南堡防漏堵漏工艺研究课件

南堡油田防漏堵漏工艺技术南堡油田防漏堵漏工艺技术

汇报内容一、概述二、地层特点及井漏原因分析三、室内研究四、防漏堵漏工艺技术汇报内容一、概述

南堡油田位于河北省唐山市曹妃甸港区，属于渤海湾盆地黄骅凹陷北部南堡凹陷，是冀东油田公司建设大油田的主战场，所钻遇的地层自上而下为平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组。2007年1－8月份南堡油田先后有九口井在施工过程中发生井漏，其中单井最大漏失泥浆量达到672m3，这不仅浪费了大量的人力、物力和财力，同时也严重制约了钻井提速，影响了固井质量，从而严重制约了南堡油田的勘探开发速度。一、概述南堡油田位于河北省唐山市曹妃甸港区，

2006－2007年大港油田集团钻井技术服务公司开展了孔隙、裂缝型漏失堵漏技术研究工作，通过分析孔隙、裂缝型井漏发生原因，剖析各种传统堵漏技术的优缺点，经过室内研究，研究出针对不同井漏速度的孔隙、裂缝型漏失的堵漏方案。通过15口井的现场试验，堵漏成功率达到93.33%，将地层承压能力提高了3－15MPa。该技术成果已通过大港油田集团公司验收。一、概述2006－2007年大港油田集团钻井技术服务公司

▲地层特点

明化镇为曲流河沉积，地层为砂泥岩互层，以中细砂岩为主。明下段地层含砂率一般为43.5％，砂层最大厚度20m，最小厚度1.0m，平均厚度7.0m。孔隙类型主要是原生粒间孔，孔隙度为29.5％－33.7％，平均孔隙度30.9％；渗透率为624－5840*10－3µm2，平均2746*10－3µm2，属于高孔高渗。馆陶组为一套辩状河沉积，中下部存在大段玄武岩，储层岩性以砂砾岩为主，最大厚度31.5m，最小厚度1.0m，平均厚度7.6m。厚层砂砾岩主要集中于馆陶组顶部和底部，中部为砂岩、砂砾岩与泥岩互层。孔隙类型主要是原生粒间孔，孔隙度为23.6％－31.1％，平均25.8％，渗透率为288－5310*10－3µm2，平均1171*10－3µm2，属于高孔高渗型储层。二、地层特点及井漏原因分析▲地层特点二、地层特点及井漏原因分析▲地层特点

东一段为三角洲沉积，地层含砂率一般为43.5％，单砂层厚度主要分布在3－9m范围内，最大单砂层厚度10m，孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为次生孔隙，孔隙度23.4－28.4％，平均孔隙度26.7％，平均渗透率230.6*10－3µm2，属于中孔中渗型储层。东二段为浅湖沉积，以灰色泥岩为主，夹浅灰色粉砂岩和细砂岩。孔隙类型以原生粒间孔为主，平均孔隙度17.9％，平均渗透率61.1×10－3µm2，属于中孔中渗型储层。东三段属于扇三角洲沉积，地层含砂率一般为30－40％，东三上亚段平均孔隙度21.7％，平均渗透率9.6×10－3µm2，东三下亚段平均孔隙度16.9％，平均渗透率5.8*10－3µm2，储层物性比较差。二、地层特点及井漏原因分析▲地层特点二、地层特点及井漏原因分析▼井漏原因分析

地层原因明化镇地层成岩性较差，砂岩属于高孔高渗地层，承压能力较低；馆陶组地层的砂砾岩为南堡油田的主要储层，属于高孔高渗储层，特别是NgIV油层，由于先期开发过程中注水未跟上，造成地层能量亏空；馆陶组存在大段玄武岩地层，其地层坍塌压力为1.28g/cm3左右，为了保证钻井安全，钻井液密度必须控制在1.28g/cm3左右；由于受地壳运动作用，玄武岩产生了形变，使玄武岩存在裂缝或微裂缝，这些裂缝未被完全填充而成为流体流动通道。

人为因素提高钻井液密度前未做好防漏工作，未首先调整钻井液，补充单封、细目碳酸钙、非渗透井眼稳定剂等材料，以提高地层的承压能力；加重速度太快、开泵太猛、加重不均匀等。二、地层特点及井漏原因分析▼井漏原因分析二、地层特点及井漏原因分析◆承压剂特性承压剂能有效封堵不同渗透性地层，即具有广谱封堵漏层和保护储层效果。承压剂封堵层形成速度快且薄，位于近井壁上，没有渗入井壁深处。承压剂封堵隔层承压能力强，能有效提高地层漏失压力和破裂压力梯度，相当于扩大了安全密度窗口。不同于常规钻井液的泥饼，承压剂在井壁表面的封堵层很薄，阻隔压力传递能力强，因此，能有效避免压差卡钻。

三、室内研究◆承压剂特性三、室内研究◆承压剂堵漏机理

粒径分布广，可依据需求进行调整。承压剂中包含大量有机材料，有机物中含有大量的-COO-、-NH2吸水基团，此基团的比例不同，其膨胀的倍数和速度不同。它吸水后变成粘弹性膨胀体而充满孔喉，阻止钻井液进一步向地层深处运移。粒径较小的颗粒进入孔隙或微裂缝中，在1-5小时内吸水膨胀，膨胀倍数是自身体积的3-15倍，充满孔喉或微裂隙，在漏失处锁住堵漏材料。由于吸水膨胀压力的作用，使其它堵漏材料发生去水化作用，因此，漏失地层的封堵效果更好，可以有效提高漏层的承压能力。三、室内研究◆承压剂堵漏机理三、室内研究承压剂吸水时间与膨胀率关系图三、室内研究承压剂吸水时间与膨胀率关系图三、室内研究

◆配伍性实验室内对大港油田常用的硅基防塌钻井液、抑制性钻井液和聚合物钻井液进行了配伍性实验。从现场取回不同类型钻井液井浆，测定其常规性能，然后加入承压剂，充分搅拌后再测定其常规性能。将上述未加承压剂和加入承压剂的钻井液在滚子加热炉中同时热滚16小时，冷却至室温，再分别测定其钻井液性能，以此评价承压剂与钻井液的配伍性。从实验结果可以看出，加入承压剂后对各钻井液体系的性能影响不大，其中中压失水有所降低、粘度略有所升高。这说明承压剂与常用钻井液体系具有良好的配伍性。三、室内研究◆配伍性实验三、室内研究配方密度g/cm3粘度s失水/泥饼ml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa1#硅基钻井液150℃×16h滚动1.481.4846482.8/15.4/19.593.5/215/2364.567454719.5202#：1#+2%承压剂150℃×16h滚动1.481.4849.5512.8/13.5/19.595/246.5/24.567.568484919.5193#抑制性钻井液150℃×16h滚动1.221.2241495.4/0.57.2/1109.53.5/16.54/203565.522461319.54#3#+2%承压剂150℃×16h滚动1.221.2242515.3/16.8/1109.54/185.5/223667234913185#聚合物钻井液120℃×16h滚动1.181.1845466.6/19.6/18.582.5/13.53/1430.532192011.5126#5#+2%承压剂120℃×16h滚动1.181.184546.56.4/19/18.583/144.5/1633.535202213.513

承压剂与常用钻井液体系的配伍性实验

三、室内研究配方密度粘度失水/泥饼PHGELAVPVYP1#硅基钻◆堵漏方案研究

孔隙型漏层实验

使用堵漏试验装置，将弹珠床改为砂床，通过缓慢加压，井浆和堵漏钻井液在砂床上形成封堵带，当压力不断上升时，封堵带会被破坏，会有钻井液流出，此时产生的最大压力即为承压能力。实验结果表明：堵漏钻井液在砂床上形成的封堵带能直接承受压力达3.5MPa以上，与原井浆相比加入堵漏材料的堵漏钻井液承压能力至少提高了3.0MPa。三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究配方产生滤失时最大压力MPa承压能力相对提MPa砂床目数孔隙类型1#硅基钻井液1.13040中小孔隙1#+1.5%单封+2％承压剂6.75.630402#抑制性钻井液0.820302#+1.0%单封+1.5%复合堵漏剂+2％承压剂5.74.920303#聚合物钻井液0.51020大孔隙3#+1.5%单封+2.5%复合堵漏剂+2％承压剂3.53.01020孔隙堵漏实验

三、室内研究配方产生滤失时承压能力砂床孔隙1#硅基钻井液1.130◆堵漏方案研究

孔隙型漏层实验选用不同渗透率的岩心，利用高温高压动态失水仪使堵漏钻井液在岩心表面形成封堵带，再通过岩心流动实验装置，用清水反向驱替，当有液体从出口流出时，此时的驱替压力即为封堵带的最大承压能力。实验结果表明：加入承压剂后可以增强不同渗透性岩心中颗粒间的联结力，提高岩心封堵带的承压能力，与原井浆相比，加入承压剂后平均承压能力提高了6.03MPa。三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究配方岩心承压能力MPaKa×10-3µm2承压相对提高MPa实验温度℃1#硅基钻井液5.789.111002#1#+1%承压剂13.289.627.51003#抑制性钻井液5.0178.231004#3#+1%承压剂10.6178.645.61005#聚合物钻井液3.8436.15706#5#+2%承压剂8.8437.185.070岩心承压能力实验

三、室内研究配方岩心承压能力MPaKa承压相对提高实验温度1#◆堵漏方案研究

裂缝型漏层实验使用JHB新型高温高压堵漏实验仪进行堵漏效果评价实验，用不同堵漏方案进行不同型号裂缝的堵漏实验。在封堵宽裂缝时采用复合堵漏剂、果壳、纤维堵漏材料与承压剂配合，而封堵窄裂缝时采用纤维堵漏剂配合承压剂的堵漏方案。实验结果表明：加入1.5-2%承压剂以及2%单封等能够封堵小于1mm裂缝，对于1mm以上的裂缝，用适量的承压剂配合适量粒径大小合适的果壳、复合堵漏剂和纤维材料，堵漏效果明显提高，且承压能力也得到提高，相对提高了4.14MPa。

三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究配方压力MPa封堵缝隙初始静堵压力封堵后最大承压承压提高1#硅基钻井液0.3MPa全失1mm1#+1.5%承压剂+2%单封+2%石棉绒0.72.32.01mm1#++1%承压剂+3%果壳+6%复合堵漏剂+3%单封+3%石棉绒+2%复配暂堵剂2.35.04.73mm1#+2%承压剂+4%果壳+8%复合堵漏剂+2%单封+4%石棉绒+2%复配暂堵剂2.65.65.34mm1#+4%果壳+2.5%复合堵漏剂+2%单封1.63.02.74mm不同裂缝封堵实验

三、室内研究配方压力MPa封堵初始封堵后承压1#硅基钻井液0.3◆堵漏方案研究

酸化解堵实验将已通过高温高压动态污染的露头岩心，用15%的盐酸浸泡3小时后，利用岩心流动实验仪来测量其渗透率恢复值的大小，以此来衡量封堵带酸化解堵效果。实验结果表明：加入承压剂后在岩心内形成的封堵膜经过15%的盐酸浸泡3小时后，岩心渗透率恢复值达到了96%，接近岩屑的原始渗透率，完全能够达到保护油气层的效果。三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究酸化解堵实验

岩心Ka×10-3µm2Ko×10-3µm2盐酸浓度%酸化时间hKd×10-3µm2渗透率恢复值%1＃露头岩心417.0067.0015364.32962＃露头岩心422.1850.0615339.1978.29备注：污染1＃露头岩心的钻井液为聚合物钻井液+1%承压剂污染2＃露头岩心的钻井液为聚合物钻井液三、室内研究酸化解堵实验岩心KaKo盐酸酸化Kd渗透率1＃露头岩心41

◆室内研究结论

承压剂中包含大量有机材料，有机物中含有大量的-COO-、-NH2吸水基团，此基团的比例不同，其膨胀的倍数和速度不同。它吸水后变成粘弹性膨胀体而充满孔喉，阻止钻井液进一步向地层内部运移。

承压剂能够在1—5小时内吸水膨胀充满孔隙或裂缝，并在漏失处锁住堵漏材料。由于吸水膨胀压力的作用，使堵漏材料发生去水化作用，因此，对漏失地层的封堵效果更好。

承压剂封堵带形成速度快且薄，位于近井壁，能够被酸溶。因此，不会对储层产生永久堵塞损害。三、室内研究◆室内研究结论三、室内研究

◆室内研究结论

针对不同孔隙、裂缝型漏失，研究出五套堵漏方案。

方案一：井浆＋1.5％承压剂+2%单封；

方案二：井浆＋1.5%单封+2.5%复合堵漏剂+2％承压剂；

方案三：井浆+1.5%承压剂+2%单封+2%石棉绒；

方案四：井浆+1%承压剂+3%果壳+6%复合堵漏剂+3%单封+3%石棉绒+2%复配暂堵剂；

方案五：井浆+2%承压剂+4%果壳+8%复合堵漏剂+2%单封+4%石棉绒+2%复配暂堵剂。

三、室内研究◆室内研究结论三、室内研究

基于对南堡油田地层特性及井漏原因分析，总结2007年我公司所服务NP1-1A2-P3井和NP101×2井堵漏实践，结合室内研究成果和我公司在其它油田的堵漏成功经验，针对目前南堡油田常见的三种井身结构条件下发生井漏的现状，制定不同的防漏、堵漏措施，概括如下：◆以NgIV油层为开发目的层的井

此类井均为三开井，三开井段实施油层专打，发生井漏的井段主要集中在玄武岩底部的玄武质泥岩和砂岩地层，井漏的主要原因为地层压力亏空。

★依据地质设计和现场录井资料，当钻进至接近馆陶组玄武岩底部的目的层地层时，在正常钻进所使用的钻井液中加入2-3%GN-YBJ-I，提高地层的承压能力；控制较高的钻井液粘度，要求达到70-80s，有利于提高钻井液的防漏能力。四、防漏堵漏工艺技术基于对南堡油田地层特性及井漏原因分析，总结2

★如果钻进时发生井漏，表明已经进入储层，应立即停止钻进，起出钻具进行堵漏，推荐堵漏配方为：井浆+1.5-2%承压剂+3-4%果壳+6-8%复合堵漏剂+2-3%单封+3-4%石棉绒+2-3%复配暂堵剂，堵漏浆性能：密度1.28g/cm3，粘度大于100s。

★在玄武岩地层井段如果采用水泥浆堵漏，建议前置液和后置液均不能采用清水，而采用具有良好抗水泥污染能力，与井浆性能相似的钻井液作为隔离液，防止因清水浸泡造成玄武岩地层坍塌。

★为了满足固井施工要求，堵漏后必须按要求进行试压，如果承压能力不足，必须分析原因，调整堵漏方案，再次进行堵漏、试压，直到达到要求为止，尽量避免下技套过程中发生井漏，或因此而造成其它事故与复杂。四、防漏堵漏工艺技术★如果钻进时发生井漏，表明已经进入储层，应立即

★如果套管下入后开泵时井漏，应立即停泵，观察井筒液面，不断灌泥浆，同时，立即组织配堵漏泥浆堵漏，推荐堵漏泥浆配方为：井浆+2-2.5%果壳+5-6%复合堵漏剂+2-3%云母片+2-3%石棉绒+2-3%单封+2-3%凝胶聚合物。堵漏浆性能：密度1.28g/cm3，粘度大于100s。堵漏效果以能建立正常钻井液循环为准，然后再调整钻井液性能，清洗井眼；进行技套固井时，增加前置液的用量，以清除虚泥饼，保证固井质量。四、防漏堵漏工艺技术★如果套管下入后开泵时井漏，应立即停泵，观察◆对于明化镇砂岩、馆陶组玄武岩地层漏失井

在南堡油田钻井施工中，在明化镇砂岩地层和馆陶组玄武岩地层井段发生井漏的井主要集中在NP101井区，发生井漏的根本原因是：在垂深1300m左右的明化镇地层存在高孔高渗透砂岩地层，馆陶组玄武岩地层存在微裂缝，地层承压能力低；钻井液加重前未进行防漏处理；加重不均匀。

◎建议修改目前的井身结构，增加30m导管，将表层套管下深增加至垂深1350m左右（具体下深依据地层而定），以封隔高渗透明化镇砂岩地层。

◎在正常钻进所使用的泥浆中增加1-1.5%GN-YBJ-I、1-2%SAS、1-1.5%QS-1，以改善泥饼质量，提高地层的承压能力；控制较高的泥浆粘度，要求达到55-65s，有利于提高泥浆的防漏能力。四、防漏堵漏工艺技术◆对于明化镇砂岩、馆陶组玄武岩地层漏失井四、防漏堵漏工艺技术

◎由于本井区在垂深1300m左右存在承压能力较弱的低压砂岩地层，建议钻进至垂深1400m左右进行一次工艺堵漏，以提高该地层的承压能力，为下部井段安全钻进创造条件。推荐堵漏配方：井浆+2-3%单封+3-4%细目碳酸钙+4-5%复合堵漏剂+2-3%果壳+3-4％石棉绒+1-1.5%承压剂。

◎如果钻进过程中需要提高泥浆密度，首先对泥浆进行调整，补充单封、QS-1和SAS等处理剂，改善泥饼质量。加重时控制加重速度，要求均匀提高密度，防止压漏明化镇1300m左右的低压砂岩地层。

如果钻进时钻井速度突然加快，同时发生井漏，应立即停止钻进，配堵漏泥浆进行静止堵漏，堵漏措施概括为。※推荐堵漏配方：井浆+2-3%单封+5-6%复合堵漏剂+2-3%果壳+3-4％石棉绒+2-3%云母片+2－3

%复配暂堵剂+1-1.5%承压剂。

※性能要求：粘度大于100s。

四、防漏堵漏工艺技术◎由于本井区在垂深1300m左右存在承压能力较弱

※如果井漏速度小于8m3/h,不加推荐堵漏配方中的果壳，若钻具组合中没有马达、MWD或LWD等仪器，可直接在漏层注入堵漏泥浆静堵；若钻具组合中有马达、MWD或LWD等仪器，必须起出钻具，换堵漏钻具在漏层注入堵漏泥浆静堵。

※如果井漏速度大于于8m3/h,必须立即停止钻进，强行起出钻具，边起边灌泥浆，按推荐配方配制堵漏泥浆，换堵漏钻具在漏层上部注入堵漏泥浆静堵。

※如果注入堵漏泥浆和顶替泥浆过程中未发生漏失或泥浆漏失量较小，必须在漏层顶部关封井器进行蹩堵，蹩堵采用少量多次，要求累计蹩入量达到10m3左右。

※配制堵漏泥浆时承压剂必须最后加入，静止堵漏时间要求大于10小时。

※井漏后每次下钻开泵必须避开易漏地层，泵排量必须从小排量开始逐渐递增，避免激动压力蹩漏地层。四、防漏堵漏工艺技术※如果井漏速度小于8m3/h,不加推荐堵漏配方中的◆对于以东营组储层为目的层的井

此类井在钻井施工过程中可能发生明化镇砂岩地层漏失、玄武岩地层漏失和馆陶组砂岩储层漏失，因此，井漏已经成为制约钻井施工速度的瓶颈。对于明化镇砂岩和馆陶组玄武岩地层井漏按照前述方案进行堵漏，针对馆陶组砂岩储层漏失提出两套防漏、堵漏建议方案。方案一：优化井身结构。采用低密度泥浆钻穿砂岩储层，然后再进行承压堵漏，最后提高密度钻穿下部玄武岩入窗。⊙采用四开井身结构，将第一层技套（∮244.5mm套管）下到NgIV油层顶部，封隔上部玄武岩地层，采用∮215.9mm井眼入窗，悬挂∮177.8mm尾管，用∮152.4mm钻头钻目的层。⊙第一层技套固井后，在技套内对泥浆性能进行调整，启动离心机等固控设备将泥浆密度降低到1.10-1.15g/cm3，补充1.5-2.0%GN-YBJ-I，控制泥浆粘度为70-80s。四、防漏堵漏工艺技术◆对于以东营组储层为目的层的井四、防漏堵漏工艺技术⊙当泥浆性能达到设计要求后再三开，钻进过程中依据钻井速度和泥浆消耗量及时补充各种相应的处理剂，保持泥浆性能稳定，确保施工安全。⊙根据地质录井资料，确定钻穿砂岩储层，进入馆陶组底部玄武岩地层后，立即停止钻进，循环清洁井眼后起钻至技套内，关封井器做承压试验。如果地层的承压能力能够达到1.30g/cm3当量泥浆密度，则开井调整泥浆密度，逐渐加重到1.28g/cm3；如果地层的承压能力不能达到1.30g/cm3的当量泥浆密度，则开井进行承压堵漏。⊙起出井筒内钻具，将堵漏钻具下入技套内。在起下钻过程中同时进行堵漏泥浆的配制，推荐堵漏泥浆配方为：井浆+2-3%单封+5-6%复合堵漏剂+2-3%果壳+3-4％石棉绒+2-3%云母片+2-3

%复配暂堵剂+1-1.5%承压剂。堵漏泥浆要求：密度1.30-1.32g/cm3、粘度大于100s、数量60m3左右。⊙将钻具下至井底，然后注入堵漏泥浆，并顶替到位，使全裸眼井段充满堵漏泥浆，再将钻具起至技套内，关封井器进行蹩堵，蹩堵压力采取多次递进。四、防漏堵漏工艺技术⊙当泥浆性能达到设计要求后再三开，钻进过程中依据钻井速⊙以6-8l/s的泵速进行打压蹩堵。第一次泵入堵漏泥浆6-8m3，静止蹩堵4-5h后进行第二次打压蹩堵，泵入堵漏泥浆3-5m3。如此反复进行打压、蹩压、静堵，每次泵入堵漏泥浆量控制在2-3m3。如果压力下降速度较快或幅度较大时，则采取降低泵压多次重复打压的方法，逐渐提高地层承压能力，然后再小幅度逐渐提高蹩挤压力。当挤入量累计达到15-20m3时，压力仍然不起或起压偏低，根据情况采取静堵，以提高地层承压能力。

⊙当蹩堵压力稳定到预期值，当量泥浆密度提高到1.30-1.32g/cm3，能够满足钻进玄武岩地层施工需要，承压堵漏结束。⊙承压堵漏结束后，开井循环泥浆，清除堵漏材料，调整泥浆性能，逐渐将泥浆密度提高到1.28g/cm3，起出堵漏钻具，换正常钻具恢复钻进。

四、防漏堵漏工艺技术四、防漏堵漏工艺技术方案二：强穿漏层⊙依据现场地质录井资料，确定钻进至馆陶组砂岩油层顶部，如果未发生井漏，则继续钻进，同时补充2-3%单封、1.5-2%GN-YBJ-I、1-2%SAS和1-2%QS-1，控制泥浆粘度70-80s。⊙如果发生井漏，但井漏速度小于5m3/h，则简化钻具后继续钻进，在泥浆中补充2-3%单封、2-3%GN-YBJ-I、1.5-2%SAS和2-3%QS-1，控制泥浆粘度大于80s。同时组织倒运或配制泥浆，以满足钻井施工需要。当现场泥浆补充量不能满足钻井施工时，立即停止钻进，配制30m3左右堵漏泥浆，注入并顶替到漏层，将钻具上提到安全井段静止堵漏，组织配制泥浆。⊙待地面泥浆准备充足后再强行钻进，如此反复，直至钻穿砂岩储层后进行彻底堵漏。推荐堵漏配方为：井浆+1.5-2%单封+2.5-3%复合堵漏剂+2％承压剂。

四、防漏堵漏工艺技术方案二：强穿漏层四、防漏堵漏工艺技术⊙如果井漏速度大于5m3/h，则立即停止钻进，采取边起钻边灌泥浆的方法强行起出钻具，然后简化钻具结构，下钻至技套内，配制堵漏泥浆，堵漏泥浆配方为：井浆+2-3%XA(溶胀型复合堵漏剂），性能要求：密度1.28g/cm3、粘度大于80s、失水小于6ml。⊙待堵漏泥浆准备充分后，下钻到底实施强行钻进，强行钻进过程中所有固控设备停止运转，降低泵排量，控制在15-20l/s。⊙当现场泥浆补充量不能满足钻井施工时，立即停止钻进，配制30m3左右堵漏泥浆，注入并顶替到漏层，将钻具上提到安全井段静止堵漏，按前述配方组织配制泥浆。待地面泥浆准备充足后再强行钻进，如此反复，直至钻穿砂岩储层后进行彻底堵漏。推荐堵漏配方为：井浆+1-1.5%承压剂+3-4%果壳+5-6%复合堵漏剂+2-3%单封+2-3%石棉绒+1-2%复配暂堵剂。四、防漏堵漏工艺技术⊙如果井漏速度大于5m3/h，则立即停止钻进，采取边起谢谢谢谢南堡油田防漏堵漏工艺技术南堡油田防漏堵漏工艺技术

汇报内容一、概述二、地层特点及井漏原因分析三、室内研究四、防漏堵漏工艺技术汇报内容一、概述

南堡油田位于河北省唐山市曹妃甸港区，属于渤海湾盆地黄骅凹陷北部南堡凹陷，是冀东油田公司建设大油田的主战场，所钻遇的地层自上而下为平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组。2007年1－8月份南堡油田先后有九口井在施工过程中发生井漏，其中单井最大漏失泥浆量达到672m3，这不仅浪费了大量的人力、物力和财力，同时也严重制约了钻井提速，影响了固井质量，从而严重制约了南堡油田的勘探开发速度。一、概述南堡油田位于河北省唐山市曹妃甸港区，

2006－2007年大港油田集团钻井技术服务公司开展了孔隙、裂缝型漏失堵漏技术研究工作，通过分析孔隙、裂缝型井漏发生原因，剖析各种传统堵漏技术的优缺点，经过室内研究，研究出针对不同井漏速度的孔隙、裂缝型漏失的堵漏方案。通过15口井的现场试验，堵漏成功率达到93.33%，将地层承压能力提高了3－15MPa。该技术成果已通过大港油田集团公司验收。一、概述2006－2007年大港油田集团钻井技术服务公司

▲地层特点

明化镇为曲流河沉积，地层为砂泥岩互层，以中细砂岩为主。明下段地层含砂率一般为43.5％，砂层最大厚度20m，最小厚度1.0m，平均厚度7.0m。孔隙类型主要是原生粒间孔，孔隙度为29.5％－33.7％，平均孔隙度30.9％；渗透率为624－5840*10－3µm2，平均2746*10－3µm2，属于高孔高渗。馆陶组为一套辩状河沉积，中下部存在大段玄武岩，储层岩性以砂砾岩为主，最大厚度31.5m，最小厚度1.0m，平均厚度7.6m。厚层砂砾岩主要集中于馆陶组顶部和底部，中部为砂岩、砂砾岩与泥岩互层。孔隙类型主要是原生粒间孔，孔隙度为23.6％－31.1％，平均25.8％，渗透率为288－5310*10－3µm2，平均1171*10－3µm2，属于高孔高渗型储层。二、地层特点及井漏原因分析▲地层特点二、地层特点及井漏原因分析▲地层特点

东一段为三角洲沉积，地层含砂率一般为43.5％，单砂层厚度主要分布在3－9m范围内，最大单砂层厚度10m，孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为次生孔隙，孔隙度23.4－28.4％，平均孔隙度26.7％，平均渗透率230.6*10－3µm2，属于中孔中渗型储层。东二段为浅湖沉积，以灰色泥岩为主，夹浅灰色粉砂岩和细砂岩。孔隙类型以原生粒间孔为主，平均孔隙度17.9％，平均渗透率61.1×10－3µm2，属于中孔中渗型储层。东三段属于扇三角洲沉积，地层含砂率一般为30－40％，东三上亚段平均孔隙度21.7％，平均渗透率9.6×10－3µm2，东三下亚段平均孔隙度16.9％，平均渗透率5.8*10－3µm2，储层物性比较差。二、地层特点及井漏原因分析▲地层特点二、地层特点及井漏原因分析▼井漏原因分析

地层原因明化镇地层成岩性较差，砂岩属于高孔高渗地层，承压能力较低；馆陶组地层的砂砾岩为南堡油田的主要储层，属于高孔高渗储层，特别是NgIV油层，由于先期开发过程中注水未跟上，造成地层能量亏空；馆陶组存在大段玄武岩地层，其地层坍塌压力为1.28g/cm3左右，为了保证钻井安全，钻井液密度必须控制在1.28g/cm3左右；由于受地壳运动作用，玄武岩产生了形变，使玄武岩存在裂缝或微裂缝，这些裂缝未被完全填充而成为流体流动通道。

人为因素提高钻井液密度前未做好防漏工作，未首先调整钻井液，补充单封、细目碳酸钙、非渗透井眼稳定剂等材料，以提高地层的承压能力；加重速度太快、开泵太猛、加重不均匀等。二、地层特点及井漏原因分析▼井漏原因分析二、地层特点及井漏原因分析◆承压剂特性承压剂能有效封堵不同渗透性地层，即具有广谱封堵漏层和保护储层效果。承压剂封堵层形成速度快且薄，位于近井壁上，没有渗入井壁深处。承压剂封堵隔层承压能力强，能有效提高地层漏失压力和破裂压力梯度，相当于扩大了安全密度窗口。不同于常规钻井液的泥饼，承压剂在井壁表面的封堵层很薄，阻隔压力传递能力强，因此，能有效避免压差卡钻。

三、室内研究◆承压剂特性三、室内研究◆承压剂堵漏机理

粒径分布广，可依据需求进行调整。承压剂中包含大量有机材料，有机物中含有大量的-COO-、-NH2吸水基团，此基团的比例不同，其膨胀的倍数和速度不同。它吸水后变成粘弹性膨胀体而充满孔喉，阻止钻井液进一步向地层深处运移。粒径较小的颗粒进入孔隙或微裂缝中，在1-5小时内吸水膨胀，膨胀倍数是自身体积的3-15倍，充满孔喉或微裂隙，在漏失处锁住堵漏材料。由于吸水膨胀压力的作用，使其它堵漏材料发生去水化作用，因此，漏失地层的封堵效果更好，可以有效提高漏层的承压能力。三、室内研究◆承压剂堵漏机理三、室内研究承压剂吸水时间与膨胀率关系图三、室内研究承压剂吸水时间与膨胀率关系图三、室内研究

◆配伍性实验室内对大港油田常用的硅基防塌钻井液、抑制性钻井液和聚合物钻井液进行了配伍性实验。从现场取回不同类型钻井液井浆，测定其常规性能，然后加入承压剂，充分搅拌后再测定其常规性能。将上述未加承压剂和加入承压剂的钻井液在滚子加热炉中同时热滚16小时，冷却至室温，再分别测定其钻井液性能，以此评价承压剂与钻井液的配伍性。从实验结果可以看出，加入承压剂后对各钻井液体系的性能影响不大，其中中压失水有所降低、粘度略有所升高。这说明承压剂与常用钻井液体系具有良好的配伍性。三、室内研究◆配伍性实验三、室内研究配方密度g/cm3粘度s失水/泥饼ml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa1#硅基钻井液150℃×16h滚动1.481.4846482.8/15.4/19.593.5/215/2364.567454719.5202#：1#+2%承压剂150℃×16h滚动1.481.4849.5512.8/13.5/19.595/246.5/24.567.568484919.5193#抑制性钻井液150℃×16h滚动1.221.2241495.4/0.57.2/1109.53.5/16.54/203565.522461319.54#3#+2%承压剂150℃×16h滚动1.221.2242515.3/16.8/1109.54/185.5/223667234913185#聚合物钻井液120℃×16h滚动1.181.1845466.6/19.6/18.582.5/13.53/1430.532192011.5126#5#+2%承压剂120℃×16h滚动1.181.184546.56.4/19/18.583/144.5/1633.535202213.513

承压剂与常用钻井液体系的配伍性实验

三、室内研究配方密度粘度失水/泥饼PHGELAVPVYP1#硅基钻◆堵漏方案研究

孔隙型漏层实验

使用堵漏试验装置，将弹珠床改为砂床，通过缓慢加压，井浆和堵漏钻井液在砂床上形成封堵带，当压力不断上升时，封堵带会被破坏，会有钻井液流出，此时产生的最大压力即为承压能力。实验结果表明：堵漏钻井液在砂床上形成的封堵带能直接承受压力达3.5MPa以上，与原井浆相比加入堵漏材料的堵漏钻井液承压能力至少提高了3.0MPa。三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究配方产生滤失时最大压力MPa承压能力相对提MPa砂床目数孔隙类型1#硅基钻井液1.13040中小孔隙1#+1.5%单封+2％承压剂6.75.630402#抑制性钻井液0.820302#+1.0%单封+1.5%复合堵漏剂+2％承压剂5.74.920303#聚合物钻井液0.51020大孔隙3#+1.5%单封+2.5%复合堵漏剂+2％承压剂3.53.01020孔隙堵漏实验

三、室内研究配方产生滤失时承压能力砂床孔隙1#硅基钻井液1.130◆堵漏方案研究

孔隙型漏层实验选用不同渗透率的岩心，利用高温高压动态失水仪使堵漏钻井液在岩心表面形成封堵带，再通过岩心流动实验装置，用清水反向驱替，当有液体从出口流出时，此时的驱替压力即为封堵带的最大承压能力。实验结果表明：加入承压剂后可以增强不同渗透性岩心中颗粒间的联结力，提高岩心封堵带的承压能力，与原井浆相比，加入承压剂后平均承压能力提高了6.03MPa。三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究配方岩心承压能力MPaKa×10-3µm2承压相对提高MPa实验温度℃1#硅基钻井液5.789.111002#1#+1%承压剂13.289.627.51003#抑制性钻井液5.0178.231004#3#+1%承压剂10.6178.645.61005#聚合物钻井液3.8436.15706#5#+2%承压剂8.8437.185.070岩心承压能力实验

三、室内研究配方岩心承压能力MPaKa承压相对提高实验温度1#◆堵漏方案研究

裂缝型漏层实验使用JHB新型高温高压堵漏实验仪进行堵漏效果评价实验，用不同堵漏方案进行不同型号裂缝的堵漏实验。在封堵宽裂缝时采用复合堵漏剂、果壳、纤维堵漏材料与承压剂配合，而封堵窄裂缝时采用纤维堵漏剂配合承压剂的堵漏方案。实验结果表明：加入1.5-2%承压剂以及2%单封等能够封堵小于1mm裂缝，对于1mm以上的裂缝，用适量的承压剂配合适量粒径大小合适的果壳、复合堵漏剂和纤维材料，堵漏效果明显提高，且承压能力也得到提高，相对提高了4.14MPa。

三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究配方压力MPa封堵缝隙初始静堵压力封堵后最大承压承压提高1#硅基钻井液0.3MPa全失1mm1#+1.5%承压剂+2%单封+2%石棉绒0.72.32.01mm1#++1%承压剂+3%果壳+6%复合堵漏剂+3%单封+3%石棉绒+2%复配暂堵剂2.35.04.73mm1#+2%承压剂+4%果壳+8%复合堵漏剂+2%单封+4%石棉绒+2%复配暂堵剂2.65.65.34mm1#+4%果壳+2.5%复合堵漏剂+2%单封1.63.02.74mm不同裂缝封堵实验

三、室内研究配方压力MPa封堵初始封堵后承压1#硅基钻井液0.3◆堵漏方案研究

酸化解堵实验将已通过高温高压动态污染的露头岩心，用15%的盐酸浸泡3小时后，利用岩心流动实验仪来测量其渗透率恢复值的大小，以此来衡量封堵带酸化解堵效果。实验结果表明：加入承压剂后在岩心内形成的封堵膜经过15%的盐酸浸泡3小时后，岩心渗透率恢复值达到了96%，接近岩屑的原始渗透率，完全能够达到保护油气层的效果。三、室内研究◆堵漏方案研究三、室内研究酸化解堵实验

岩心Ka×10-3µm2Ko×10-3µm2盐酸浓度%酸化时间hKd×10-3µm2渗透率恢复值%1＃露头岩心417.0067.0015364.32962＃露头岩心422.1850.0615339.1978.29备注：污染1＃露头岩心的钻井液为聚合物钻井液+1%承压剂污染2＃露头岩心的钻井液为聚合物钻井液三、室内研究酸化解堵实验岩心KaKo盐酸酸化Kd渗透率1＃露头岩心41

◆室内研究结论

承压剂中包含大量有机材料，有机物中含有大量的-COO-、-NH2吸水基团，此基团的比例不同，其膨胀的倍数和速度不同。它吸水后变成粘弹性膨胀体而充满孔喉，阻止钻井液进一步向地层内部运移。

承压剂能够在1—5小时内吸水膨胀充满孔隙或裂缝，并在漏失处锁住堵漏材料。由于吸水膨胀压力的作用，使堵漏材料发生去水化作用，因此，对漏失地层的封堵效果更好。

承压剂封堵带形成速度快且薄，位于近井壁，能够被酸溶。因此，不会对储层产生永久堵塞损害。三、室内研究◆室内研究结论三、室内研究

◆室内研究结论

针对不同孔隙、裂缝型漏失，研究出五套堵漏方案。

方案一：井浆＋1.5％承压剂+2%单封；

方案二：井浆＋1.5%单封+2.5%复合堵漏剂+2％承压剂；

方案三：井浆+1.5%承压剂+2%单封+2%石棉绒；

方案四：井浆+1%承压剂+3%果壳+6%复合堵漏剂+3%单封+3%石棉绒+2%复配暂堵剂；

方案五：井浆+2%承压剂+4%果壳+8%复合堵漏剂+2%单封+4%石棉绒+2%复配暂堵剂。

三、室内研究◆室内研究结论三、室内研究

基于对南堡油田地层特性及井漏原因分析，总结2007年我公司所服务NP1-1A2-P3井和NP101×2井堵漏实践，结合室内研究成果和我公司在其它油田的堵漏成功经验，针对目前南堡油田常见的三种井身结构条件下发生井漏的现状，制定不同的防漏、堵漏措施，概括如下：◆以NgIV油层为开发目的层的井

此类井均为三开井，三开井段实施油层专打，发生井漏的井段主要集中在玄武岩底部的玄武质泥岩和砂岩地层，井漏的主要原因为地层压力亏空。

★依据地质设计和现场录井资料，当钻进至接近馆陶组玄武岩底部的目的层地层时，在正常钻进所使用的钻井液中加入2-3%GN-YBJ-I，提高地层的承压能力；控制较高的钻井液粘度，要求达到70-80s，有利于提高钻井液的防漏能力。四、防漏堵漏工艺技术基于对南堡油田地层特性及井漏原因分析，总结2

★如果钻进时发生井漏，表明已经进入储层，应立即停止钻进，起出钻具进行堵漏，推荐堵漏配方为：井浆+1.5-2%承压剂+3-4%果壳+6-8%复合堵漏剂+2-3%单封+3-4%石棉绒+2-3%复配暂堵剂，堵漏浆性能：密度1.28g/cm3，粘度大于100s。

★在玄武岩地层井段如果采用水泥浆堵漏，建议前置液和后置液均不能采用清水，而采用具有良好抗水泥污染能力，与井浆性能相似的钻井液作为隔离液，防止因清水浸泡造成玄武岩地层坍塌。

★为了满足固井施工要求，堵漏后必须按要求进行试压，如果承压能力不足，必须分析原因，调整堵漏方案，再次进行堵漏、试压，直到达到要求为止，尽量避免下技套过程中发生井漏，或因此而造成其它事故与复杂。四、防漏堵漏工艺技术★如果钻进时发生井漏，表明已经进入储层，应立即

★如果套管下入后开泵时井漏，应立即停泵，观察井筒液面，不断灌泥浆，同时，立即组织配堵漏泥浆堵漏，推荐堵漏泥浆配方为：井浆+2-2.5%果壳+5-6%复合堵漏剂+2-3%云母片+2-3%石棉绒+2-3%单封+2-3%凝胶聚合物。堵漏浆性能：密度1.28g/cm3，粘度大于100s。堵漏效果以能建立正常钻井液循环为准，然后再调整钻井液性能，清洗井眼；进行技套固井时，增加前置液的用量，以清除虚泥饼，保证固井质量。四、防漏堵漏工艺技术★如果套管下入后开泵时井漏，应立即停泵，观察◆对于明化镇砂岩、馆陶组玄武岩地层漏失井

在南堡油田钻井施工中，在明化镇砂岩地层和馆陶组玄武岩地层井段发生井漏的井主要集中在NP101井区，发生井漏的根本原因是：在垂深1300m左右的明化镇地层存在高孔高渗透砂岩地层，馆陶组玄武岩地层存在微裂缝，地层承压能力低；钻井液加重前未进行防漏处理；加重不均匀。

◎建议修改目前的井身结构，增加30m导管，将表层套管下深增加至垂深1350m左右（具体下深依据地层而定），以封隔高渗透明化镇砂岩地层。

◎在正常钻进所使用的泥浆中增加1-1.5%GN-YBJ-I、1-2%SAS、1-1.5%QS-1，以改善泥饼质量，提高地层的承压能力；控制较高的泥浆粘度，要求达到55-65s，有利于提高泥浆的防漏能力。四、防漏堵漏工艺技术◆对于明化镇砂岩、馆陶组玄武岩地层漏失井四、防漏堵漏工艺技术

◎由于本井区在垂深1300m左右存在承压能力较弱的低压砂岩地层，建议钻进至垂深1400m左右进行一次工艺堵漏，以提高该地层的承压能力，为下部井段安全钻进创造条件。推荐堵漏配方：井浆+2-3%单封+3-4%细目碳酸钙+4-5%复合堵漏剂+2-3%果壳+3-4％石棉绒+1-1.5%承压剂。

◎如果钻进过程中需要提高泥浆密度，首先对泥浆进行调整，补充单封、QS-1和SAS等处理剂，改善泥饼质量。加重时控制加重速度，要求均匀提高密度，防止压漏明化镇1300m左右的低压砂岩地层。

如果钻进时钻井速度突然加快，同时发生井漏，应立即停止钻进，配堵漏泥浆进行静止堵漏，堵漏措施概括为。※推荐堵漏配方：井浆+2-3%单封+5-6%复合堵漏剂+2-3%果壳+3-4％石棉绒+2-3%云母片+2－3

%复配暂堵剂+1-1.5%承压剂。

※性能要求：粘度大于100s。

四、防漏堵漏工艺技术◎由于本井区在垂深1300m左右存在承压能力较弱

※如果井漏速度小于8m3/h,不加推荐堵漏配方中的果壳，若钻具组合中没有马达、MWD或LWD等仪器，可直接在漏层注入堵漏泥浆静堵；若钻具组合中有马达、MWD或LWD等仪器，必须起出钻具，换堵漏钻具在漏层注入堵漏泥浆静堵。

※如果井漏速度大于于8m3/h,必须立即停止钻进，强行起出钻具，边起边灌泥浆，按推荐配方配制堵漏泥浆，换堵漏钻具在漏层上部注入堵漏泥浆静堵。

※如果注入堵漏泥浆和顶替泥浆过程中未发生漏失或泥浆漏失量较小，必须在漏层顶部关封井器进行蹩堵，蹩堵采用少量多次，要求累计蹩入量达到10m3左右。

※配制堵漏泥浆时承压剂必须最后加入，静止堵漏时间要求大于10小时。

※井漏后每次下钻开泵必须避开易漏地层，泵排量必须从小排量开始逐渐递增，避免激动压力蹩漏地层。四、防漏堵漏工艺技术※如果井漏速度小于8m3/h,不加推荐堵漏配方中的◆对于以东营组储层为目的层的井

此类井在钻井施工过程中可能发生明化镇砂岩地层漏失、玄武岩地层漏失和馆陶组砂岩储层漏失，因此，井漏已经成为制约钻井施工速度的瓶颈。对于明化镇砂岩和馆陶组玄武岩地层井漏按照前述方案进行堵漏，针对馆陶组砂岩储层