超高密度钻井液堵漏技术应用张军彭商平于志纲温银武李斌（四川仁智油田技术服务股份有限公司）摘要贵州赤水（官渡）地区官渡构造海相地层飞仙关组存在超高压盐水层，实钻平均钻井液密度达到２．８０９／ｃｍ３以上。同时，飞仙关组地层承压能力较低，易破碎，易导致漏失发生。但在超高密度条件下进行堵漏施工难度极大，需要解决堵漏浆的可泵性和封堵性等综合难题（固相含量＞５５％）。根据地层特点，室内经过大量实验，研究形成了一套超高密度钻井液堵漏配方，堵漏钻井液密度高达２．７５９／ｃｍ３，总体周相含量达到５５％以上，可封堵２－６ｍｍ微裂缝，承压能力均超过６ＭＰａ。经过现场试验，在官深１井成功配制出密度达到２．７２９／ｃｍ３的堵漏浆，总体吲相含量达到５６％，并在飞仙关组二段取得一次性堵漏成功，为以后超高压堵漏施工提供了经验借鉴。关键词官渡构造超高压超高密度官深１并盐水层堵漏应用贵州赤水（官渡）地区为四川盆地沉积构造演化的一部分，区内三叠系上统须家河组以上地层为陆相沉积，雷坡口组以下地层为海相沉积，地质条件十分复杂。特别是海相飞仙关组地层异常高压气层、盐水层等出现突然，压力高，给钻井施工安全造成极大威胁；该地层实钻钻井液密度可达到２．８０９／ｃｍ３以上，同时，飞仙关组地层易破碎，承压能力较低，易导致漏失的发生，在超高密度钻井液条件下堵漏施工难度大。１超高密度钻井液堵漏技术难点官渡构造此前完成钻探的三口以海相为目的层的官２井、官３井、官７井，都是以较低钻井液密度钻进海相地层，当钻遇高压盐水层后，由于技术问题导致钻井液下沉卡死钻具，最后填井报废。因此，官深ｌ井进入海相地层一开始就使用超高密度钻井液体系。根据地层特点和井身结构设计，官深１井同一裸眼具有不同的地层压力，为压稳超高压盐水气层使用超高密度钻井液。大大增加了薄弱地层井漏的可能性，为解决使用低密度堵漏浆井口回压高和井控安全问题，必须使用超高密度钻井液堵漏浆进行堵漏。１．１超高密度钻井液堵漏浆的封堵性目前的堵漏技术有桥塞堵漏、ＭＴＣ堵漏、无渗透承压堵漏、水泥堵漏、智能凝胶堵漏等，其中桥接堵漏法因其堵漏成功率高，施工方便，使用最为广泛。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。在超高密度钻井液中使用桥堵材料进行堵漏，由于钻井液中的固相含鼍＞５５％，以重晶石为主（粒径分布在粒度７５岫以上为９％左右，４５帅以上为２０％左右），要很好解决各种堵漏材料的粒径配比，确保堵漏成功，具有很大难度。１．２超高密度钻井液堵漏浆的流动性超高密度钻井液中由于固相含量高，液相含量低，钻井液黏度本身都比较高，而各种材料对其流变性影响很大，在加入１０％一２５％的堵漏材料以后，要确保仍然具有可泵性，疵度较大。１６０２超高密度钻井液堵漏室内研究２．１堵漏材料选择根据桥堵堵漏原理，堵漏材料必须具有刚性材料和纤维状材料，粒状、片状、纤维状材料的一般比例约６：３：２或５：２：ｌ。而超高密度钻井液由于固相含量高，堵漏材料的加入使钻井液的粘切快速升高，甚至使其失去流动性，因此需要对堵漏材料进行选择，主要考察对钻井液流变性影响，实验数据见表１。表ｌ堵漏材料选择实验数据表注：堵漏材料加入钻井液后，搅拌１５ｍｉｎ测试性能，测试ＦＶ不经过漏斗黏度计筛网。由上表实验数据可以看出，刚性材料对超高密度钻井液流变性影响较小，主要是纤维类材料对钻井液流变性影响较大，其中高效堵漏剂、ＫＺ－２、ＱＰ－１对超高密度钻井液流变性影响最大，因此选择对超高密度钻井液体系流变性影响较小的ＤＴＲ、ＦＤ一２、ＬＦ一２、ＳＲＤ－＇２等。２．２堵漏浆密度高限考察借鉴川东北海相地层桥堵法堵漏成功经验，堵漏材料浓度一般在１０－２５％，在２．８５９／ｃｍ３密度情况下，固相达到６０％，很难再加入１０％，－－２５％堵漏材料，因此使用２５％的堵漏材料浓度，使用胶液稀释降低密度，考察可配制具有良好流动性的堵漏浆的最高密度，实验数据见表２。表２堵漏浆密度考察实验数据表注：２５％堵漏材料配方４％ＦＤ一２＋３％ＬＦ一２＋２％ＦＲＤ一２＋６％ＤＴＲ＋４％ＳＲＤ一２＋３％ＳＲＤ－３＋３％ＳＲＤ一５；堵漏材料１５ｍｉｎ内加入，再搅拌１５ｍｉｎ后测试性能：流动度参照水泥浆流动度对水泥流变性评价方法。由表２实验数据可以看出，在密度２．７５９／ｃｍ３情况下，加入２５％堵漏材料，流动性一般，为保证超高密度堵漏浆良好的可泵性，对超高密度钻井液使用胶液进行稀释，选择密度在２．７０９／ｃｍ３左右作为堵漏浆的基浆。１６ｌ２．３时间对堵漏浆流动性影响考察评价堵漏材料加入超高密度钻井液，搅拌时间对堵漏浆流动性能影响，便于控制现场旅工时间，实验堵漏材料在１５ｍｉｎ内加入，然后搅拌观察和测试堵漏浆流动性能，实验数据见表３。表３堵漏浆流动性实验数据表注：基浆密度选择２．７０９／ｃｍ３，２５％堵漏材料配方４％ＦＤ一２＋３％ＬＦ一２＋２％ＦＲＤ一２＋６％ＤＴＲ＋４％ＳＲＤ一２＋３％ＳＲＤ－３＋３％ＳＲＤ一５可以看出，堵漏浆在搅拌６０ｍｉｎ以后，流动性开始变差，超高密度本身液相含量低，纤维类堵漏材料随着时间吸水和高固相搅拌发热水分挥发，使得超高密度堵漏浆密度升高，流动性变差，因此从开始配制堵漏浆到泵入钻杆内，尽量不要超高９０ｍｉｎ。２．４堵漏配方实验选择超高密度钻井液的固相高，要求具有很好流动性和合理比例堵漏粒径，通过考察堵漏材料与超高密度井浆的配伍性、封堵性，结合川东北海相地层成熟堵漏配方，对不同漏失速度的配方进行优化，参考石油天然气行业标准ＳＹ／Ｔ５８４０－９３《钻井用桥接堵漏材料室内实验方法》和水泥浆流动度评价方法，采用ＤＬ型堵漏材料试验装置，针对不同的缝板宽度进行封堵性和流动性进行评价优化。优化后的堵漏浆配方、流动性和封堵性见表４。表４堵漏浆流动性和封堵性流动性。配方。描述．１无沉降。ｔ流动性好ｔ浆无沉降。．．流动性好ｔ：无沉降．・流动性好ｔ１２．５ｔ；４５妒２４０，１３．昏’缝板ｔｊ弧。基浆ｔ？２０封堵性。累计封堵ｔ时间“６５０流动度ｎｔ１５．７，累计漏失量＾Ｌ，３４０＋实验效果“描述ｏ封堵效果・，好，承压（曼ｖＱＥＩｃｆ）＋４帅一２＋５，５ＬＰ孔＋ａ蚓豫Ｄ－２＋５如ＴＲ十７％ＳＲＤ一２・：基∥ｄ６ｌ伊ａｔ；３０（２．７０９／ｃｆ）＋３％∞一２慌Ｆ－２・一浆秘封堵效果５００一好，承压能力６肝吖漏失量小，承压能力６加？ａｐ＋动‘ＦＲＤ一２＋４’∞ＴＲ斗１４％ＳＲＤ＿－２＋哇，■５Ｓ砸卜３＋３％ＳＲＤ一５・？基４－＝（２．７０ｇ／ｅｌ’）＋３％∞一２＋３’（ＬＦ。２ｆ＋２蝈曛Ｄ一２＋５＇ｋＤ附３％ＳＲＤ一２＋戥＊ＳＲＤ一３＋５％ＳＲＤ一５‘基昏浆无沉降，・流动性好。１０．３。６１ｔ‘（２．ｚＯ＝／ｃ－＇）＋３孵∞一２＋３％ＬＦ－２－．漏失量小，２∞ｏ季压能力６ＭＰａ－ｊ＋２％ｌ碾Ｄ一州冀ＤＴＲ＋３％Ｓｌ∞２＋５％・；ＳＲＤ３＋７％ＳＲＤ５＋３％核桃壳（３－５目）基６ｔ－浆（２．７０ｃ／ｃｆ）＋２啪一２＋３＇‘ＬＦ－２・，＋２，旺强Ｄ一２＋４Ｙ，ｌＤＴＲ＋３％ＳＲＤ２＋７％无沉降，ｔ流动性好一ｊ９．８・７１ｔ一２４８一一赢失箜小。承压能力６ｌ巾ａ—ＳＲＤ３＋ｇ％ＳＲＤ５＋４％核桃壳（２－３目）．１６２注：实验压力为Ｉ＇６ＭＰａ，最高封堵稳压为６ＭＰａ，稳压２０ｒａｉｎ，：压力源为１２ＭＰａ的标准氮气。由表４实验数据可知，优化后配方均具有较好的流动性，它们存在的差别主要在于选择骨架材料的尺寸不同，能针对不同的缝宽进行封堵，且承压能力都能达到６ＭＰａ。因此，现场应用时可以根据漏失层位岩石裂缝宽度及实际漏失的大小选择不同堵漏粒径的堵漏配方。２．５掩工工艺技术２．５．１小型实验要根据井浆性能变化，隔一段时间考察一次超高密度钻井液配制堵漏浆的可行性，进行小型实验。２．５．２堵漏步骤①根据漏失特点判断漏失性质，选择合适的桥接堵漏配方。进行小型实验考察堵漏浆性能。②准备好超高密度钻井液２０ｍ３左右，使用胶液调整密度至２．７０９／ｃｍ３左右，尽量降低钻井液的粘切。③通过加料漏斗按照配方加入堵漏材料，先加入增粘小的刚性材料（由于刚性材料密度和基浆密度相当，因此不会出现下沉现象，利于搅拌均匀），后加入增稠的堵漏材料。④下光钻杆至漏层，注入桥堵浆（堵漏浆从堵漏材料）ｉＤＡ，完成到施工不能超过９０ｍｉｎ，否则导致堵漏浆太稠无法泵送）。⑤注入２．９０９／ｃｍ３以上超高密度重浆６ｍ３左右，以平衡井口回压。⑥用原井浆顶替至漏层，采用小排量间歇挤堵，关井侯堵８ｈ以上，保持立压和套压稳定。下钻通井，循环排堵漏浆，确定不漏后恢复钻进。３超高密度堵漏技术应用与效果评价３．１官深ｌ井基本情况官深１井是中石化西南分公司部署在四川盆地川南低褶带官渡构造官中高点西翼的一口重点预探井（直井），设计井深４１１０ｍ，以下二叠统茅口组为主要目的层，兼顾探索下三叠统嘉陵江组、飞仙关组及长兴组。官深ｌ井在飞仙关组钻遇异常高压含水气层（压力系数２．５５）和水层（压力系数２．７２）。３．２现场应用官深ｌ井２０１０年１１月９日０：０５下钻到底循环时发现井漏。漏失井深：３３２２．６７ｍ，循环漏速：１８．２６ｍ３／ｈ，钻井液出口密度２．７８９／ｃｍ３，脱气密度２．８７９／ｃｍ３，层位飞仙关组二段。漏失原因分析为地层压裂诱导性漏失，循环降低井浆脱气密度至２．８５９／ｃｍ３，按照室内堵漏技术进行堵漏。图１挤堵套压与挤堵时间关系变化曲线图堵漏施工：①预先配制堵漏浆１８ｍ３，堵漏浆密度２．７２９／ｃｍ３，堵漏材料总浓度２３％，配制时堵漏材料按顺序加入并连续搅拌，堵漏浆配方为：基浆（密度２．７０９／ｃｍ３）＋３％ＦＤ一２＋３％ＬＦ一２＋２％ＦＲＤ一２＋４％ｓＲＤ一２＋４％ＳＲＤ－３＋３％ＳＲＤ一５＋４％ＤＴＲ，按照配方顺序加入材料；②倒闸门正注堵漏浆１３．８ｍ３（返出井浆１０．８ｍ３），然后替入井浆２８．９ｍ３，替入重浆２．９８９／ｃｍ３Ｘ５．８５ｍ３（返出井浆３４．９ｍ３），共替入钻井液３４．７５ｍ３：③起钻至２８１２ｍ，关井挤堵，共注入井浆１０．１８ｍ３，挤堵套压变化曲线见图ｌ，挤堵过程中套压能保持在２ＭＰａ以上。３．３效果评价官深１井使用超高密度钻井液堵漏技术后，下钻到底循环无漏失，使用超高密度钻井液（泵压１８ＭＰａ，排量２８Ｌ／ｓ）继续钻进，实现了一次性堵漏成功。４结论（１）通过室内实验研究，形成一套满足官波构造不同漏速的超高密度钻井液堵漏配方。总体固相含量达到５５％，具有较好的流动性和封堵性，并形成了配套施工工艺技术。（２）超高密度钻井液堵漏技术在官深１井飞仙关组二段成功应用，现场一次性堵漏成功，验证了室内研究成果的可行性和有效性。（３）官渡构造海相地层多处存在超高压带，地层极易被压裂诱发漏失，因此，超高密度钻井液堵漏技术在该区块具有很好的推广应用前景。参考文献［１］王水琪等．塔里木山前构造带高密度钻井液堵漏技术［Ｊ］．钻井液与完井液，２００６（１）：７６—７７［２］李辉等．高密度随钻堵漏技术研究［Ｊ］．钻井液与完井液，２００６（２）：２５－２７［３］田陆飞等．钻井用堵漏材料研究进展［Ｊ］．中国建筑防水，２０１０（６）：１—３［４］窦斌等．川东北地区井漏特征及建议［Ｊ］．钻采工艺，２００９（９）：１１４—１１７［５］王多尽等．快捷堵漏剂的研究与应用［Ｊ］．天然气工业，２００８（１１）：７４—７６［６］冯素敏等．新型抗高压堵漏剂的研究与评价［Ｊ］．钻井液与完井液，２００７（７）：２４—２７［７］官深１井钻井设计［８］官２井、官３井、官７井完井报告
