塔里木山前构造带高密度钻井液堵漏技术

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塔里木山前构造带高密度钻井液堵漏技术王书琪何涛张斌贺文廷尹达王伟周志世张欢庆（塔里木油田分公司，新疆库尔勒）摘要：该技术是泥浆中心04年承担的塔里木油田公司科技攻关项目成果，包括：塔里木盆地库车坳陷山前构造带发生高密度钻井液漏失的性质是：人为压裂诱导裂缝性漏失，高密度钻井液在低渗透性膏质泥岩、灰质泥岩、泥质膏岩、泥岩、粉细砂岩和细砂岩地层不会发生渗漏（都是把地层压成缝漏失）；过去对此类漏失，采用桥接堵漏方法成功率不高的主要原因是，堵漏配方中缺少大的架桥颗粒所致。使用高密度钻井液在上述砂、泥岩地层进行钻井施工中，发生较小漏失时，使用小颗粒堵漏剂或降滤失剂随钻堵漏的办法是堵不住的。根据这些新的认识，成功研究出了一套适合不同地层不同漏速的桥接堵漏配方、施工工艺和最高密度2.0g/cm3左右的盐水钻井液转换成MTC浆的堵漏技术。使用桥接堵漏配方，在却勒101、群6井堵漏和提高地层承压能力挤堵，施工5次，一次成功率为100%，地层承压能力可达2.46-2.51g/cm3。MTC浆，使用温度分别在95℃、110℃，稠化时间在240-300分钟，养护48小时后抗压达到5-10MPa。一、该地区高密度钻井液井漏及堵漏概况库车坳陷地下埋藏厚盐膏层和高压油气层，在钻井施工过程中，必须使用密度为2.0～2.4g/cm3的高密度钻井液，发生井漏成为较为普遍的现象。统计资料表明，1997年至2003上半年，该地区使用高密度钻井液施工19口（却勒1、4、6，秋参1、克拉1、2、3、201、202、203、204，大北2、巴什2、克孜1、东秋8、迪那11、22、201、202），共发生漏失246次，少的一口井仅漏一次，一般漏失10次左右，多的达26次；一次漏失钻井液量少的为3～5m3 ，最多可达百m3以上；19口井共漏失高密度(1.6-2.4g/cm3)钻井液13569m3，消耗堵漏材料931.7吨（统计15口井，部分资料缺失），损失时间458.3天，损失钻井液及堵漏材料费用合计3029万元（部分井没统计漏失钻井液费用）。导致1口井（迪那1井）工程报废。在该地区发生的井漏及堵漏有以下一些特点：1.该地区高密度钻井液井漏特点（1）漏失时钻井液体系及性能发生漏失时钻井液体系均为聚磺体系，密度多在2.0-2.3g/cm3之间，个别井在1.7g/cm3左右。一般的钻井液漏斗粘度在60-100s之间，少数在100-150s范围内；初切力一般在2-5Pa，少数在5-10Pa之间；终切力一般在8-20Pa之间，少数在20-40Pa之间。（2）漏失层位及岩性特征①漏失层位及岩性却勒区块3口井、秋参1井，漏失层位普遍为第三系盐膏层底部的含膏泥岩、泥岩和泥膏岩（却勒4井下部还有奥陶系含膏灰岩）。119 克拉区块7口井、大北2井及巴什2井，漏失层位普遍在下第三系和白垩系交界处的膏质泥岩、灰质泥岩、泥质盐岩、白云岩、粉细砂岩以及白垩系的砂岩和含砾砂岩。迪那区块4口井普遍为下第三系细砂岩、砂岩及含砾砂岩（迪那11井还有上部上第三系膏泥岩）漏失。东秋8井上、下第三系和白垩系都发生漏失，上第三系为含膏泥岩、泥岩、灰质泥岩及粉砂岩，下第三系为泥质粉砂岩、细砂岩和灰岩，白垩系为细砂岩。克孜1井为侏罗系砂岩漏失。②漏失层段地层压力却勒1井地层孔隙压力梯度较低（1.06-1.10MPa/100m）且变化不大，却勒6井地层孔隙压力梯度差别较大，为0.95-1.70MPa/100m，却勒4井自井深1082-6168m之间，地层破裂压力梯度在1.41-2.53MPa/100m。克拉202井地层孔隙压力梯度较低（1.03-1.12MPa/100m）且变化不大，克拉2、3、204井地层孔隙压力梯度高低变化很大，依次为1.02-1.69MPa/100m、1.02-2.33MPa/100m、1.22-1.47MPa/100m。迪那11、22、201、202井漏失层段孔隙压力梯度依次为1.03-1.79MPa/100m、1.03-1.58MPa/100m、1.03-1.31MPa/100m、1.00-2.14MPa/100m，差别较大。该区块地层破裂压力梯度较大，据迪那201井资料，自3000m至5420m在2.45-2.71MPa/100m之间。东秋8井漏失层段地层孔隙压力梯度在0.95-2.2MPa/100m之间，高低差别很大；破裂压力梯度在2.12-2.24MPa/100m之间，变化较小。大北2井漏失层段孔隙压力梯度差别较大，在0.97-1.97MPa/100m之间。巴什2井漏失层段地层孔隙压力梯度较低，在1.08-1.16MPa/100m之间。克孜1井漏失层段地层孔隙压力差别较大，在1.00-1.65MPa/100m之间。③漏失地层缝隙分析山前构造带使用高密度钻井液发生漏失地层，没有缝隙测井资料，根据对漏失层段岩心的观察和微电阻成像测井资料的分析研究，可以得出这样的结论：第三系和白垩系地层各种泥膏岩、泥灰岩、膏泥岩、泥岩及粉、细砂岩原始地层非构造缝隙很小：宽一般在0.05-0.1mm之间，最大宽度5mm；长一般为15cm，最长80cm；砂砾岩地层孔喉和缝隙直径一般也在100-200µm，大的超过200µm。在上述地层钻井，一般只会发生小漏，不会发生大的漏失。山前构造带钻井频繁发生大的漏失主要是：钻井液密度高、井深，造成地层水力压裂人为诱导性裂缝漏失。灰岩地层发生漏失时，自漏速10m3左右到有进无出，缝隙范围为中等裂缝到宽大裂缝，其裂缝开度尺寸在1-15mm甚至更大，参照这一规律，对该地区高密度钻井液发生漏失时的漏速、漏量进行比较分析，再依据砂泥岩地层张性缝和非构造裂缝的特点，我们得出高密度钻井液压裂后的砂、泥岩地层裂缝应为：垂直裂缝，裂缝开度尺寸一般在1-15mm119 之间，特大裂缝开度尺寸可能大于15mm；裂缝长度应在1m左右至数m之间；裂缝应具有张性缝的特点，裂缝两壁张开，缝向粗糙不平，平面上呈锯齿状，且延伸不远即消失（决定于压力大小及持续时间），一般不会出现灰岩地层天然形成的特大裂缝和溶洞。（3）漏失井深库车坳陷19口井发生高密度钻井液漏失漏深最浅在2150m上第三系，最深在白垩系6862m。由于构造不同，同一漏失地层在不同构造、不同区块埋深不同，发生漏失的相同层位漏深不同。如，在却勒构造，发生漏失的下第三系和白垩系井深在4536-6172m之间，在其北边的秋参1井同样漏失层位，漏深在5594-5604m之间。在坳陷中部的克拉苏构造，下第三系和白垩系层位漏深较浅，在2406-4060m之间，在其北边的巴什2井，同层位漏深在3397-3587m之间，在其东南边的东秋8井上第三系漏深在2150-5301.01m之间。坳陷东部的迪那构造都为第三系漏失，漏深在4552-5198m之间，在其西北部的克孜1井侏罗系漏深在4045-4354m之间。（4）漏失工况上述漏失，大部分（占75%）是在钻进过程中发生的，少部分（占20%左右）是在起下钻、划眼、循环、提高钻井液密度，反循环压井等工况下发生的，个别情况是在开泵、蹩压、试压时将地层压破造成的。（5）漏失性质、漏速及漏量由以上泥砂岩地层缝隙和孔喉分析可以看出，一般情况下，在上述地层钻进不会出现井漏。由于库车坳陷大多区块泥砂岩地层孔隙压力梯度较高，大多在1.5MPa/100m左右，少数在2.15MPa/100m左右。加上第三系厚盐膏层，钻井不得不使用高密度钻井液（大多在2.00-2.30g/cm3之间），液柱对地层施加的压力接近其破裂压力(2.10g/cm3)。在钻井施工过程中压力激动大的情况下，就会将强度低的地层压破，造成井漏。漏失开始时，漏速都不大，一般为每小时2m3左右，继而增大到10m3左右，漏失量大多在20m3以上；而对压破泥岩类地层造成的裂缝漏失，漏速一般较大，大多在20m3以上直到有进无出，总漏量多在50m3多到上百m3。2.现场采用的堵漏措施及效果统计资料表明，现场采取的堵漏措施有：降排量、降密度、静止堵漏、随钻堵漏、桥接堵漏、注水泥和桥接注水泥堵漏等方法。但以往的桥接堵漏效果不好，通过分析发现，其成功率不高的主要原因是，配方中缺少大的架桥颗粒，堵漏材料浓度不足。119 119 二、高密度（2.0g/cm3）钻井液桥接堵漏技术1.桥接堵漏法桥接堵漏是利用不同形状、尺寸和不同加量组合的惰性材料，混合于钻井液中，将其直接注入漏层的一种堵漏方法。采用桥接堵漏时，应根据漏失性质，选择堵漏材料的级配和浓度，否则在漏失通道中形不成“桥架”，或是在井壁达不到“封门”的目的，使堵漏失败。2.桥接堵漏的作用原理桥接堵漏的作用原理主要是机械堵塞。细分有（1）挂阻“架桥”作用。（2）堵塞和嵌入作用。（3）渗滤作用。（4）在滤饼中的“拉筋”作用。（5）膨胀堵塞作用。（6）“卡喉”作用。3.桥接堵漏材料主要功能要求及封堵特性从桥接堵漏材料的作用原理可以看出，桥接堵漏材料在功能上必须达到这样的要求：（1）颗粒状材料有适当的几何尺寸和机械性能，一般认为其最佳尺寸应为漏失通道开口尺寸的三分之一，并且有足够的硬度，不会应力变形；（2）纤维和片状材料有足够的强度、弹性和塑性，才能桥塞封堵大部分缝隙，降低堵塞渗透率；（3）坚硬的颗粒状材料与易变形的纤维状材料相复合，提供的封堵特性最佳。一般情况下，颗粒状材料分为粗、中、细三种规格，各级之间的重量比约为1:1:1；颗粒粒径视裂缝大小而定，最大材料粒径一般为裂缝尺寸三分之一较合适。粒状、片状、纤维状材料的一般比例约6:3:2或5:2:1，纤维状材料加量一般不超过5%，总堵漏剂的加量视漏速大小、裂缝或孔隙大小而定，一般在5%-20%之间。桥接堵漏由于经济价廉，使用方便，施工安全，现场已普遍采用。对付由孔隙和裂缝造成的各种漏失取得了明显的效果，桥接堵漏使用率占50−70%以上。我们就塔里木油田现有的和国内外新近推出的新型堵漏材料进行了全面的实验研究，结合这一地区以往堵漏失败教训和成功经验，优化出了现场桥接堵漏配方，根据不同漏速漏量和要求地层的承压能力高低，配方中大小颗粒封堵材料合理搭配，架桥大颗粒封堵材料含量保持在10-20%左右，纤维状封堵材料含量保持在5-15%，封堵材料的总含量保持在20-35%。。4.现场桥接堵漏施工要点（1）根据井漏特点判断漏失性质，选择适合的桥接堵漏配方。（2）配桥堵浆。①降配桥堵浆用基浆粘切。将配桥堵浆用的基浆粘切降低至只要能在罐内悬浮加重剂即可，漏斗粘度一般50-60s。桥堵浆配制量一般为30-40m3。119 ②配桥堵浆。通过配浆漏斗向基浆中加入桥堵材料，同时开动搅拌器。加材料顺序是先加增粘效果小的蛭石果壳类，再加SQD-98，最后加增粘大的锯末或棉子壳（润湿后加入），循环搅拌均匀。（3）注桥堵浆。①下光钻杆至漏层顶部。②注桥堵浆，并顶替原井浆至钻具内外平衡。③起钻至堵漏浆液面上或套管鞋内。④视井漏情况或井漏性质，采用小排量间歇关井挤或循环加压，把堵漏浆推入地层。⑤静止关井候堵一定时间（8h左右），保持立压、套压基本稳定。（4）下钻通井，循环排堵漏浆，确定不漏后恢复正常钻进。三、高密度泥浆转化为水泥浆（MTC）堵漏应用技术1.MTC技术概况MTC(Mud-to-CementSlurry-Convercion)技术是在钻井液中加入高炉水淬矿渣(或水泥)及其他外加剂，将其转化为固井液的技术。国外20世纪50年代开始研究，90年代才有较大进展并用于现场固井。国内研究始于90年代初期，主要以中石油总公司工程技术研究院(原施工所)固井室为主，大多数油田也都不同程度做了研究工作，并进行了少数井现场固套管及油管试验，但至今仍未较大推广应用。MTC技术经过几十年的研究发展，目前已形成三个类型，即全部泥浆替代法、部分泥浆替代法和一般MTC法，近几十年来研究最多并投入现场应用的是一般MTC法。一般MTC法不改变原钻井泥浆，固井时，根据原钻井泥浆成份及性能向泥浆中加入分散剂、促凝剂、激活剂等外加剂，再加入水泥或矿渣等水化材料，将其转化成固化液。其整个过程主要包括MTC浆的配方设计和MTC浆的室内制备。2.影响MTC浆性能的因素影响MTC浆性能因素，包括矿渣性能（矿渣活性，其K值应大于1.5；矿渣细度，应控制在14-37µm之间；矿渣加量）、钻井液性能（膨润土含量，控制在2.5-4%；处理剂种类和浓度）、激活剂的种类和浓度、温度和时间对固井液强度的影响等。表1不同矿渣加量对固井液强度粘切的影响(养护温度75℃)矿渣加量，%20406080100120140160强度，MPa03.68.79.512.48.77.26.4粘切，Pa低高119 3.推荐现场配方通过室内材料筛选和配方优化实验，结合现场（却勒6井）泥浆实际，我们推荐的该地区高密度井漏现场（却勒101井）MTC堵漏施工的配方为：表2却勒101井泥浆转化为水泥浆实验室配方推荐表序号矿渣(g)激活剂MDH(%)分散剂MDC(%)早强剂G205(%)消泡剂XP-1(%)自来水(ml)泥浆(ml)密度(g/cm3)流动度(cm)抗压强度，MPa1141831.21.50.21383002.120110度养护两天7.6MPa同上41831.21.50.21383002.12095度养护两天10MPa123423.61.51.80.21383002.021110度养护两天4.6MPa同上3423.61.51.80.21383002.02195度养护两天6.4MPa四、现场应用高密度钻井液堵漏技术（桥接及MTC）完成室内研究后，其桥接堵漏技术，于2004年4至6月先后在却勒101、群6二口井进行了现场应用。两口井共发生高密度钻井液漏失11次，7次小漏，采用降密度降排量静堵成功，为提高地层承压能力，在却勒101井盐层上部膏泥岩和泥岩段钻完后，挤高密度堵漏浆1次，共实施桥接堵漏5次，堵漏一次成功率100%。却勒101井2次桥堵后，地层承压强度提高到2.46-2.51g/cm3当量泥浆密度。五、结论1.塔里木盆地库车坳陷山前构造带发生高密度钻井液漏失的性质，都属于人为压裂诱导裂缝性漏失，不存在砂、泥岩渗透性漏失。过去采用桥接堵漏技术堵漏成功率不高的主要原因是，配方中缺少大的架桥颗粒，堵漏材料浓度不够。2.通过实验研究得出，高密度钻井液在低渗透性砂岩、泥岩地层不会发生渗漏，若发生漏失，都是压成小缝漏失，在砂岩、砂泥岩地层发生较小漏失时，采用小颗粒堵漏剂或降滤失剂随钻堵漏的办法是堵不住的。3.通过室内实验，结合库车坳陷山前构造带高密度钻井液现场堵漏成功与失败的经验教训，最后得出了一套适合现场实际的不同地层不同漏速的高密度桥接堵漏配方，在却勒101井和群6井应用，施工5次，一次成功率达100%。4.通过室内实验，还研究出了高密度（ρ≥2.0g/cm3）盐水钻井液转换成MTC浆的一套堵漏技术，使用温度分别在95℃和110℃，稠化时间在240-300min，养护48h后抗压强度119 可达5-10Mpa。119