時(shí)，為了防止井漏，鉆井工程需控制機(jī)械鉆速；加強(qiáng)固控；堅(jiān)持倒劃短程起下鉆與起鉆，清除巖屑床；隨鉆監(jiān)測(cè)ECD,及時(shí)調(diào)整排量等措施。

3.3.2 第二階段大位移水平井水平段防漏與保護(hù)氣層措施

此階段大位移水平井井身結(jié)構(gòu)：φ444.5 mm鉆頭開(kāi)鉆，該井段為造斜段，φ339.7 mm 套管下至鶯一段。采用φ311.2 mm 鉆頭二開(kāi)，該井段為穩(wěn)斜段，鉆至鶯歌海組二段頂部，下入φ244.5 mm 套管至窗口。采用φ215.9 mm 鉆頭，使用EZFLOW-Ⅱ鉆水平段（氣層），篩管完井。第二階段所鉆8 口大位移水平井井深4000～4700 m，水平段水平位移3200～4500 m，孔隙壓力系數(shù)降至0.35～0.71。各構(gòu)造、各層組有所差別。

1）控制ECD。以A3H2 井為例，采用建立的模型，計(jì)算鉆進(jìn)水平段時(shí)不同孔隙壓力下的坍塌壓力、漏失壓力與破裂壓力。該井井身結(jié)構(gòu)見(jiàn)表3，水平段為3896～4456 m，垂深為1370.96～1391.14 m，井斜為85.32°～92°，方位為174.79°～169.09°。A3H1井三壓力系數(shù)計(jì)算結(jié)果見(jiàn)圖4 與表4。

表3 A3H1 井井身結(jié)構(gòu)

圖4 A3H1 井孔隙壓力對(duì)坍塌壓力、漏失壓力、破裂壓力的影響縱向變化

表4 A3H1 井孔隙壓力對(duì)坍塌壓力、漏失壓力、破裂壓力的影響

可以看出，D 氣田第2 階段所鉆的8 口大位移水平井，目前孔隙壓力系數(shù)已降至0.7～0.5，漏失壓力系數(shù)最低已降為1.25，由于采用EZFLOW-Ⅱ鉆井液具有一定的封堵特性，可提高所鉆地層承壓能力5～7 MPa。為了防止井漏，第2 階段所鉆的大位移水平井，鉆進(jìn)水平段時(shí)安全鉆井的ECD可控制在1.30 g/cm3。A3H1 井采用密度為1.03～1.05 g/cm3EZFLOW-Ⅱ鉆井液鉆井實(shí)踐證實(shí)，該井鉆進(jìn)水平段ECD最高為1.29 g/cm3，防止井漏，防止氣層損害。

2）優(yōu)選鉆井液密度與流變性能。為了控制ECD，在保證攜巖、防塌前題下，盡可能降低鉆井液密度與流變性能，通過(guò)計(jì)算，建議采用返排解堵無(wú)固相弱凝膠鉆井液。該鉆井液入井時(shí)鉆井液密度為1.02 g/cm3，鉆井過(guò)程加強(qiáng)固控，鉆井液密度可控制低于1.06 g/cm3。推薦鉆井液黏度為40～50 s，塑性黏度為8～12 mPa·s，動(dòng)切力為10～20 Pa，φ3讀數(shù)為4～10，API 濾失量小于5 mL。

3）優(yōu)選排量與機(jī)械鉆速。采用水力學(xué)與攜巖計(jì)算軟件計(jì)算結(jié)果見(jiàn)圖5 與圖6。

圖5 A3H1 井不同機(jī)械鉆速下最低排量要求

圖6 A3H1 井全井段巖屑床厚度隨排量變化

可以看出，使用無(wú)固相弱凝膠鉆井液，三開(kāi)φ215.9 mm 井段（氣層段）機(jī)械鉆速低于30 m/h，排量不低于1800 L/min 即可滿足大位移水平井?dāng)y巖基本要求，推薦排量為1800～2000 L/min。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

第2 階段8 口大位移水平井采用返排解堵無(wú)固相弱凝膠鉆井液鉆進(jìn)水平段，大位移水平井水平段鉆井情況與鉆井液性能見(jiàn)表5、表6 與圖7。

表5 D 氣田鶯二段第二階段大位移水平井鉆井概況

圖7 D 氣藏5 口大位移水平井鉆進(jìn)水平段實(shí)測(cè)ECD

表6 D 氣田鶯二段第二階段大位移水平井鉆井液性能

可以看出，鉆井過(guò)程中水平段ECD全部低于1.31 g/cm3，沒(méi)有發(fā)生井漏與卡鉆。完井投產(chǎn)后表皮系數(shù)降至0.2～0.5，較第一階段（高達(dá)32～185）明顯降低，降低了對(duì)氣層的損害。

5 結(jié)論

1.搞清漏失性質(zhì)是提高漏失處理效率的關(guān)鍵。基于衰竭油氣藏現(xiàn)今三壓力剖面及大位移水平井水力學(xué)分析，判定D 氣田第一階段大位移水平井漏失性質(zhì)為砂巖滲透性漏失，并且由于孔隙壓力低、施工壓差大，再加上鉆井液封堵性不足，漏速較高且對(duì)壓差敏感。

2.提出了一套衰竭油氣藏井漏診斷及防控配套技術(shù)。針對(duì)D氣田滲透性漏失特征及儲(chǔ)層保護(hù)需要，從減小循環(huán)壓耗及ECD、降低施工壓差入手，研發(fā)形成無(wú)固相弱凝膠鉆井液體系EZFLOW-Ⅱ，在此基礎(chǔ)上，依據(jù)衰竭油氣藏現(xiàn)今四壓力剖面分析，充分考慮巖屑床影響下的大位移水平井井眼清潔需要，對(duì)鉆井液密度及流變性、封堵性和潤(rùn)滑性進(jìn)一步優(yōu)化，配合控制機(jī)械鉆速、優(yōu)選排量、定期倒劃眼、短程起下鉆、強(qiáng)化固控（使用170 目振動(dòng)篩）等工程措施，可實(shí)現(xiàn)良好的防漏、防塌、防黏卡以及儲(chǔ)層保護(hù)效果。

3.該技術(shù)在D 氣田應(yīng)用效果良好，第二階段的8 口大位移水平井均未發(fā)生漏失與井塌，表皮系數(shù)僅0.2～0.5，較第一階段明顯降低，對(duì)低壓儲(chǔ)層保護(hù)效果良好。