Development and Application of Borehole Insulation Techniques for the Development of Heavy Oil Production in the Dongxin Oilfield
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摘要: 稠油在井筒举升过程中,由于热损失造成温度下降,致使其黏度迅速增大,举升负荷较大。因此,研究稠油举升中的井筒保温对策具有现实意义。基于传热学的基本原理,采用计算稠油井井筒温度场的Hansan模型,以东辛油田Y12X2X3井为例对井筒温度分布进行了计算分析,并对影响稠油井井筒温度的油管类型、油管长度和产液量等3项参数进行了优化,提出了采用长度1 000 m的D级隔热油管和普通油管组合、产液量由11 m3/d提高到20 m3/d的井筒保温措施。现场试验显示,井口温度由调整前的20.5℃升高至41.5℃,井深1 000 m以浅井段原油黏度大幅度降低,原油流动性增强,有杆泵充满程度增加,泵效提高了47%。研究结果表明,采用稠油井筒温度场计算模型能准确描述井筒温度的分布情况,并能有针对性地制订稠油井井筒保温措施。Abstract: Due to thermal loss and temperature drop during oil lifting in the wellbore, the viscosities of heavy oil may increase rapidly and so will the lifting loads. Accordingly, it is important to develop effective insulation techniques for borehole to enhance productivity of heavy oil. The Hansan mathematical model for calculating the heavy oil wellbore temperature was established based on the theories of thermal transmission. The wellbore temperature distribution in Well Y12X2X3 was calculated and analyzed. In addition, the liquid-producing capacity, the type and length of insulation tubing were analyzed and optimized as main factors of wellbore temperature distribution. Reasonable wellbore heat preservation measures included choosing insulated tubing which length with a length of 1, 000 m and increasing the fluid volume from 11 m3/d to 20 m3/d. Field application showed that the wellbore temperature was enhanced from 20.5℃ to 41.5℃, and the viscosity of crude oil above a depth of 1, 000 m was greatly reduced. Eventually, the fluidity of oil as well as the filling level of the rod pump were also increased while the pumping efficiency increased by 47%. The results showed that the mathematical model for calculating the heavy oil wellbore temperature could describe the wellbore temperature accurately and the resulting effective wellbore insulation measures could be followed to enhance heavy oil productivity.
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吉木萨尔页岩油区块钻井过程中井漏故障频发，2018年完钻了21口井，8口发生井漏，漏失率达到38%。统计发现，该页岩油区块的井漏主要集中在侏罗系八道湾组、二叠系梧桐沟组。井漏是钻井过程中常发生的一种井下故障，因漏层位置难以准确判断、室内对堵漏浆性能评价方法不完善等原因，堵漏成功率较低，使井漏成为困扰石油钻井的世界性技术难题[1-9]。掌握地层的漏失机理，有助于选择合适的堵漏材料，从而形成完善的防漏堵漏技术[10-16]。但吉木萨尔页岩油区块的漏失机理尚不明确，难以形成有效的防漏堵漏技术。因此，笔者针对吉木萨尔页岩油区块井漏频发的问题，在分析漏失地层特性的基础上，开展了漏失机理研究，并结合现场处理漏失的经验，制定了堵漏材料与漏失速度的匹配原则及防漏堵漏技术措施，形成了适应于该区块的防漏堵漏技术，取得了很好的现场应用效果。
1. 地层特性及漏失机理分析
1.1 地层特性
1.1.1 地层岩性
吉木萨尔页岩油区块侏罗系头屯河组为灰色泥岩夹砂质泥岩及砂岩；西山窑组为灰色、深灰色泥岩，泥质粉砂岩，细砂岩夹煤层；三工河组为灰色泥岩、泥质粉砂岩，下部为厚层细砂岩；八道湾组为深灰色、灰色泥岩夹粉砂岩、细砂岩，含多段煤层。砂泥岩夹层较多，砂岩层较为疏松，承压能力较低。
吉木萨尔页岩油区块三叠系主要分为克拉玛依组、烧房沟组和韭菜园组，部分区域有层位缺失。克拉玛依组为泥岩砂岩不等厚互层；烧房沟组以深褐色、红褐色泥岩、含砾泥岩为主；韭菜园组为深褐色泥岩、含砾泥岩、砂质泥岩，钻井过程中井眼易失稳，需采用合理密度的钻井液平衡，维持井眼稳定。
吉木萨尔页岩油区块二叠系主要有梧桐沟组、芦草沟组及井井子沟组，梧桐沟组上部以泥岩为主，黏土矿物含量较高，钻井过程中井眼易失稳，中下部为砂砾岩，底部与芦草沟组为不整合接触，是漏失多发层段。
芦草沟组为目的层，以砂岩为主，部分导眼钻至井井子沟组。水平井需要在梧桐沟组造斜，而梧桐沟组井眼失稳与井漏风险同时存在，钻井液安全密度窗口较窄。芦草沟组主要为一套沉积于咸化湖泊中，受机械沉积、化学沉积及生物沉积等作用的粉细砂岩、泥岩、碳酸盐岩的混积岩，普遍发育泥晶、微晶白云石，碎屑粒径普遍较小，粉细砂、泥质及碳酸盐富集层多呈互层状分布。岩石类型主要为粉细砂岩、泥岩、碳酸盐岩。粉细砂岩包括云质粉细砂岩、岩屑长石粉细砂岩和云屑粉细砂岩。碳酸盐岩主要为砂屑白云岩、粉细砂质白云岩、泥微晶白云岩。纵向上粉细砂岩、页岩、砂屑白云岩、泥微晶白云岩的单层厚度都在厘米级，呈明显的韵律性。芦草沟组具有矿物成分复杂、岩性纵向上变化快、岩层薄等特征。在成岩演化过程中，岩石具有不均匀的硅化、方解石化、云化、沸石化、黄铁矿化及钠长石化等，使岩石矿物成分复杂，岩性呈现多样化。
1.1.2 地层孔隙度分布
吉木萨尔页岩油区块侏罗系砂砾岩孔隙发育，胶结疏松，西山窑组、三工河组和八道湾组孔隙度集中分布在5%～20%，砂砾岩孔隙发育，承压能力较低。二叠系梧桐沟组、芦草沟组及井井子沟组岩性主要以砂砾岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，孔隙度集中分布在4%～10%，同深度地层渗透性相对较高，为漏失多发层段。
表1为吉45井测井井段孔隙度解释结果。从表1可以看出：该井测井井段的孔隙度在3.3%～11.8%，平均为7.6%；3247.7～3347.8 m井段的孔隙度变化较大，最小为6.0%，最大为10.3%；3340.7～3341.8 m井段的孔隙度最小，为3.3%。
表 1 吉45井测井井段孔隙度解释结果Table 1. Interpretation results of porosity in the logging section of Well Ji 45地层 井段/m 密度/
（kg·L–1）孔隙度,
%渗透率/
mD梧桐沟组 3123.6～3126.0 2.45 11.8 39.1 3126.8～3128.3 2.49 9.9 38.5 3135.5～3139.7 2.47 10.6 39.2 3158.0～3163.4 2.48 10.1 44.1 3167.3～3170.9 2.51 8.4 37.3 3175.1～3182.6 2.49 9.4 40.9 芦草沟组 3247.7～3249.5 2.50 6.0 48.1 3263.4～3266.4 2.44 10.3 77.2 3267.0～3268.0 2.49 4.5 38.6 3269.1～3272.1 2.50 6.6 53.2 3272.7～3273.4 2.45 4.2 34.3 3277.0～3281.7 2.46 8.3 59.9 3281.7～3283.6 2.52 5.0 26.4 3283.6～3285.5 2.46 6.6 51.9 3289.4～3294.2 2.44 9.0 60.1 3305.4～3307.6 2.47 7.2 57.3 3311.3～3313.0 2.46 4.5 33.8 3313.9～3316.2 2.47 7.2 59.2 3323.3～3327.3 2.49 7.5 62.4 3331.3～3333.5 2.51 5.9 46.6 3340.7～3341.8 2.50 3.3 33.5 井井子沟组 3432.4～3437.1 2.46 8.1 37.9 3440.9～3443.9 2.49 6.9 41.2 3451.2～3453.4 2.48 7.6 34.5 3454.4～3457.8 2.46 8.5 41.6 3458.8～3463.3 2.45 9.0 40.3 1.1.3 地层裂缝分布
利用吉木萨尔页岩油区块部分漏失井的成像测井资料，分析该区块漏失井漏失层位的裂缝发育情况，结果为：诱导缝占74.42%，高阻缝占13.95%，高导缝占11.63%。由此可知，吉木萨尔页岩油区块主要以诱导缝为主，含有部分高阻缝和高导缝[17]。由于钻开地层以后，原始地层的应力释放，挤压井眼周围的地层，在井壁上产生了诱导裂缝。高导缝属于以构造作用为主形成的天然裂缝，诱导缝和高导缝的存在是导致井漏的直接原因。高阻缝为充填缝，由于充填物中有其他矿物，为闭合裂缝，对漏失影响不大。
1.2 漏失机理
形成漏失要有2个必要条件[18-19]：1）有工作液经过的通道（孔隙、裂缝或溶洞等）；2）存在正压差。吉木萨尔页岩油区块地层存在高导缝，钻井过程中又会产生大量的诱导缝。
当钻井液液柱作用于井壁的动压力超过地层裂缝内流体的压力，井壁与裂缝系统连通时即可发生天然裂缝性漏失。其漏失程度取决于井筒动压力与地层孔隙压力的差、天然裂缝的发育程度及连通状况、裂缝宽度、裂缝长度、漏失通道内流体的流变性等。
诱导裂缝漏失，指储层本身并不存在漏失通道，但由于井下地层压力系数低或地层破裂压力低，在各种作业过程中诱发裂缝或者使闭合裂缝重新开启而导致的井漏。以下4种情况容易引发诱导裂缝性漏失：1）钻高压油气层时，或在进行压井作业时，由于工作液密度过高，压开低压地层而发生漏失；2）下钻（下套管）时下放速度过快，或是在泥包钻头、稳定器的情况下提或下放钻具，造成压力激动，将地层压开而发生漏失；3）钻井液切力过高，特别是静切力过高时，如开泵过快，造成瞬时激动压力，将地层压开产生漏失；4）井筒内钻井液动压力促使天然裂缝开启而发生漏失。
吉木萨尔页岩油区块漏失主要集中在侏罗系八道湾组和二叠系梧桐沟组，钻井过程中因提高钻井液密度、排量以及开泵等原因，导致井下正压差增大，形成诱导裂缝，造成井漏。
2. 防漏堵漏技术思路及措施
2.1 防漏堵漏技术思路
根据吉木萨尔页岩油区块地层漏失特性，通过评价堵漏材料与防漏堵漏体系的性能，结合该区块处理井漏的经验，针对不同的漏失速度，选用不同的堵漏材料进行防漏堵漏。堵漏材料与漏失速度的匹配原则见表2。
表 2 堵漏材料与漏失速度的匹配原则Table 2. Matching principle between plugging materials and the circulation loss rate漏失速度/
（m3·h–1）核桃壳加量，% 棉籽壳/
果壳加
量，%KZ系列/
TP-2堵漏剂
加量，%蛭石加
量，%纤维FCL
加量，%1～3 mm 3～5 mm 1～5 4～6 5～15 2～4 2～3 1～2 3～4 1 0.2～0.4 15～30 4～5 3～5 2～3 3～4 1 0.3～0.4 ＞30 6～8 5～8 3～5 3～4 1 0.4～0.5 2.2 防漏技术措施
2.2.1 上部井段防漏技术措施
1）控制钻井液密度。钻进八道湾组时将钻井液密度控制在1.25～1.45 kg/L，三开中完时控制钻井液密度不高于1.50 kg/L。
2）控制钻井液流变性。将钻井液漏斗黏度控制在45～50 s，钻进中保持低黏、低切、低膨润土含量。
3）改善滤饼质量。钻井液中超细碳酸钙和阳离子乳化沥青的含量保持在3%，控制API滤失量不高于5 mL。
4）提高钻井液抑制性。由于八道湾组以上的泥岩地层极易水化膨胀，钻进时将聚合物抑制剂含量提高到0.6%以上，钾离子含量不低于25000 mg/L，协同增强钻井液的抑制性，防止缩径。
5）加强封堵。钻进八道湾组以上地层时，钻井液中超细碳酸钙和阳离子乳化沥青的含量保持在3%、随钻堵漏剂含量保持在2%，以形成致密的滤饼，增强对砂岩井段的封堵。
6）工程措施。ϕ311.1 mm井段选用ϕ290.0 mm稳定器，或采用不带稳定器的钻具组合；将排量控制在50～60 L/s，易漏失层段先以小排量顶通，再逐渐提高至正常排量，以免造成循环压耗和激动压力过大；在泥岩段加强短程起下，以保持井眼畅通。
2.2.2 下部井段防漏技术措施
1）密度控制。钻进斜井段和水平段时，将钻井液密度控制在1.50～1.60 kg/L。
2）钻进非易漏失层时，钻井液中加入2%～3%复合随钻堵漏剂，以封堵诱导裂缝。
3）钻进易漏失层时，钻井液中加入4%～6%随钻堵漏剂，使用100目筛布，钻穿易漏失层后换用160目以上筛布。
4）调控钻井液性能。下套管前严格控制钻井液漏斗黏度不超过70 s，并提高钻井液的润滑性，降低摩阻，下套管中途选择合适的井段循环洗井，以避免套管下至设计井深，开泵困难憋漏地层。
2.3 堵漏技术措施
1）发生漏失后，根据漏失速度选择堵漏材料配制堵漏浆，泵入到漏失层堵漏。当需要泵入堵漏材料含量高的堵漏浆时，需要起钻，更换光钻杆钻具组合。因为钻具组合如果有螺杆钻具或旋转导向系统，堵漏浆中的堵漏材料可能会损坏螺杆钻具和旋转导向系统。在漏失速度较小的情况下，可以不起钻更换钻具组合，直接泵入堵漏浆。
2）下钻到漏失井段上部，以小排量循环，利用液柱压力进行静止堵漏。
3）在没有漏失的情况下，缓慢提高排量，使堵漏浆进入裂缝。
4）关井，以一定压力挤入堵漏浆，增强地层承压能力。若所钻地层的承压能力较弱，为了防止憋压压破地层，可采用不关井静止堵漏的方式堵漏。
5）三开井钻进二开井段时漏失主要集中在八道湾组，需根据漏失速度选择堵漏材料配制30～40 m3堵漏浆进行堵漏；定向井段与水平段钻进梧桐沟组和芦草沟组时漏失频发，主要表现为裂缝性漏失，须采用堵漏材料含量和粒径较大的堵漏浆堵漏。因此，需要起钻更换光钻杆钻具组合泵入堵漏浆，需准备20～30 m3堵漏浆。
3. 现场应用
吉木萨尔页岩油区块应用防漏堵漏技术后，漏失发生率由38.0%降至19.7%，堵漏成功率提高到了75%，有效保障了该页岩油区块的开发。下面以JHW00722井为例详细介绍应用情况。
JHW00722井设计完钻井深4508.00 m，设计使用密度1.35～1.63 kg/L的钻井液钻进。该井钻至井深1 844.00 m（八道湾组），接顶驱开泵顶通，出口未返浆，漏失钻井液5 m3。邻井JHW00724井在钻井和完井作业期间多次发生井漏。因此，该井采用堵漏浆进行堵漏。配制25 m3堵漏浆，堵漏浆配方为基浆+3.0%核桃壳（粒径1～3 mm）+2.0%核桃壳（粒径3～5 mm）+2.0%综合堵漏剂（棉籽壳+细果壳）+4.0%随钻堵漏剂（TP-2）+1.0%蛭石+0.3%工程纤维（FCL）。基浆配方为4.0%膨润土+0.5%聚合物抑制剂+0.7%降滤失剂+0.5%复配铵盐+2.0%封堵剂+12.0%NaCl +7.0%KCl+3.0%阳离子乳化沥青+15.0%有机盐+2.0%液体润滑剂+重晶石，密度为1.55～1.60 kg/L。
将光钻杆钻具组合下至漏失层，降低排量泵入20 m3堵漏浆，当堵漏浆充满钻杆要出钻杆时，逐步将排量提至30 L/s，保证堵漏浆部分进入漏失层，替浆时钻杆中预留2 m3堵漏浆，将钻具组合上提至安全井段，关井憋压，实施挤注作业，控制套压不超过2.0 MPa，进行多次挤注，累计挤入2.6 m3堵漏浆，泄压过程中返出0.4 m3，实际挤入2.2 m3堵漏浆。挤注作业完成后起钻，下入常规钻具组合洗井，以25 L/s排量循环下钻至井底，无漏失后循环洗井，筛除堵漏剂，将排量逐步提高至32 L/s，循环过程中，液面稳定，表明堵漏成功。该井后续钻井过程采取上文制定的防漏堵漏技术措施，顺利钻至完钻井深。
4. 结 论
1）吉木萨尔页岩油区块漏失层位多，其中侏罗系八道湾组、二叠系梧桐沟组为漏失高发层位，漏失类型以诱导裂缝漏失为主。
2）根据吉木萨尔页岩油区块的漏失特点，通过评价堵漏材料与防漏堵漏体系的性能，结合该区块处理井漏的经验，制定了堵漏材料和漏失速度的匹配原则，并针对不同井段制定了防漏堵漏技术措施，形成了适应于该区块的防漏堵漏技术。
3）吉木萨尔页岩油区块应用防漏堵漏技术后，漏失率从38.0%降至19.7%，堵漏一次成功率提高至75%，有效保障了该区块的钻井安全。
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