長慶油田二氧化碳注采區(qū)防漏堵漏技術(shù)研究與應用

孫 歡，朱明明，李潤苗，趙福榮，楊治強，劉小杰

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018）

剩余可采儲量是石油生產(chǎn)賴以持續(xù)的基礎，直接影響著目前和今后的產(chǎn)量[1-3]。長慶油田黃3 區(qū)自2010年投入開發(fā)，主要采用480 m×150 m 菱形反九點井網(wǎng)滾動注水開發(fā)模式，但隨著儲層長期開采，常規(guī)的水驅(qū)技術(shù)很難再進一步提高油氣采收率，為此在長慶油田試驗低滲透油藏二氧化碳驅(qū)油開采模式，累計注氣1.64×104t，注采效果顯著。二氧化碳驅(qū)油技術(shù)在頁巖油開發(fā)中，不僅能大幅提高油田開發(fā)水平，實現(xiàn)低滲透油田高效開發(fā)，而且可實現(xiàn)對溫室氣體二氧化碳的地下封存，達到驅(qū)油和節(jié)能減排的雙重目的[4-7]。

長慶油田黃3 區(qū)延長組儲層埋藏淺，長1 至長3層位巖性為灰泥巖、煤層、砂巖交錯，易發(fā)生壓差性漏失，長4 至長7 層位底為黑色泥巖、頁巖、碳質(zhì)泥巖、凝灰質(zhì)泥巖及油頁巖，表現(xiàn)為高阻、高時差、高伽馬、自然電位偏負等特性，存在微裂縫，易發(fā)生大型漏失，長8 為主力油藏，平均厚度為13 m，油層平均埋深2 698 m，壓力系數(shù)從0.70～1.41，壓力梯度跨幅較大，該區(qū)域施工的更新井鉆井難度大幅增加，為此，針對該區(qū)域鉆井技術(shù)難點，通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、應用多級配強封堵鉆井液體系、采用不起鉆高承壓堵漏技術(shù)和可固化儲層保護堵漏工作液，形成了長慶油田二氧化碳注采區(qū)綜合防漏堵漏技術(shù)，實現(xiàn)了三開鉆井一趟鉆，未出現(xiàn)井控風險，對后期在鄂爾多斯盆地形成10×104t 二氧化碳注采區(qū)提供鉆井技術(shù)支撐。

1 鉆井技術(shù)難點

為最大限度的實現(xiàn)鉆井提速，長慶油田頁巖油井采用二開結(jié)構(gòu)設計，一開設計500 m（環(huán)河組），二開依次鉆遇華池組、洛河組、安定組、直羅組、延安組和目的層延長組，目的層延長組依據(jù)油藏特性細分為長1 至長8 段，長8 段探明地質(zhì)儲量豐富，經(jīng)過長期注水/氣開發(fā)，鉆井面臨“漏、塌、噴、堵”等技術(shù)難點，主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

（1）砂巖層孔隙度高、滲透率分布極不均勻，地層承壓能力弱，易發(fā)生壓差性漏失；目的層延長組，大面積驅(qū)注壓裂，出現(xiàn)大量人造裂縫且無規(guī)律分布，鉆井中易發(fā)生惡性漏失。

（2）目的層延長組長1 段至長8 段砂泥巖交錯，且存在煤層、碳質(zhì)泥巖、凝灰質(zhì)泥巖，存在多套不穩(wěn)定井段，鉆進中易坍塌，發(fā)生卡鉆事故[8-10]。

（3）為滿足后續(xù)注氣及開采要求，儲層發(fā)生惡性漏失后考慮儲層保護，需對儲層段進行暫堵，現(xiàn)有可固化類堵漏工作液幾乎都是水泥類堵漏漿，很難滿足要求，堵漏技術(shù)難點大幅增加[11-13]。

（4）存在異常氣竄層，井控風險高。黃3 區(qū)設計注氣層為長8 段，但由于儲層疏松、存在微裂縫、地層傾角等地質(zhì)因素，出現(xiàn)跨層氣竄，長6 段及長7 段可監(jiān)測到二氧化碳且壓力異常，鉆井施工中易出現(xiàn)井控風險。

2 防漏堵漏關鍵技術(shù)

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

原有的鉆采方案采用“導眼+二開”井身結(jié)構(gòu)，通過分析具體施工概況，該井身結(jié)構(gòu)不能完全滿足二氧化碳注采區(qū)鉆井開發(fā)需要。該區(qū)域洛河組承壓能力極低，地層流體活躍，且存在垂直裂縫與橫向微裂縫，采用清水聚合物鉆進易發(fā)生失返性惡性漏失，導致堵漏時間長且漏失易復發(fā)。為滿足該區(qū)域鉆井及后續(xù)井控安全需求，井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為三開結(jié)構(gòu)，二開增加一層技術(shù)套管，封住易漏洛河組。

具體井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化：一開采用Ф444.5 mm 鉆頭鉆至井深300～350 m，進入穩(wěn)定地層，下入Ф339.7 mm 套管，封隔上部黃土層；二開采用Ф311.2 mm 鉆頭鉆至井深1 500 m，鉆穿易漏層洛河組地層，進入直羅地層，下入Ф244.5 mm 套管，封隔洛河組易漏失地層，為三開高密度鉆井創(chuàng)造條件；三開采用Ф215.9 mm 鉆頭鉆至二氧化碳注采層位，下入Ф139.7 mm 的套管固井完井，固井水泥返至表套內(nèi)50 m 以上。

2.2 多級配強封堵鉆井液體系

為實現(xiàn)快速鉆井，常規(guī)采用復合鹽水鉆井液體系，該體系具有無固相、強抑制的特性，但鉆遇高孔隙度的層位很容易誘發(fā)壓差性漏失，新漿的大量補充造成鉆井液性能波動大，井壁易失穩(wěn)，為此，研發(fā)了多級配強封堵鉆井液體系，通過優(yōu)選惰性封堵材料，在原有復合鹽體系中加入重晶石（74 μm）、碳酸鈣（10～44 μm）、水化白土（≤200 μm）惰性封堵材料，固相含量控制在30%，通過顆粒級配，提高鉆井液的封堵能力。鉆井液配方為復合鹽泥漿+10%水化白土+15%碳酸鈣+5%重晶石，室內(nèi)將復合鹽水鉆井液與多級配強封堵鉆井液分別注入兩塊物性相近的巖心中，通過壓差的變化進行封堵能力評價，結(jié)果見表1。

表1 不同壓差下鉆井液漏失30 min 的濾失量

由表1 可知，隨著壓差的增加，多級配強封堵鉆井液的濾失量上升更加緩慢平穩(wěn)，表明在壓差作用下，惰性材料被壓入巖石孔隙中，微顆粒堆積形成物理封堵層，起到了良好的封堵降濾失效果。

2.3 不起鉆高承壓堵漏技術(shù)

為保證打開主力儲層后上部地層滿足井控要求（裸眼井段承壓≥1.50 g/cm3），需起鉆采用光鉆桿進行專項高承壓堵漏[14-15]，該工藝大幅增加鉆井周期，為此，通過應用“PBL 多次激活旁通系統(tǒng)+超分子凝膠堵漏工作液”進行不起鉆高承壓堵漏技術(shù)，減少起下鉆次數(shù)，提高鉆井時效。

2.3.1 PBL 多次激活旁通系統(tǒng) 為提高堵漏時效，自主研發(fā)了PBL 多次激活旁通工具，該工具可多次打開、關閉的開關短接，最多可進行8 次堵漏專項使用，旁通口可通過濃度40%以下橋塞漿體，實現(xiàn)不起鉆高承壓堵漏目的，通過系列研發(fā)已具備120.65、171.45、209.55 mm 三種型號井下堵漏專用工具。該工具工藝原理：在鉆具組合的回壓凡爾上部連接PBL 旁通閥工具，需打開旁通閥時投一個開閥球，開閥球到達旁通閥時只需0.7～1.4 MPa 壓差，旁通閥處于打開狀態(tài)，停泵時旁通閥暫時關閉；旁通閥作業(yè)結(jié)束后需要恢復鉆井作業(yè)時，投2 個關閥球，關閥球到達旁通孔時進行憋壓，壓力達到標準剪切壓力值時，開閥球被剪切，開閥球、關閥球相繼落入下部球籃中；該工具根據(jù)鉆井需要可多次打開與關閉，重復上述步驟即可。

2.3.2 超分子凝膠堵漏工作液 超分子凝膠堵漏工作液是在原漿基礎上先加入GT-MF、NTBASE 兩種礦植物高承壓材料，最后加入超分子凝膠。GT-MF 由多種纖維狀、粉末狀、不規(guī)則顆粒等材料經(jīng)特殊工藝加工而成，粒徑分布在80～140 目，具有良好的封堵、填充及拉筋作用；NTBASE 是由高強度片狀、纖維、顆粒狀材料組成，粒徑主要分布在20～60 目，通過剛性顆粒架橋、片狀材料楔入、小顆粒填充、纖維狀材料拉筋等作用，達到高效封堵的目的，以上兩種高承壓堵漏材料均不溶于水基、油基和合成基等鉆井液體系的惰性封堵材料，與水基鉆井液配伍性良好；超分子凝膠堵漏工作液是在大分子鏈上引入特殊官能團，在水溶液中，大分子鏈官能團通過非共價鍵相互作用自發(fā)地形成有序超分子結(jié)構(gòu)，形成的超分子結(jié)構(gòu)具有可逆性、智能性。該結(jié)構(gòu)使其溶液具有特殊的性能特點：（1）具有優(yōu)異的剪切稀釋性，在低剪切速率下具有比較高的黏度，在高剪切速率下具有比較低的黏度；（2）無需交聯(lián)劑，能自發(fā)形成強度比較高的超分子聚集體；（3）形成的超分子聚集體具有優(yōu)異的抗稀釋性，不會因高剪切等因素而失效；（4）智能性強，對鉆井液、水泥漿無明顯損害。超分子凝膠堵漏工作液配方為原漿+10%GT-MF+5%NTBASE+0.8%超分子凝膠，在室內(nèi)對其進行縫板承壓能力評價，結(jié)果見表2。

表2 超分子凝膠堵漏工作液縫板承壓能力評價

由表2 可知，在60 ℃實驗條件下，2.0 mm 縫板承壓可達8 MPa，封閉濾失量8 mL。因此，超分子凝膠堵漏工作液滿足井控承壓需求。

3 現(xiàn)場應用

3.1 整體應用效果

2021 年施工的塬平XX 井鉆至目的層后發(fā)生氣侵溢流，實施壓井作業(yè)，因上部洛河組漏失、儲層氣侵導致同一裸眼井段“上漏下溢”，最終水泥封井。長慶油田二氧化碳試驗區(qū)黃3 區(qū)塊已施工10 余口二氧化碳區(qū)更新井，第一口井新塬29-XX 井，采用優(yōu)化三開井身結(jié)構(gòu)設計，采用復合鹽水鉆井液體系鉆井，鉆至長4+5層位發(fā)生失返性漏失，采用超分子凝膠堵漏工作液堵漏后恢復鉆進，鉆至長8 層位后發(fā)生不同程度的漏失，采用補充新漿的方式完井，鉆井周期高達42.5 d，后續(xù)施工井通過應用長慶油田二氧化碳注采區(qū)綜合防漏堵漏技術(shù)，鉆井周期在30.0 d 以內(nèi)，鉆井提速超過31.25%，鉆井成本降低45.32%，提速降本效果顯著，未發(fā)生井控險情。

3.2 現(xiàn)場典型井應用案例

新塬31-XX 井是該井場施工的第二口井，采用“導眼+三開”井身結(jié)構(gòu)，二開Ф244.5 mm 套管下深1 502 m，三開采用多級配強封堵鉆井液體系，鉆井液密度1.33～1.38 g/cm3，未發(fā)生漏失，井壁穩(wěn)定，鉆穿長6后采用不起鉆高承壓堵漏技術(shù)進行裸眼井段承壓，承壓當量密度1.58 g/cm3，滿足后續(xù)施工要求，后續(xù)順利完井，鉆井周期28.5 d。

不起鉆高承壓堵漏技術(shù)應用。（1）鉆進至2 530 m，投入樹脂球開閥球，循環(huán)泵壓13.5 MPa，20 min 后泵壓突降至0，判斷PBL 旁通閥打開；（2）連續(xù)泵入24 m3超分子凝膠堵漏工作液，堵漏漿替至環(huán)空后進行關井擠封作業(yè)，關封井器，擠入18 m3，套壓達到5.5 MPa（承壓當量密度1.58 g/cm3），滿足要求；（3）開封井器，投入兩個金屬關閥球，緩慢開泵，循環(huán)壓力正常，判斷堵漏旁通閥已關閉，恢復鉆進。

4 結(jié)論

（1）針對二氧化碳注采區(qū)鉆井開采，長裸眼井段存在上部層位承壓弱，下部儲層異常高壓的技術(shù)難題，通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)能很好的解決此問題，降低井控風險。

（2）多級配強封堵鉆井液體系具有強抑制、強封堵的特性，通過壓差作用，實現(xiàn)微顆粒堆積，在高孔隙易漏層形成致密的封堵層，起到了良好的封堵降濾失效果。

（3）不起鉆高承壓堵漏技術(shù)應用效果顯著。PBL 多次激活旁通系統(tǒng)配合超分子凝膠堵漏工作液實現(xiàn)了原鉆具組合高承壓堵漏需求，降低井下動力鉆具堵塞風險，避免空井時出現(xiàn)井控風險，大幅提高鉆井時效。