腰平13井堵漏工艺

中原石油工程有限公司钻井二公司腰平13井堵漏工艺应用及认识汇报提纲一、概述二、地质概况三、工程概况四、井漏与堵漏施工五、结论与认识一、概述

腰平13井是中石化东北油气分公司部署的一口气藏产建水平井。三开目的层营城组孔隙、裂缝极为发育，因开发时间长，产层亏空严重，地层压力系数仅为0.76，3930~4174m水平段施工过程中发生严重井漏，先后堵漏施工20余次。3930-4105m井段共进行堵漏施工7次，第7次堵漏成功后钻进至井深4109.28m，井口失返，强钻至井深4174m。又采用桥塞堵漏7次、DSR堵漏2次、化学固结浆堵漏4次，共计损失时间1428.8h，漏失钻井液4263m³。堵漏取得一定效果，但无法满足继续钻进需要，经甲方同意提前完钻。一、概述井别气藏产建井井型水平井目的层营城组火山岩期2次地理位置吉林省前郭县查干花镇佟岭窝堡东南约3000m构造特征松辽盆地南部长岭断陷达尔罕断凸带钻探目的开发营城组火山岩期2次储量，提高单井产能设计/实际井深4910/4174m表1腰平13井地质施工表二、地质概况

营城组是一套火山岩和火山碎屑岩为主的储集岩。

顶部主要为褐灰色、灰色凝灰岩。

中下部为紫灰色、深灰色、灰白色流纹岩。

火山岩成分比较简单，以酸性流纹岩为主，见少量英安质和粗面英安质组分。

火山碎屑岩相对比较复杂，主要为流纹岩、角砾凝灰岩、熔结凝灰岩和少量火山碎屑岩。二、地质概况

松南气田营城组火山岩井段高导裂缝、孔洞及气孔均较为发育，该井区储集空间以基质孔隙和溶蚀孔洞为主，其次为裂缝。孔洞是主要的储集空间和储集类型，裂缝是沟通孔隙的渗流通道。高导缝的存在可以很好的沟通溶孔和溶洞，增强了储层的渗流能力。声电成像测井显示：

裂缝长度在0.0186-13.046m/m2之间；

裂缝宽度主要分布在0.125-11.51278μm之间；

裂缝孔隙度在0.00146%-7.60304%之间。二、地质概况表2

腰平13井地层简表三、工程概况

本井自井深3930m井口失返，至提前完钻共进行堵漏施工20余次。历时59.5天，漏失钻井液4263m3。

2015年10月15日，本井三开钻进至井深3930m，井口失返，第1次堵漏成功。定向钻进至井深4089.94m，井口失返，至井深4105m多次发生失返性漏失，陆续进行堵漏施工6次。边堵漏施工边强行钻进。第6次在漏点4105m堵漏施工成功后，钻进至井深4109.28m，井口失返，强钻至井深4174m。强钻期间井口一直未返，井漏严重，无法继续施工，停止钻进，起钻进行堵漏作业，又进行桥浆堵漏7次、DSR堵漏2次、中石化工程院化学固结浆堵漏4次。三、工程概况表3

腰平13井基础数据表开钻日期2015年8月27日完钻日期2015年12月23日钻井周期118d设计井深4910m实际完钻井深4174m造斜点3170m最大井斜80°(3855.56m)水平段长319m井底井斜78.7°钻井液体系非渗透双聚钻井液体系三、工程概况表4

腰平13井井身结构表开次井眼尺寸（mm）×井深（m）套管尺寸（mm）×下深（m）设计实际设计实际一开444.5×400444.5×403339.7×399339.7×402二开311.2×3210311.2×3118244.5×3207244.5×3116三开215.9×4910215.9×4174139.7×4907139.7×4167四、井漏与堵漏施工井漏特点

该区块开发时间长，产层亏空严重，地层压力系数为0.76，钻开即发生漏失。

发生漏失的井段为目的层水平段3930~4174m，漏失段长，漏失点多。

漏层裂缝发育，连通性好，井温高，漏失主要为高渗漏失，漏失量大。四、井漏与堵漏施工堵漏难点

该井主要漏失层段长85m（4089-4174m），其中4100-4130m井段漏失最为严重，堵漏难度极大。

发生漏失井段地层裂缝发育、连通性好，漏失点多，堵漏后容易发生重复性漏失。

目的层埋藏较深，地层温度高，漏层所在位置井温近120℃，对堵漏材料的抗温能力提出了更高的要求。四、井漏与堵漏施工堵漏难点

漏层位置为水平段，且段较长，堵漏施工风险大。

地层连通性好，压力系数低，邻井采气形成抽汲作用，导致堵漏材料不易驻留，难以形成桥塞，增加了堵漏难度。

冬季施工，为防止管线结冰，堵漏浆打完后不能长时间蹩压，降低了堵漏成功率。四、井漏与堵漏施工腰平13井堵漏施工分两个阶段第一个阶段（井段3930-4105m）：

三开复合钻进至井深3930m，井口失返，第1次堵漏成功。定向钻进至井深4089.94m，井口失返，至井深4105m多次发生失返性漏失，边堵漏施工边强行钻进，陆续进行堵漏施工6次。共7次堵漏施工作业。第二个阶段（4174m）：在漏点4105m堵漏施工成功后，钻进至井深4109.28m，井口失返，强钻至井深4174m。强钻期间井口一直未返，井漏严重，无法继续施工，停止钻进，起钻进行堵漏作业13次，其中桥浆堵漏7次、DSR堵漏2次、中石化工程院化学固结浆堵漏4次。四、井漏与堵漏施工

2015年10月15日定向钻进至井深3930m，井口失返。第1次堵漏施工，45m3堵漏浆配方：

0.9t复合堵漏剂+1.8t随钻堵漏剂

2015年10月23日定向钻进至井深4089.94m，井口失返，至井深4105m多次发生失返性漏失，边堵漏施工边强行钻进，陆续进行堵漏施工6次。40m3堵漏浆配方：

膨润土浆+7.5%石棉绒（1-3mm）+2.5%复合+2.5%随钻+2.5%棉籽壳（2-4mm）+4%果壳（1-3mm）+5%核桃壳（2-4mm和5-6mm）+5%蚌壳粉（1-2mm）第一个阶段（井段3930-4105m）：四、井漏与堵漏施工表57次堵漏施工简况表第1次第2次第3次第4次第5次第6次第7次漏失井深m39304089.944089.944093.5409540974105漏失时钻井液密度g/cm31.141.131.131.131.101.091.08钻具下深m39004017井底井底井底井底井底堵漏浆量m345404040404040地层岩性凝灰岩流纹岩流纹岩流纹岩流纹岩流纹岩流纹岩堵漏浆浓度%66172732.537.540强钻进尺m003.561.5080堵漏结果成功失败失败失败成功失败成功注：第7次堵漏成功后，钻进至4109.28m井口失返，之后强钻至井深4174m。四、井漏与堵漏施工7次堵漏施工过程2015年10月15日定向钻进至井深3930m，井口失返：

钻井液性能：ρ1.14g/cm3，FV57s，FL2.6ml，GEL1/3pa，pH9.5，PV29mpa.s，YP5pa。

漏失层位营城组，岩性凝灰岩。堵漏浆配方：0.9t复合堵漏剂+1.8t随钻堵漏剂。随钻复合四、井漏与堵漏施工堵漏施工：

起钻至井深3900m，以9.5l/s的排量泵入堵漏浆45m³，未返，泵压由0升至2MPa。

替浆排量10l/s，替入随钻含量2%的堵漏浆8m³后井口返浆恢复正常，泵压由2MPa升至3.5MPa，静堵。

地面循环系统补充7.2t随钻，全井堵漏剂含量达到4%。

6h后开泵顶通循环，排量9.5l/s，泵入钻井液6m³后井口开始返浆，循环期间有渗漏，漏速4m³/h。漏速逐渐减小，逐步提排量至24l/s，循环无漏失，恢复正常钻进。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工复合钻进至井深4089.94m，井口失返：

钻井液性能：ρ1.13g/cm3，FV67s，FL2.6ml，GEL1/3pa，pH9.5，PV40mpa.s，YP10pa。

漏失层位营城组，岩性为灰色流纹岩。

至井深4105m共进行六次堵漏，堵漏浆浓度分别为6%、17%、27%、32.5%、37.5%、40%。

堵漏浆配方：膨润土浆+7.5%石棉绒（1-3mm）+2.5%复合+2.5%随钻+2.5%棉籽壳（2-4mm）+4%果壳（1-3mm）+5%核桃壳（2-4mm和5-6mm）+5%蚌壳粉（1-2mm）。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工石棉绒（1-3mm）棉籽壳（2-4mm）小果壳（1-3mm）7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工第一次堵漏：

起钻至4017m，以9.5l/s的排量泵入堵漏剂含量6%的堵漏浆40m3，替入堵漏剂含量2%堵漏浆23m3,整个施工过程井口未返浆。

静止7h后小排量（10l/s）替浆14m³，井口未返，泵压为0，起钻下入常规钻具堵漏。第二次堵漏：

下钻过程中未返浆，下钻至井底以10l/s的排量泵入堵漏剂含量17%的堵漏浆40m3，替浆（堵漏剂含量4.5%）33m³，井口未返。起钻至套管鞋处静堵。

打堵漏浆、替浆期间强钻进尺3.56m。静止7h后下钻小排量顶通循环，井口未返。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工第三次堵漏：

下钻至井底，以

18l/s的排量泵入堵漏剂含量27%的堵漏浆40m³，替入堵漏剂含量13.7%的堵漏浆29m³，替浆时井口返浆正常。

起钻至套管鞋处，环空灌浆9m³，返浆。小排量顶通（10l/s），泵入8m³，未返。环空灌浆8m³，返浆，静堵。

打堵漏浆、替浆期间强钻进尺1.5m。

静堵期间环空灌浆，第一次灌入9m³后返浆；第二次灌入8m³后返浆；后每小时灌入0.5m³，共灌入12次，均未返。

静止12h后下钻，中途顶通两次，均出现漏失。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工第四次堵漏：

下钻至井底，以

18l/s的排量泵入堵漏剂含量32.5%的堵漏浆40m³，井口未返，替浆32m³，井口未返。

起钻至套管鞋，静止7h后顶通1m³，井口返浆。

分段循环下钻到底，三凡尔开泵正常，循环无漏失，恢复正常钻进。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工第五次堵漏：

以25l/s的排量钻进2m至井深4097m，发现漏失，漏速6.7m³/h。

强钻，漏速逐渐增大至10-15m³/h。

排量降至20l/s，继续强钻，漏速10m³/h，钻至井深4102.5m停止钻进。

泵入堵漏剂含量37.5%的堵漏浆40m³，井口未返，

替浆32m³，井口返浆量逐渐正常，替浆期间强钻至4105m。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工第五次堵漏：

起钻至套管鞋，顶通，漏失7.5m³后返浆正常。

逐渐提排量至27l/s，循环初期有漏失，漏速6m³/h，漏失6m³后不再漏失。

关井憋压，憋压至3MPa，压力不降，静止憋压7h下钻。

下钻至3720m循环，排量由10l/s逐渐提至25l/s，无漏失。

划眼到底，循环时再次发现漏失。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工第六次堵漏：

泵入堵漏剂含量40%的堵漏浆40m3，泵入5m³时起压2MPa，9.5m³时返浆。

替浆33m³，返浆正常。

起钻至套管鞋处循环，有渗漏，逐渐提排量至27l/s循环无漏失。

关井憋压，泵入14.5m³，压力稳不住。

静止堵漏10h后下钻到底循环筛堵漏剂，排量20L/s，泵压9MPa，无漏失。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工第六次堵漏：

起钻下钻进时钻具结构，下钻到底循环无漏失。

钻进至井深4109.28m发现漏失，泵压由13MPa降至7MPa，井口失返。

强钻，钻进参数：钻压140-160KN，转速40+LG，排量20l/s，泵压13/3。

强钻至井深4174m，井口一直未返。7次堵漏施工过程四、井漏与堵漏施工在漏点4105m堵漏成功后，钻进至井深4109.28m，井口失返，强钻至井深4174m，共强钻进尺64.72m。井口一直未返，停止钻进，起钻进行堵漏作业13次。其中：

7次桥浆堵漏

2次DSR堵漏

4次化学固结浆堵漏第二个阶段（4174m）：四、井漏与堵漏施工

前3次堵漏浆配方：膨润土浆+7%石棉绒（短）+7.5%随钻+2.5%复合+3%橡胶颗粒+1%凝胶颗粒+1%膨胀颗粒+1%超级纤维+2%小果壳+3%核桃壳+3%桃胡壳+2.5%蚌壳粉，浓度分别为33.5%、32.5%、23%。

3次均配40m3桥堵浆，下至井底，小排量泵入堵漏浆40m3，替浆35m3，三次井口都未返浆，泵压为0，堵漏效果不理想。7次桥浆堵漏：四、井漏与堵漏施工纤维（长）桃胡壳（15-20mm）核桃壳渣（中小）7次桥浆堵漏：四、井漏与堵漏施工

后4次均配两罐80m3桥堵浆堵漏，浓度分别为(31.5%、20%)、(42%、23%)(38%、25%)、(40%、45%)。第一罐以大中颗粒为主，起架桥作用配方：膨润土浆+7.5%石棉绒+10%大桃胡壳+3%大橡胶颗粒+3%中橡胶颗粒+5%果壳+3%大核桃壳+2.5%蚌壳粉。第二罐以小颗粒为主，起填充作用配方：膨润土浆+7.5%石棉绒+5%随钻+5%细核桃壳+1%凝胶颗粒+2%水玻璃+1%超级纤维+2%蚌壳粉。7次桥浆堵漏：四、井漏与堵漏施工大核桃壳（35-40mm）凝胶颗粒中橡胶颗粒（5-15mm）7次桥浆堵漏：四、井漏与堵漏施工第1次第2次第3次第4次第5次第6次第7次井深m4174钻井液密度g/cm31.08钻具下深m井底井底井底井底井底41004106堵漏浆量m340404080808080地层岩性流纹岩堵漏浆浓度%33.532.52331.5、2042、2338、2540、45强钻进尺m0堵漏效果井口一直未返，未起压未返，替浆时起压未返，替浆时起压替浆时起压并少量返浆泵入堵漏浆时起压、返浆表67次桥浆堵漏施工简况表四、井漏与堵漏施工第4次桥浆堵漏：

下至井底，小排量泵入两罐堵漏浆，未返，泵压为0。

替浆至21m³时，泵压由0升至4MPa，排量1.5m³/h，共替浆36m³，井口始终未返。

起钻至套管鞋处静堵。静堵期间环空灌浆15m3，未返。第5次桥浆堵漏：

起出20柱钻具未见液面，下钻至井深4130m遇阻，划眼至井底。7次桥浆堵漏：四、井漏与堵漏施工

泵入两罐堵漏浆80m³，未返，泵压为0。

替浆至11m³时起压3MPa，共替浆34m³，井口一直未返，起钻井深25m见液面。

静堵期间环空灌浆13m³，未返。第6次桥浆堵漏：

起下钻检查液面位置在150m左右。

下钻未返，下钻至井深4100m遇阻，以0.5m³/min的排量泵入堵漏浆，未返，泵压为0。7次桥浆堵漏：四、井漏与堵漏施工

替浆至22m³时起压，泵压2MPa，替浆至24m³井口返浆，共替浆34m³、返浆1.5m³。

打堵漏浆期间划眼至井深4115m。起钻静堵。第7次桥浆堵漏：

下钻至4106m遇阻，泵入堵漏浆42m³时开始返浆，起压6MPa。

替浆时划眼，至4145m井口失返，泵压降至0MPa，替完浆划眼至井深4154m。共替浆33m³，返浆21m³。

起钻静堵。期间开泵顶通6m³未返，环空灌浆6m³未返。7次桥浆堵漏：四、井漏与堵漏施工

第1次配方：膨润土浆+4%石棉绒(短)+2%随钻+2%核桃壳（细）+2%蚌壳粉+10%水泥，总浓度为20%。

下钻至3952m遇阻，开泵（泵压3-4MPa）划眼至4130m，井口间断返浆，后下放到底，开泵顶通，泵压为0。

起钻至4040m，打DSR堵漏浆23m³时井口返浆，共打堵漏浆40m³，返浆14m³，替浆25m³，返浆15m³。

打堵漏浆、替浆期间划眼至井深4098m。2次DSR堵漏：四、井漏与堵漏施工

起钻至2700m后三凡尔循环漏失2m³，停泵蹩压，泵入钻井液26m³，泵压4.5-6MPa。

候凝24h。下钻至3587m遇阻，划眼至4080m开泵循环，排量18l/s,无漏失，返出大量堵漏剂颗粒，无水泥。

划眼至4105m失返，后以10l/s排量划眼到底。2次DSR堵漏：四、井漏与堵漏施工

第2次配方：膨润土浆+6%QS-2+5%随钻+2.5%石棉绒（短）+6%橡胶颗粒（0.5-1mm）+3%蛭石（1-2mm）+8%蚌壳粉（1-3mm）+20%

水泥，总浓度为

50.5%。

同第一次DSR堵漏施工，候凝24h后，划眼至4136m失返。

两次DSR堵漏均未达到预期目的。2次DSR堵漏：四、井漏与堵漏施工

交联成膜浆配方（桥浆20%）：井浆+2%随钻（锯末）+4%超细钙+2%石棉绒（长、短各1%）+3%橡胶颗粒（0.5-1mm）+5%蚌壳粉（＜1mm）+2%蚌壳粉（1-2mm）+2%橡胶颗粒（1-3mm）。

化学固结浆（中石化工程院提供）。

高温凝胶配方：清水40m³+抗高温凝胶SMGN-1+HEXAMINE+聚乙二醇（分子量4000）+氯化铬CrCl3·6H2O。（高温增稠，失去流动性）。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工CrCl3

聚乙二醇凝胶4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工表74次化学固结浆堵漏施工简况表井深m钻井液密度g/cm3地层岩性钻具下深m依次泵入堵漏浆种类及数量m3化学固结浆密度g/cm3堵漏效果第1次41741.08流纹岩3900凝胶16.5m³+桥浆8m³+化学固结浆22.5m³1.30~1.48失返降至10m³/h第2次4050交联成膜浆13.5m³+化学固结浆25m³+交联成膜浆5m³1.31~1.554105m附近漏层已封堵4118m-4160m存在渗漏4160-4174m存在明显漏层第3次4174凝胶23m³+隔离重浆1.5m³+化学固结浆20m³+隔离重浆3.5m³1.67~1.724160-4174m井段漏层封堵成功，4117-4125m仍存在漏层4174桥浆20m³+化学固结浆25m³1.42~1.454117-4125m漏层段未见明显漏速增加；4112m处发现新漏失第4次四、井漏与堵漏施工第1次化学固结浆堵漏：

钻具下深3900m，泵入凝胶16.5m³，桥堵浆8m³（领浆3m³，尾浆5m³），化学固结浆22.5m³（ρ：1.30~1.48g/cm3）。

候凝24h，划眼至井深4105m发现漏失，漏速：10m³/h，降排量至20l/s，划眼至4140m后出现放空现象，不开泵下放到底。

其中4130-4174m放空，漏速10-12m³/h。判断主要漏点在4105m左右。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工堵漏效果：

堵漏施工后由失返降至10m³/h（井浆密度1.08g/cm3，排量1.1~1.2m³/min），取得了一定效果。原因分析：

因漏失段长，地层裂缝发育，漏点多，未能将所有漏点全部封堵。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工第2次化学固结浆堵漏：

下光钻杆至4050m，依次泵入交联成膜浆13.5m³(未返)+化学固结浆25m³（ρ：1.31~1.55g/cm3）+交联成膜浆5m³。

替浆24m³，返浆7.8m³。

起钻挤堵，共挤入6m³，经多次挤堵后稳压3.5MPa。

为防冻候凝0.5h后泄压。候凝24h探塞面3613m。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工

下牙轮钻头扫塞至4106m不漏；

至4115m放空；

至4118m井口流量减小；

至4137m发现明显漏失；

至4160m漏速为2.5m³/h；

至井底漏速增至10m³/h，排量25l/s

。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工堵漏效果：

初步判断4105m附近漏层已完全封堵；

4118m至4160m附近存在渗漏；

4160-4174m存在明显漏层。原因分析：

4160m至井底可能因沉砂导致漏层未完全暴露；

固结浆密度不均匀，导致部分固结浆提前稠化；

漏点多，堵漏浆未能进入下部漏层。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工第3次化学固结浆堵漏：

钻具下深4174m，

泵入凝胶（ρ：1.10g/cm3）23m³，泵入凝胶17m³时少量返浆，

继续泵入隔离重浆1.5m³（ρ:1.35g/cm3）+化学固结浆20m³（ρ:1.67~1.72g/cm3）+隔离重浆3.5m³（ρ:1.35g/cm3），

共计入井堵漏浆48m³，返浆13m³，

替浆30m³，返浆6.5m³。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工

起钻挤堵（泵入1.5m³，压力最高到3.5MPa，15min压力降至2MPa）。

静止24h后探凝胶塞面3826m，化学固结浆塞面3950m，至井底固结浆留塞均匀。

扫塞至井深4117m开始漏失，排量由25l/s降到20l/s，继续扫塞至井底。

提正常排量测漏速为15m3/h，

本次扫塞共计漏失52.5m3。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工堵漏效果：

4160-4174m井段漏层封堵成功。

4117-4125m仍存在漏层。原因分析：

4117-4125m井段化学固结浆堵漏时不漏失，固结浆未能进入该井段地层。

扫塞时钻头破坏了该井段井壁泥饼，使地层又完全暴露发生漏失。4次化学固结浆堵漏：四、井漏与堵漏施工第4次化学固结浆堵漏：

钻具下深4174m，泵入桥浆20m³(ρ:1.35g/cm3)未返。

继续泵入化学固结浆25m³（ρ:1.42~1.45g/c