顺北油气田二叠系火成岩漏失分析及堵漏技术

摘要

顺北油气田二叠系火成岩地层破碎、裂缝发育、压力敏感、埋深超过4445 m、厚度大于548 m，钻进过程中漏失严重。自2013年勘探开发以来，应用过水泥、化学固结、高失水、化学凝胶、桥接堵漏和堵漏浆钻进等技术。通过分析二叠系火成岩地层特性，明确了漏失原因；通过分析堵漏技术，结合前期应用情况，明确了不同漏失适用的堵漏技术，最终确定了“中小漏失采用桥接堵漏、多点漏失采用全井堵漏浆钻进、大漏采用化学固结或高失水堵漏专堵”的4种堵漏技术。通过推广应用，顺北油气田1号断裂带和5号断裂带二叠系火成岩地层漏失量和堵漏时间得到明显控制，漏失量减少87.2%，堵漏时间缩短92.9%，取得了显著效果。

关键词

二叠系; 火成岩; 堵漏技术; 桥堵; 化学固结; 高失水堵漏; 堵漏浆钻进; 顺北油气田

1 顺北油气田二叠系地层特征及漏失特点

1.1 二叠系地层特征

顺北油气田1号断裂带和5号断裂带钻井施工较多。其中，1号断裂带二叠系顶深约4445 m，平均厚度约548 m，以凝灰岩、英安岩为主，夹杂砂泥岩；5号断裂带二叠系顶深约4615 m，平均厚度约562 m，以英安岩、泥岩为主，夹杂凝灰岩、砂岩，发育玄武岩；部分井二叠系厚度如图1所示。二叠系地层压力系数为1.10~1.20，钻进时钻井液密度通常在1.23~1.26 g/cm³，部分井钻井液密度如图2所示。顺北油气田地温梯度在1.81~1.94 ℃/100 m，折算二叠系地层温度为91~114 ℃。存在多尺度裂缝，从取心资料、成像测井资料，结合堵漏实践来分析，微米级至毫米级裂缝都有存在，部分井裂缝达到了厘米级，部分井漏失裂缝尺寸统计如表1所示^［1-8］。

图1  部分井二叠系厚度

Fig.1  Thickness of Permian formation in some wells

图2  部分井钻井液密度

Fig.2  Density of drilling mud for some wells

表1  部分井二叠系裂缝发育情况

Table 1  Fracture development conditions in some wells

方 法	井 号	岩性	漏失通道大小/mm
岩心观察	顺北5-5H	英安岩	<0.1
	顺北蓬1	凝灰岩	3~5
成像测井	顺北3井	英安岩	0.06~0.28
现场堵漏 情况分析	顺北蓬1	凝灰岩	1~2
	顺北5-7		0.2~2
	顺北1-12		1~2

1.2 二叠系漏失特点

截止2020年底，二叠系钻进过程中，有57.1%的井发生漏失，单井漏失量454.1 m³；下套管过程中有73.2%的井发生漏失，单井漏失量405.9 m³。二叠系漏失较严重，具有如下漏失特点。

（1）具有较明显的区域规律，南部漏失比率大于北部。从1号断裂带和5号断裂带所钻井漏失统计来看，南部漏失率为69.2%，大于北部的40.9%。由于南部接近主断层，受构造断层应力的影响，地层更加破碎，裂缝发育程度，更容易引起漏失。

（2）具有较明显的岩性规律，统计1号断裂带和5号断裂带所钻井漏失时对应的地层岩性，得出如下规律：英安岩地层漏失次数占总漏失次数的61%，凝灰岩占比36%，玄武岩占比3%。英安岩是一种中酸性喷出岩，裂缝通常较发育，裂缝宽度大小不一，钻进时易漏失；凝灰岩是一种火山碎屑岩，部分含有孔隙和节理缝，钻进过程中时有漏失；玄武岩地层较完整，裂隙不发育，钻进时偶尔发生漏失。

（3）漏速差别大。从每小时几方到失返性漏失都有。其中失返性漏失占比33.3%。漏速的差别是由于钻井液密度、粘度等性能差别，钻速、排量等钻井参数的不同，以及裂缝宽度的差异造成的。钻井液密度和粘度越高，漏速有增大的趋势；钻速越高，井筒内钻屑量越多，当量密度越大，漏速越大，排量越大，作用于漏失层的循环压耗也增大，漏速也呈增长趋势；裂缝宽度越大，漏失截面积也越大，同等压差下漏速就越大。

（4）漏失压力低。统计顺北油气田1号断裂带和5号断裂带二叠系漏失资料，漏失时钻井液密度低于1.26 g/cm³，通过计算，加上循环压耗造成的当量密度增加值，漏失压力不超过1.30 g/cm³。钻进时，需要严格控制钻井液密度、循环排量及钻屑含量等参数，防止当量密度过高造成井漏。

（5）后期钻进易复漏。经过对1号断裂带和5号断裂带二叠系漏失后堵漏数据的分析，对堵漏浆起作用的深度及之前漏失井深，统计出复漏率约27.3%。复漏造成漏失层判断失误，堵漏措施针对性差，堵漏效率低下。

1.3 漏失原因分析

通过对二叠系数火成岩地层特征的分析、漏失特点的概述，结合压力、地层裂缝特点及地质环境特点，总结出二叠系火成岩地层漏失原因^［9］。

（1）地层钻开后，存在天然的压差。二叠系地层压力1.10~1.20，二叠系所用钻井液密度在1.23~1.26 g/cm³，高于地层压力，存在压差，为漏失创造了条件，钻井液在压差作用下由高压力的井筒进入低压力的地层，发生漏失。

（2）地层裂缝发育，存在天然的漏失通道。1号和5号断裂带附近地层破碎，发育天然的裂缝，钻井液在封堵性能不好的情况下，当钻井液中的颗粒尺寸小于裂缝尺寸时，会进入地层裂缝并产生漏失。另外，由于地层裂缝具有压力敏感特性，裂缝被初级封堵后，随着井筒压力的波动，当井筒压力大于裂缝开启压力后，裂缝会继续变大而再次开启，形成的封堵层遭到破坏，引起复漏。

（3）断裂带附近，有足够容纳钻井液的储集空间。由于断裂带附近存在大小不一的裂缝，且随着断裂带不断延伸，空间巨大，当钻井液不能完全充满断裂带裂缝空间的时候，钻井压差和漏失通道存在的情况下，钻井液会源源不断的进入断裂带裂缝空间，漏失就会一直存在。

2 堵漏难点

（1）裂缝多尺度，堵漏浆广谱性差，难以同时封堵住所有裂缝漏失层。由于地层裂缝尺度不均一，存在微米级到毫米级裂缝，漏失后，同时封堵多尺度裂缝有较大困难。堵漏浆中颗粒材料直径大于裂缝尺寸，容易封门；颗粒材料直径小于裂缝尺寸不能形成架桥，堵漏失败。常用的堵漏浆的广谱性较差，只能针对某一固定尺寸裂缝具有较好的堵漏效果，难以同时封堵住多尺度裂缝。

（2）漏失段长，漏失点多，堵漏次数多、时间长。顺北油气田1号断裂带和5号断裂带二叠系地层厚度超过500 m，从上到下都是潜在漏失层，漏失几率大，漏失次数多，逢漏就堵占用的堵漏时间长，会严重影响钻井周期。若不采取缝漏就堵的方法，强行钻进，存在卡钻等安全风险。

（3）裂缝压力敏感，易扩展，导致复漏。地层漏失后，堵漏形成的封堵层隔断地层与井筒，漏失停止，恢复钻进。当井筒压力波动，作用于地层的压力大于裂缝重新开启的压力，裂缝变大且向深处扩展，之前的封堵层与扩大后的裂缝不再匹配，封堵层在井筒压力与地层压力差下被破坏、失效，再次漏失。

（4）上部裸眼井段长，憋挤时易压漏上部地层，堵漏施工工艺受限。由于二叠系所处的裸眼段长，从开次的顶部1500 m左右到二叠系顶4500 m左右，憋挤堵漏时，压力作用于1500 m处的当量密度是4500 m处的当量密度的3倍，很容易憋漏上部地层，造成新的复杂。

3 堵漏技术介绍

针对顺北油气田二叠系复杂的漏失情况，2013年以来，先后采用了桥接堵漏、水泥堵漏、化学凝胶堵漏、化学固结堵漏、高失水堵漏和堵漏浆钻进等技术和方法。

3.1 桥接堵漏

针对大部分井的裂缝性漏失，采用了桥接堵漏技术。桥接堵漏所用的材料包括不同规格的颗粒材料如核桃壳、刚性堵漏剂等，不同规格的片状材料如云母等，不同规格的纤维类材料如桥塞堵漏剂SQD-98、纤维状堵漏剂CXD、矿物纤维等，还有一些复合材料如单封DF、屏蔽暂堵剂SMPB-1、高效随钻封堵剂SMGF-1以及裂缝复合堵漏剂SMLF-1等。按照不同的漏速，调整堵漏材料的规格和比例，通过调整配方，可有效封堵毫米级的裂缝，承压能力达到7 MPa以上。常用的桥接堵漏配方如：0~2%核桃壳（粗）+2%~4%核桃壳（中）+3%~5%核桃壳（细）+0~1%云母（粗）+1%~2%云母（中）+1%~3%桥塞堵漏剂SQD-98（粗）+2%~4%桥塞堵漏剂SQD-98（中）+1%~2%纤维状堵漏剂CXD+2%~4%裂缝复合堵漏剂SMLF-1+2%~4%高效随钻封堵剂SMGF-1+3%~5%超细碳酸钙QS-2。常规桥接堵漏由于广谱性较差，某个配方只能针对特定尺寸裂缝漏失层进行有效封堵，不能兼顾其它尺寸裂缝漏失层，大颗粒材料在小裂缝处封门，在起下钻刮蹭下，漏失层容易重新暴露，引起复漏。另外，由于核桃壳等颗粒材料在长时间浸泡后，强度下降，影响形成的封堵层质量，易导致后期复漏^［10-12］。

3.2 水泥堵漏

针对部分井失返性漏失，采用了水泥堵漏。水泥堵漏就利用常规的水泥浆进行堵漏，利用油井G级水泥、缓凝剂和分散剂等配制成水泥浆，密度控制在1.5~1.8 g/cm³，按照地层温度调整好稠化时间，并保持较好的流动性和沉降稳定性，保证施工安全。现场通常采用打段塞的方式进行水泥堵漏，依靠水泥浆的重力自动流进漏失通道，在漏失通道内固化后起到封堵作用。由于水泥浆密度较钻井液密度高，易与钻井液产生窜混，固结物强度等性能不能保证，影响堵漏效果；另外，水泥浆固化后易收缩，不能与裂缝漏失层紧密接触，影响堵漏效果。

3.3 化学凝胶堵漏^［13］

对于部分井裂缝性漏失，采用了化学凝胶堵漏。化学凝胶堵漏就是利用凝胶特有的流变性进行堵漏的一种堵漏技术，可用于堵漏的凝胶必须具备在地面流动性好、在漏失通道环境下变稠甚至固化的特性，凝胶在漏失通道内稠化甚至固化形成段塞，阻止钻井液继续向地层流动，达到封堵漏失层的目的，化学凝胶典型配方为：水+8%悬浮剂+1%~2%交联剂+8%成胶剂+2%~6%彭润土+重晶石。部分化学凝胶堵漏存在稠化或固化时间不好控制、强度低、与钻井液兼容性差及与地层胶结性差等缺点，堵漏效果受影响较大。

3.4 化学固结堵漏

针对部分井失返性漏失，采用了化学固结堵漏技术。化学固结堵漏就是利用化学固结类堵漏剂配制成堵漏浆，在漏失通道内形成固化封堵层进行堵漏的一种技术。化学固结堵漏所用的化学固结堵漏剂带有正电荷，可与地层中的负电荷相互吸引便于堵漏浆滞留，且固化物体积微膨胀，与地层紧密结合，防止产生微裂缝影响堵漏效果^［14］。化学固结堵漏浆典型配方为：水+160%~200%化学固结堵漏剂+0.5%~2%流型调节剂，具体配方可根据漏失层深度、温度、漏失压力等参数，参考堵漏作业周期，调整其稠化时间、密度等性能，满足现场堵漏施工的要求，确保安全。

3.5 高失水堵漏

针对漏失点明确的失返性漏失，采用了高失水堵漏。所用的高失水堵漏是可固化的高滤失类堵漏技术，利用快速滤失驻留、纤维成网封堵、胶凝固化的思路进行堵漏，具有悬浮稳定性好、滤失速度快、封堵能力强的特点。高失水堵漏材料由滤失材料、纤维成网材料、胶凝材料等组成，其中，滤失材料是具有多孔结构和可压缩性特性，用于调节堵漏浆滤失速度和封堵裂缝；纤维成网材料是由不同长度的聚合物纤维复配而成，起成网拉筋作用，提高堵漏材料的驻留能力；胶凝材料用于提高封堵层强度，可在地层温度下快速胶凝固化，提高封堵层的强度。高失水堵漏典型配方为：清水+50%高失水堵漏剂+0~6%桥堵颗粒。高失水堵漏由于是高滤失类材料，存在压差就会滤失形成滤饼，因此，堵漏施工时要注意安全，防止卡钻或堵水眼复杂的发生^［15］。

3.6 堵漏浆钻进

针对存在多个漏失点的长段漏失层，采用了全井堵漏浆钻进技术。堵漏浆钻进就是将防漏堵漏材料随钻加入到钻井液中，使钻井液含有一定浓度的堵漏材料，对钻过的漏失层进行随钻封堵，对即将钻遇的漏失层进行随钻防漏，在不影响正常钻进的情况下实施防漏堵漏。堵漏浆钻进期间，所加材料为常规桥接堵漏材料，浓度为10%~15%，典型配方为：1%~2%细核桃壳（细）+2%~3%高强支撑剂+2%~4%裂缝复合堵漏剂+1%~2%桥塞堵漏剂（细）+1%云母（细）+1%~2%石灰石粉+1%~2%随钻封堵剂+1%~2%沥青粉。堵漏浆钻进过程中，对钻具结构特别是钻具水眼尺寸有较高的要求，既要简化钻具，不下入大尺寸钻具，减少狭窄环空处卡钻风险，又要保证堵漏材料顺利通过钻具水眼，防止较大颗粒材料在小尺寸水眼处聚集堵塞水眼^［16］。

4 堵漏技术现场应用效果及分析

截止2021年底，顺北油气田二叠系共实施堵漏作业162次。其中，应用最多的是桥接堵漏，共应用135井次，占堵漏作业次数的83.3%，堵漏一次成功率71.1%，复漏率达27.3%。由于桥接堵漏施工程序简单，在逐步摸清漏失通道情况后，针对性会越来越好，因此应用最多。桥接堵漏所用的常规果壳类颗粒材料经过长时间浸泡后强度降低，影响封堵层强度，封堵层易被破坏导致复漏，因此，提高钻井速度，在常规果壳类材料强度未大幅度下降之前钻完进尺，就会避免或减少复漏。

应用次数排第二位的是堵漏浆钻进，共应用15井次，占堵漏作业次数的9.3%，堵漏一次成功率80%。由于漏失层位多，见漏就堵会造成堵漏时间过长，影响钻井周期，因此，针对多漏层的井段，应用堵漏浆钻进，随钻封堵钻遇的漏失，就会大幅度减少堵漏时间。堵漏浆钻进过程中，震动筛等固控设备的使用会受限，得等到漏层全部钻穿后才能正常使用，并且要简化钻具组合，防止颗粒材料在大尺寸钻具附近堆积引起卡钻等复杂。

应用次数排第三的是水泥堵漏，共应用4井次，占堵漏作业次数的2.5%，堵漏一次成功率为25.0%。水泥浆密度高达1.80~1.90 g/cm³，较使用的钻井液密度1.23~1.26 g/cm³高出很多，密度差较大，水泥浆易与钻井液窜混，影响水泥浆的纯度和固化物性能，降低封堵效果。另外，由于水泥固化后会收缩，不能完全封堵住漏失层。以上几点原因导致水泥堵漏成功率低，因此应用也较少。

化学固结堵漏技术应用了3井次，占堵漏作业次数的1.9%，堵漏一次成功率为66.6%。化学固结堵漏浆粘度高，使用过程中通过泵隔离液可以减少与钻井液窜混，加之其固结物具有微膨胀特点，堵漏效果较好。但化学固结堵漏前需要做小样和大样实验，评价化学固结浆的稠化时间，确保施工安全，准备周期较长，影响了其使用。

高失水堵漏技术应用了3井次，占堵漏作业次数的1.9%，堵漏一次成功率为33.3%。由于快速滤失的特点，该技术不适用于长裸眼施工，堵漏浆出钻具水眼后就要关井憋挤，若长段钻具在裸眼段施工，憋压时容易造成卡钻复杂。另外，由于其高滤失特点，堵漏施工时会有滤液进入地层，易引起地层中的粘土水化膨胀，不适用于泥岩等易失稳地层。因此应用也不多。

化学凝胶堵漏技术应用了2井次，占堵漏作业次数的1.2%，未成功封堵住漏失层。化学凝胶密度低，小于1.1 g/cm³，使用过程中与钻井液窜混严重，不能保证高浓度的凝胶进入漏失层。另外，凝胶强度不高，形成的封堵层强度也低，不利于堵漏效果的提升，因此，导致堵漏效果差，现场应用少。

各堵漏技术应用情况及特点如表2和表3所示。

表2  顺北油气田二叠系堵漏情况统计

Table 2  Summary of plugging results in Permian formation in Shunbei Oil and Gas Field

适用范围	堵漏技术	现场应用情况				二叠系适用性
		应用次数	一次成功率/%	单次用时/h	复漏率/%
较小裂缝	堵漏浆钻进	15	80	12.7		适用
	桥堵	135	71.1	41.6	27.3	适用
中大裂缝	化学固结	3	66.6	84.3		适用
	高失水	3	33.3	59.3		较适用
	水泥	4	25	107.6		较差
	化学凝胶	2	0	146.3		差

表3  堵漏技术分析

Table 2  Analysis of plugging technology

堵漏技术	优 点	缺 点	二叠系漏失层适用性
桥堵	配制方便	耐浸泡性较差，易复漏	大部分井应用，效果较好，易复漏
水泥	强度高	体积收缩封堵效果差，密度高易窜混	效果一般
化学凝胶	易进入微小漏失通道，具有膨胀性	密度控制性差，与井浆窜混严重	效果一般
化学固结	易与地层电性吸附，易于滞留，具有膨胀性	需要提前准备	效果较好
高失水	具有固化性能的高失水材料	不适用于长裸眼漏失层	效果较好
堵漏浆钻进	可随时封堵出现的漏失层	钻井液固相含量高，性能调控难度增大	效果较好

通过分析各种堵漏技术的优缺点，结合现场堵漏效果，分析认为桥接堵漏、全井堵漏浆钻进、化学固结堵漏和高失水堵漏较适用于顺北油气田二叠系堵漏，桥接堵漏适用性最好，堵漏浆钻进对长段漏失层效果好，化学固结、高失水堵漏对单点漏失层效果较好，水泥和化学凝胶堵漏还需要进一步改进配方和施工工艺，提高与顺北油气田二叠系漏失层的适用性。

经过多年的摸索，对比漏失速度和使用的堵漏材料粒径，通过堵漏材料粒径来推算漏失通道尺寸，确定了漏速和漏失通道尺寸的对应关系。小于10 m³/h的漏速，对应的漏失通道基本为1 mm以内；10~30 m³/h的漏速，对应的漏失通道尺寸基本为1~4 mm；30~50 m³/h的漏速，对应的漏失通道尺寸基本为4~6 mm；大于50 m³/h的漏速，对应的漏失通道尺寸基本为大于6 mm，甚至数厘米。根据漏失通道尺寸，结合堵漏技术特点，逐步形成了“中小漏失采用桥接堵漏、多点漏失采用全井堵漏浆钻进、大漏采用化学固结或高失水堵漏专堵”的技术方案，针对漏失速度30 m³/h以内的漏失，采用桥接堵漏，根据漏失速度调整颗粒材料粒径，提高堵漏针对性和堵漏效果；针对漏失速度30~50 m³/h的漏失，利用桥接堵漏技术试堵，若颗粒材料不能在漏失通道内架桥，堵漏效果不好，则利用化学固结堵漏技术，若漏失层位离上层套管不超过200 m，则利用配合大颗粒材料的高失水堵漏技术进行堵漏；针对漏失速度50 m³/h以上的漏失，直接利用化学固结堵漏技术，化学固结堵漏浆在漏失通道内固化形成封堵层，阻止漏失；针对存在连续多个漏失层的情况，利用堵漏浆钻进，钻穿漏失层后，再逐步筛除堵漏材料，正常钻进。随着顺北油气田钻井施工的逐步深入，堵漏施工逐步规范，二叠系漏失层堵漏效果大幅提升，通过统计漏失井数据发现，平均单井堵漏时间从2015年的53.8 d降到2018年的8.2 d，再降至2021年的3.8 d，总降低幅度达到92.9%；平均单井漏失量从2015年的2876 m³降低为2018年的557 m³，再降至2021年的368.4 m³，总降低幅度达87.2%，支撑了顺北油气田的高效勘探开发。

5 结论与认识

（1）顺北二叠系火成岩漏失原因包括：存在天然的压差，二叠系地层压力1.10~1.20，二叠系所用钻井液密度在1.23~1.26g/cm³；地层裂缝发育，存在天然的漏失通道；所布井处于断裂带附近，通过裂缝与远端断裂体连通，有足够容纳钻井液的储集空间。

（2）顺北二叠系火成岩地层漏失堵漏难点有4个方面：裂缝多尺度，堵漏浆广谱性差，难以同时封堵住所有裂缝漏失层；漏失段长，漏失点多，堵漏次数多、时间长；裂缝压力敏感，易扩展，导致复漏；上部裸眼井段长，憋挤时易造成上部地层压漏，堵漏施工工艺受限。

（3）经过实践，针对中小裂缝漏失层、多裂缝长段漏失层、大型裂缝漏失层，分别形成了桥堵、堵漏浆钻进、化学固结或高失水堵漏等针对性堵漏技术。通过推广应用，顺北油气田1号断裂带和5号断裂带二叠系火成岩地层堵漏时间和漏失量得到明显控制，漏失量减少87.2%，堵漏时间缩短92.9%，取得了明显效果。

（4）需要结合地层、现场设备情况，进一步完善相关堵漏技术，进一步提高堵漏时效，支撑高效勘探开发，提高经济效益。