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1、一、前言 中原油田地质构造复杂，套管损坏非常严重，在套管损坏的老井周围存在着较多剩余油气资源，许多井采用常规的方法无法修复，致使周围的剩余油气资源无法开采，这已成为制约油田发展的一大难题。在中原油田开发的中后期，5-1/2套管开窗侧钻工艺技术是挖潜增效、提升产量的一项重要手段。但在钻进过程中一旦发生漏失，不但延误钻井时间，损失钻井液，损害油气层，干扰地质录井工作，而且还可能引起井塌、卡钻、井喷等一系列复杂情况与事故，甚至导致井眼报废，造成重大的经济损失，因此防漏与堵漏工作显得尤为重要。侧钻井较一般钻井和一般大修井对泥浆的要求要高。这是因为老井经过长期注采,地层状况更为恶化 ,小井眼井斜较大,井
2、眼曲率较大且和井壁接触面积较大,卡钻的机率高。再加上环空间隙非常小,一但发生事故,处理的余地很小。因此,要求泥浆流动性要好,滤矢量小,摩阻小.对于开窗侧钻井,开窗后就要有很好的性能。密度要达到近平衡钻井的要求,粘度控制在4560s,失水不大于5ml,泥饼小于0.5mm,含沙量小于0.3%,初切为零,终切不高于5,我们一般在开窗前用部分老浆加大分子聚合物胶液稀释的方法处理。钻井中可用大小分子复配的聚合物胶液来控制泥浆性能。如地层造浆可用氨盐胶液进行控制,造斜时可加入5-10%的原油或润滑剂降低磨阻。全井必须用好固控设备,除砂器,振动筛须24小时运转,控制泥浆含砂量不大于0.3%。测井前可用润滑性
3、较好的泥浆封闭下部斜井段,也可加玻璃球封闭，保证电测一次成功.二、问题的提出： 由于天然致漏裂缝、天然非致漏裂缝、微裂缝广泛分布于地层中, 在钻进过程中漏失随时可能发生，表现出以下特点： 1、井深、泥浆密度高使得泥浆柱压力过大(100MPa左右)，加上地层中三类裂缝(天然致漏裂缝、天然非致漏裂缝、微裂缝)广泛分布。因此，泥浆液相对各类裂缝的水力尖劈作用(包括对天然致漏裂缝的扩展和对诱导裂缝的产生和扩展)都同时存在,而不可忽视，必须充分重视。特别注意防止突然的压力激增和剧烈波动而引发的漏失，它很可能使其难以收拾。2、若泥浆密度低于漏失压力则可不漏, 为此应该把泥浆密度降低到P漏、P承、P破以下。
4、但由于其安全密度窗口太小甚致为0、为负，则很容易(或必然)低于地层流体压力而出现溢流、为防谥流又必须提高泥浆密度，但由于安全窗口太低的原因可能又漏；如此频繁的交替调整泥浆密度，则可能导致漏、溢频繁交替出现。而且还可能促进地层诱导裂缝的产生和扩大，从而带来更为不利的影响。3、若泥浆密度足以压住油、气、盐水层，则必然(或很容易)超过地层的破裂压力、(承压能力、漏失压力)，则表现出以下漏失特点：（1）随钻随漏、遇漏必堵； 堵完再钻、再钻再漏、再漏再堵；堵完又钻、又钻再漏、又漏再堵；再钻又漏,一直循环往复直致结束。表现为全井段（整个地层）漏点多、位置不定、漏失频繁；且漏点随钻头不断下移。（这种反复漏失
5、主要是由随钻井进尺而不断钻遇的新漏点所致）。（2）若是以诱导裂缝为主因的漏失，就算漏点被堵住以后不再漏,但原井段的其它微裂缝的存在又将可能在原井段的另一点出现新的诱导漏失。 若原已堵漏层因堵得不好在以后钻井过程中又再次发生漏失,则将使向题更加复杂。 （3）每一次漏失可能刚开始不太严重但若不急早堵死则可能愈来愈严重，所以必须堵住。虽然对于每一次漏失用现有堵漏技术都可能有效堵住是乎不太难（但对迪那的井而言由于井深、泥浆密度大而具有较大的难度），但最困难的是其漏点很多且位置不定，随钻进不断出现。不仅堵漏次数多而频繁(甚致平均每钻进十几米或几米就发生一次)、从而使泥浆漏失量大、堵漏难度大，费时、费事、
6、费钱、费力；（4）安全隐患大、极易诱发更多的井下复杂和更大的井下事故，难以继续钻进，甚致使井报废。三、技术难度 全井段处处漏、处处堵；随钻、随漏、随堵；再钻、再漏、再堵循环不断。而且就算每次堵漏都能一次成功（但随井深增加则难度增大），也会因漏失不可予测的多次反复发生而特别麻烦和困难。只有将泥浆柱压力(静十动)降低到P漏、P承、P破以下才能有效解决它，但若井下情况作不到(或很难作到)这一点，则它成为国内外目前不能有效解决的重大技术难题,在深井重泥浆条件下其技术难度比常说的有进无出的恶性漏失更大得多。而且它也常常可能会发展到有进无出的恶性程度,此时则更难对付。 若此时油、气、水层与之同时共存，且所
7、构成的安全密度窗口很窄（甚致为0、为负）则更难解决。一方面这种随钻、随漏、随堵；再钻、再漏、再堵循环不断问题,完全用堵的办法很难真正解决。 同时另一方面又无法用降低密度的办法来有效防漏。常会在随钻、随漏、随堵；再钻、再漏、再堵漏循环不断的基础上,不断频繁出现漏、溢（涌、喷）交替的复杂局面。 四、5-1/2套管开窗侧钻防漏与堵漏工艺技术（一）、井漏发生的原因与分类（1）井漏的发生一般应具备以下几个条件：井筒对地层有正压差;地层中存在着漏失通道和较大的足够容纳液体的空间。因此在钻井和完井过程中,当出现以下两种情况均会发生井漏。A、当地层存在天然漏失通道时井筒中钻井液作用于井壁动压力超过地层的漏失压
8、力,即发生井漏。B、当动压力大于地层的破裂压力时，压裂地层，形成新的漏失通道，然后发生井漏。漏失压力是使钻井液进入地层漏失通道的最低压力。其与以下因素有关：A、地层的孔隙压力。B、地层天然漏失通道的大小、形态、及厚度。C、钻井液流变性能。D、漏失层内外泥饼的质量。地层破裂压力主要取决于地层岩石力学性质和所受应力大小。其值大小为钻井液静液柱压力、循环时环空压耗和产生的激动压力之和。(2)漏失通常按漏速和漏失通道进行分类。按漏速分类：对于孔隙型地层，微漏与小漏又可称为渗滤型漏失，漏速在20m3每小时以内；中漏和大漏又可称为部分漏失，漏速在20-50m3或大于50m3；全部失返的情况则称为完全漏失。
9、（二）、井漏的预防造成井漏的直接原因是井筒液柱压力高于地层压力，因此防漏措施除用堵漏剂预漏外主要是降低井筒液柱压力，井底当量循环压力包括钻井液静液柱压力和钻井液循环附加压力，减小井底压力主要从这两方面着手。P当量=P静液+P循环附加 （1） 如果降低静液柱压力使用较低密度钻井液施工，则需要解决三个问题：1. 井塌掉块；2. 井壁缩径；3. 平衡地层流体压力。现场施工中常采用比较高的钻井液密度，主要也是基于这几个问题。对于软泥岩、盐岩类的井壁缩径，提高钻井液密度是一项有效和不可避免的措施，但对于井壁掉块却不一定需要提高钻井液密度。解决地层流体压力过高的措施，不应首先依靠提高钻井液密度，而是尽量早
10、的关停注水井，中原油田经过二十多年的开采，许多区块油气压力己经不高，发生溢流、井涌常是注水井引起的。 因此，选用好钻井液体系，严格执行注水井关停泄压措施往往可以使用较低的钻井液密度 。 这里主要探讨一下降低液柱压力的第二项措施，减小钻井液循环压耗，小井眼钻井不同于常规钻井的主要区别就是环空压耗远大于常规钻井，这也是当前小井眼侧钻面临的主要问题。表2为常规钻井和小井眼侧钻井钻井液循环压耗分布对比情况。，其相关的钻井参数一般如下：常规钻井：钻头尺寸215.9mm，井深30003300m，表层套管深度300350m，表层套管尺寸339.7mm，钻铤尺寸158.75mm，钻铤长度150200m，喷嘴组
11、合比813mm+16mm，排量2830L/s，泵压1618MPa。开窗侧钻井：钻头尺寸118mm，套管内径124.3mm，开窗点20002200m，侧钻长度300600m，井深23002900m，泵压1420 MPa ，排量78L/s,钻具组合89mm加重钻杆100130m73mm钻杆，转盘转速7085rmin 。表2 常规钻井与小井眼侧钻井井筒钻井液循环压耗分布钻头尺寸mm钻井液循环压耗分布比例 %钻具内钻头水眼环型空间215.93057505101183865464045据此推算25003000m的侧钻井，循环当量密度比静液密度可提高0.20g/cm3以上，而同等井深的常规钻井，钻井液循环
12、当量密度比静液密度提高值只有0.020.04g/cm3左右。因此尽可能的降低环空压耗是防止侧钻井井漏的一项重要措施。 环空压耗大也有其正面作用：为最大限度地采用较低密度钻井液提供了保障。常规钻井中为防止井喷，常把密度控制在设计上限，而小井眼即使使用设计下限的密度，在循环时因为环空压耗大也可以有效的平衡地层压力，停泵后发现井口有溢流再加大排量，边循环边逐步加重，可以使密度使用的更准确，更有针对性。甚至可以采用钻进时使用低密度，起钻时用高密度打封闭压井，下钻到底循环正常后，再降低钻井液密度的措施来防止井漏或泵压过高。在胡状区块曾经采用过这一措施解决高密度钻时慢，低密度地层出水的问题，取得了良好的效
13、果，当然这是以熟悉地层情况，能保证井控为前提的。 环空压耗的影响因素很多，计算公式多而繁杂，一个比较简单而典型的计算公式是：P=0.1275L0.8V1.8Pv0.2/（Do- Di）1.2 （2）式中：P环空压耗； L井深； 密度； V环空返速； Pv塑性粘度 ；Do井径； Di钻具外径。（参考钻井泥浆与水泥浆流变学手册）。该公式虽不能准确计算小井眼钻井的环空压耗，但可以反映出降低环空压耗的主要途经，由公式可见，与P成正比关系，因此不能随便提高密度；而通过减小排量，降低流速，以控制循环压耗，虽然是最有效的手段，但考虑到携砂问题，一般在小井眼施工中排量要求至少7L/s。以此排量钻井对于清洗井眼，防止卡钻，提高钻速都有很多好处，在浅井阶段比较有利，但对于易漏失井和较深的开窗侧钻井则会带来泵压过高或井漏的问题，不仅增加了井漏的风险，而且设备难以承受，限制了深井侧钻的开展。井深32003300米时，泵压将40 mPaS，而虽然混过两次原油，摩阻仍有56kN，通过使用除砂器和离心机，结合其他措施，塑性粘度可以控制在3235 mPaS，摩阻也得到了改善。在5-1/2套管内进行开窗侧钻施工存在三个不利因素：1）环空压耗大可以达到75%；2)井眼小,易产生激动压力和抽汲压力；3)地层压力系数低。由此，我们应把井漏的预防工程放在重要
