化學固結承壓堵漏技術在明1井的應用

樊相生，龍大清，羅人文

（中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司泥漿服務站，四川南充637000）

化學固結承壓堵漏技術在明1井的應用

樊相生，龍大清，羅人文

（中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司泥漿服務站，四川南充637000）

樊相生等.化學固結承壓堵漏技術在明1井的應用［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：67-71.

明1井是中原油田普光分公司部署在普光區塊的1口預探井，該井雷口坡組以上地層由于裂縫發育、斷層多、地層破碎、膠結性差，加之鉆井液密度窗口窄，多次發生失返性惡性漏失。采用橋堵、可控膠凝、水泥漿、凝膠等多種堵漏方式，均告失敗，采用常規承壓及雷特承壓堵漏方法，但效果均不好。后采用化學固結漿封堵施工井段，采用交聯成膜漿保護施工井段以上裸眼地層，防止憋擠時壓漏上部薄弱地層，提高了地層承壓能力，達到了施工要求，為順利完成該井的施工任務提供了安全保障。化學固結堵漏材料是一種高價金屬離子納微米級材料，具有微小膨脹功能，密度在1.05～1.90 g/cm3之間可調，抗溫達180 ℃；交聯成膜漿使用高強度橋接堵漏材料代替常規的橋接材料，并引入化學交聯固結材料，抗返吐能力大于3 MPa，抗溫大于180 ℃，抗壓差大于20 MPa。該化學固結承壓堵漏技術的成功應用，為在易漏地層提高地層承壓能力提供了一種有效的堵漏方法。

井漏；承壓堵漏；化學固結；明1井

明1井是中原油田普光分公司部署在普光區塊的一口預探井/直井，設計井深為5 625 m，主探石炭系儲層，兼探下三疊統飛仙關組四段儲層、下三疊統嘉陵江組二段儲層，為四開井身結構。其中，一開采用φ444.5 mm鉆頭鉆至井深1 341 m，下入φ346.1 mm表層套管至井深1 340 m；二開采用φ320 mm鉆頭鉆進，空氣鉆進至井深1 607 m，霧化鉆進至井深1 890 m，后轉換為鉆井液鉆進，承壓堵漏前井深為2 514 m，層位為雷口坡組。明1井二開鉆進期間，在井深2 514 m及之前共發生14次井漏，井深分別是1 894、1 904、1 954、 1 979、1 980.5、 2 087.42、 2 092.42、 2 170、2 249.5、2 423、2 503、2 514、1 832.5 m（套銑井漏）、1 977.52 m （套銑井漏），進行了24次常規堵漏。常規堵漏失敗的主要原因是：單純橋漿堵漏、高失水橋漿堵漏對須家河組裂縫性漏失堵漏效果差；鉆進中、劃眼過程中出現復漏較多（6次），漏點不清，造成多次堵漏。進行了5次承壓堵漏，進行了14次堵漏作業，2次橋漿承壓堵漏均告失敗。且第2次橋漿承壓堵漏失敗后改用速凝水泥提承壓的過程中出現了“插旗桿”事故；2次循環橋漿加重承壓堵漏成功1次；雷特承壓堵漏成功，但井段短，1 610～2 100 m重點漏失井段并未做承壓堵漏。“插旗桿”事故處理完以后，需根據實鉆情況重新做承壓堵漏，以確保后期施工。須家河組、自流井組地層在鉆進及劃眼過程中出現復漏的幾率大，分析其原因為：主要是地層的原始骨架應力較低，承壓堵漏完成后，在降密度過程中及降密度以后，漏層內堵漏劑出現返吐，造成承壓堵漏失效，承壓堵漏方法不可靠，復漏現象嚴重。為確保承壓堵漏效果，決定采用化學固結承壓堵漏技術來提高地層承壓能力；該堵漏技術具有維持時間長、抗溫、抗壓好等優點［1-6］。

1　漏層分析和承壓堵漏思路

1.1漏層位置分析

明1井在鉆至井深2 514 m發生漏失，在井底泵入濃度為46%的橋接堵漏漿28 m3，替漿24 m3，井口未見返漿；起鉆在井深2 103 m處再次泵入濃度為33%的堵漏漿35 m3，替漿17 m3，泵入11 m3時井口返漿；起鉆在井深1 780 m處第3次泵入濃度為31%的堵漏漿39 m3，替漿15 m3，整個施工過程漏失3 m3。對于失返性漏失，只有堵漏材料對漏失層起作用后，井漿才有可能返出井口。另外，根據實鉆巖性分析，該段巖性含煤線或炭質泥巖，易發生裂縫性漏失。分析認為該井漏失層主要位于1 780～2 103 m之間。結合前期鉆井過程在1 894～2 087 m發生的多次井漏的實際情況，薄弱層段位于1 894～2 087 m井段的可能性較大，是堵漏及承壓施工的目的井段。

1.2承壓堵漏施工難點分析

1）漏失層段多、裂縫漏失通道大小不一，顆粒級配難度大。 漏失段發育不同寬度的裂縫，進行粒徑級配時，粒徑太大容易封門，粒徑太小不能有效封堵漏失層，同一種橋接堵漏配方很難全部封堵住全部漏失層。

2）水泥漿與橋漿混合堵漏效果較好，但從多次出現復漏的情況來看，其堵漏強度有限，難以從根本上解決地層承壓問題。

3）單純水泥漿堵漏因密度差在0.5 g/cm3以上，難以在井壁附近駐留，且水泥凝固后存在收縮問題，難以與地層固結成為一體，加之地層原始骨架應力低，仍然存在復漏問題。

4）漏失壓差大，達到15 MPa以上。井深2 249.5 m發生漏失后，液面深度627 m，漏失層壓力當量密度小于1 g/cm3，承壓能力要求達到當量密度1.70 g/cm3以上，需要提高漏失層承壓能力15.7 MPa以上，才能滿足要求。

1.3承壓堵漏思路

分3段進行堵漏與承壓施工。首先對2 021.58 m（該井深處為水泥塞面）以上地層進行堵漏與承壓作業；達到要求后對2 021.58～2 200 m井段進行堵漏與承壓作業；達到要求后，檢驗2 200 m以下地層承壓能力，若達不到要求，則對2 200 m以下地層進行堵漏與承壓作業。

整體思路采用化學固結技術+交聯成膜堵漏技術來完成承壓堵漏。采用化學固結漿封堵施工井段；采用交聯成膜漿保護施工井段以上裸眼地層，防止憋擠時壓漏上部薄弱地層。

2　堵漏機理

2.1化學固結堵漏機理

化學固結堵漏材料是一種高價金屬離子納微米級材料，粒徑10～100 μm。由該材料配制而成的堵漏漿容易進入地層、且能夠立即與地層巖石發生鍵能吸附、膠結，使堵漏漿在漏失通道的流動阻力增大、同時滯留，封堵漏失通道。同時固結物具有微小膨脹功能，不會因收縮而影響封堵效果。固結物封堵強度在20 MPa內任意可調，密度在1.05～1.90 g/cm3之間可調，抗溫達180 ℃。

2.2交聯成膜堵漏機理

交聯成膜堵漏是在橋接堵漏基礎上，使用高強度橋接堵漏材料代替常規橋接材料，解決橋接堵漏抗溫性能差、 強度低， 難以大幅度提高漏失層承壓能力的問題，并將化學交聯固結材料引入高強度橋接堵漏配方中，解決橋接堵漏易返吐、封堵漏失層易反復漏失的問題，這樣形成了可抗返吐大于3 MPa、抗溫大于180 ℃，抗壓差大于20 MPa的抗高溫抗高壓抗返吐的橋接堵漏技術，即交聯成膜堵漏技術。

3　化學固結承壓堵漏現場應用

3.1第1次化學固結承壓堵漏（1 894～2 021.58 m）

交聯成膜漿封1 632 m以上井段（封至井深924 m），化學固結漿封1 632～2 021.58 m井段。交聯成膜漿保護上部井段，多余的化學固結漿用于1 894～2 021.58 m井段的擠注作業，達到提高主要漏失層段承壓能力的目的。

3.1.1交聯成膜漿準備

配制密度為1.42 g/cm3的交聯成膜漿90 m3。配方如下。

70 m3密度1.32 g/cm3的井漿+3%高強度支撐劑GQJ-1（粗）+4%高強度支撐劑GQJ-1（細）+3%橡膠顆粒（1～3 mm）+5%橡膠顆粒（0.5～1 mm）+3%核桃殼（2～4 mm） +4%剛性顆粒（1～2 mm）+5%剛性顆粒（小于1 mm）+3%單封 + 3%SQD-98（粗）+ 2%SQD-98（細）+5%QS-2+1.5%石棉絨（0.5～1 cm）+ 1%石棉絨（小于0.5 cm）+5%化學固結劑

3.1.2化學固結漿準備

根據承壓井段深度，參考2.1～2.2 ℃/100 m的地溫梯度，確定承壓段1 894～2 021.58 m地層溫度為55～60 ℃，最終確定的化學堵漏漿配方為：水+0.3%流型調節劑GL-1+130%低密度化學固結堵漏劑SMHD-2。大樣復核及污染實驗如圖1、圖2、圖3和圖4所示。

圖1　密度1.42 g/cm3化學固結漿大樣實驗

圖2　密度為1.42 g/cm3化學固結漿大樣實驗

圖3　密度為1.42 g/cm3化學固結漿大樣與井漿1∶1污染實驗

圖4　密度為1.42 g/cm3化學固結漿大樣與井漿7∶3污染實驗

3.1.3承壓堵漏施工作業

下光鉆桿至2 021 m，充分循環觀察無漏失后，開始堵漏施工。泥漿泵泵入51 m3交聯成膜漿，然后用水泥車注入31.2 m3化學固結堵漏漿，再用泥漿泵替7 m3交聯成膜漿、9.5 m3井漿，施工過程無漏失。替漿結束起鉆至井深900 m，關井進行憋擠作業。共進行憋擠作業62次，擠入井漿16.08 m3。憋擠過程中停泵，立管壓力最高為7.8 MPa，但無法穩壓。后立管壓力保持在6 MPa，緩慢泄壓后回吐0.6 m3。下鉆探至硬塞面1 643 m。根據實探塞面分析化學固結堵漏漿只進入漏層0.8 m3，1 340～1 643 m井段存在薄弱點，關井憋擠至4 MPa時將1 340～1 643 m井段的薄弱地層壓開，后續的憋擠作業將交聯成膜漿擠入上部漏層，進入下部漏層（1 643 m以下）的量較少。決定起鉆再次泵入交聯成膜漿關井憋擠，封1 340～1 643 m井段的薄弱層。起鉆至井深1 300 m，泵入18 m3交聯成膜漿，替11 m3井漿。再次起鉆至井深1 000 m，關井開始憋擠作業。共進行憋擠作業38次，擠入井漿12.54 m3，立管壓力穩至3.9 MPa。化學固結漿密度為1.36～1.45 g/cm3。

3.1.4承壓堵漏效果

憋擠過程中泵壓在5 MPa以下時穩壓較好，泵壓達到6 MPa以上時穩壓困難且壓力下降較快。反復憋擠多次后最終穩至3.9 MPa。根據現場承壓情況分析，1 340～1 643 m井段的薄弱地層裂縫容易張開，承壓能力較下部地層更低。決定使用化學固結堵漏技術封堵強化1 340～1 643 m井段，然后對該井段分2次掃開并分別進行承壓驗證。

3.2第2次化學固結承壓堵漏（1 340～1 643 m）

3.2.1承壓思路

利用化學固結漿對塞面1 643 m以上裸眼地層即1 340～1 643 m井段進行承壓，利用交聯成膜漿隔離保護化學固結漿，防止井漿污染化學固結漿，影響承壓效果。

3.2.2交聯成膜漿準備

密度為1.43 g/cm3的回收交聯成膜漿28 m3+2 m310%膨潤土漿+2 m3清水+1 t膨潤土+0.3 t石棉絨（長）+0.3 t石棉絨（短）+0.6 t低密度化堵劑SMHD-2+0.25 t SQD-98（粗）+0.3 t SQD-98（細）+ 0.9 t橡膠粒（粗）+0.6 t QS-2+1.4 t橡膠粒（細）+0.5 t剛性顆粒（0.5～1 mm）+0.9 t剛性顆粒（2～4 mm）+ 0.3 t高強度支撐劑SMGQ-1-1（粗）+0.6 t SMGQ-1-2（細）+0.3 t核桃殼（0.5～1 mm）+0.6 t核桃殼（1～3 mm）+0.2 t核桃殼（3～5 mm） 。調整后的交聯成膜漿密度為1.42 g/cm3。

3.2.3化學固結漿準備

根據承壓井段深度，參考2.1～2.2 ℃/100 m的地溫梯度，確定承壓段（1 340～1 643 m）地層溫度為45～50 ℃，最終確定的配方為：水+0.2%流型調節劑GL-1+130%SMHD-2。大樣復核及污染實驗如圖5、圖6和圖7所示。

圖5　密度為1.41 g/cm3的固結漿大樣稠化曲線

圖6　密度為1.43 g/cm3的固化漿大樣稠化曲線

圖7　密度為1.41 g/cm3的固化漿大樣與井漿1∶1混漿稠化曲線

3.2.4承壓堵漏現場施工

下鉆至井深1 643 m循環一周，無異常，開始泵注堵漏漿。用泥漿泵泵入交聯成膜漿13.5 m3，后用水泥車注入化學固結堵漏漿34 m3，入井化學固結漿密度為1.35～1.44 g/cm3。

接著用泥漿泵替交聯成膜漿2.5 m3，替密度為1.40 g/cm3的井漿6 m3，替密度為1.63 g/cm3重漿3 m3，起鉆，前3柱有噴漿現象，后正常。

起鉆至井深920 m，循環頂通，關井，進行憋擠作業。共進行了46次憋擠作業，擠入9.70 m3化學固結漿。立壓憋至10.2 MPa，開始泄壓，泄壓完畢后返漿1.1 m3。實際擠入8.60 m3化學固結漿。光鉆桿下鉆，加壓10 t探得塞面1 326 m，循環處理鉆井液后，起鉆。后下掃塞鉆具于1 320 m遇阻，劃眼至1 326 m，充分循環處理鉆井液后，開始掃塞。

3.3化學固結承壓堵漏效果驗證

分4段掃塞、劃眼通井進行分段承壓驗證，驗證情況見表1。第3段做承壓時，井底墊了100 m井段的密度1.70 g/cm3的重漿；第4段做承壓時，井底墊了300 m井段的密度1.70 g/cm3的重漿；第5次做承壓時，井深1 900～2 200井段用交聯成膜漿覆蓋，然后起鉆至套管鞋內關井擠堵。井深2 020.50～2 514 m井段應甲方要求只需做到1.60 g/cm3，因此，下部沒再用化學固結漿進行承壓堵漏。

表1　承壓能力驗證統計表

4　結論

1.化學固結技術的應用成功使明1井1 340～2 021.58 m井段的承壓能力提高至1.70 g/cm3以上，為后續安全鉆井施工提供了保障。

2.沒有利用化學固結技術進行承壓作業的2 021.58～2 514 m井段承壓能力達到1.60 g/cm3以上。

3.前期經過多次堵漏施工后，部分漏失地層承壓能力得到提高，化學固結堵漏施工前，薄弱地層主要位于1 340～1 643 m之間。

4.對于漏失嚴重或承壓能力很低的裂縫發育地層，可推廣應用高強度化學固結技術進行堵漏或承壓作業，通過永久封堵裂縫通道并有效強化井壁，防止封堵層失效引起的反復漏失。

5.對于漏失嚴重的井段，建議采用長效封堵技術徹底解決漏失問題后，再繼續鉆進，防止后續鉆井過程中出現漏點不清的復雜情況。

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Application of Mud Loss Control with Chemical Solidification LCM in Well Ming-1

FAN Xiangsheng， LONG Daqing， LUO Renwen
（Drilling Fluid Service Station of Southwest Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.Ltd.， Sinopec，Nanchong， Sichuan 637000）

Well Ming-1 is an exploratory well drilled in Block Puguang by the Puguang subsidiary of Zhongyuan Oilfield Company. Lost circulation has occurred many times during drilling the formations on top of the Leikoupo Formation， where fractures and faults develop. These formations are generally broken， have poor cementation and narrow density windows. Methods of controlling lost circulation， such as bridging and plugging， gels of different composition and properties and cement slurry， all failed. Conventional pressure bearing lost circulation control methods and Neotor pressure bearing lost circulation control method have also been applied，and the lost circulation was not satisfactorily controlled and stopped. A chemical solidification technology was then used to control mud losses， and a cross-linking filming fluid was applied to protect the open hole section above the mud loss spots from being fractured while squeezing. Using this technology， the pressure bearing capacity of the formations was strengthened， providing a safeguard for mud loss control. The chemical solidification lost circulation material （LCM） used was a high valent metal ion nano material， and has the ability of slight swelling. It has density that can be adjusted between 1.05 g/cm3and 1.90 g/cm3， and is stable at temperatures up to 180 ℃. In the cross-linking filming fluid， a high strength bridging LCM was used to replace the conventional bridging LCM previously used， and a chemical cross-linking solidification material was added to the filming fluid. With this chemical cross-linking solidification material， flowback of LCM slurry will not occur at pressures even higher than 3 MPa. This filming fluid remained stable at temperatures up to 180 ℃， and when solidified， can stand differential pressures as high as 20 MPa. The successful operation with this chemical solidification LCM provides an effective way of enhancing the pressure bearing capacity of formation to control lost circulation.

Mud loss； Lost circulation control under pressure； Chemical solidification； Well Ming-1

TE282

A

1001-5620（2016）05-0067-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.014

樊相生，高級工程師，畢業于重慶石油學校，長期從事鉆井液技術方面的研究。電話15239966568；E-mail：fxsh2007@126.com。

（2016-5-29；HGF=1604N11；編輯 王小娜）