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在修井、沖砂等作業(yè)過程中，工作液在壓差的作用下，發(fā)生漏失流進(jìn)地層，引發(fā)井漏、井噴，造成施工遇阻或地層污染等，是常見的技術(shù)難題之一。針對該類問題，一般有兩種解決途徑，其一為機(jī)械方法，采用不壓井作業(yè)裝置阻斷修井液與地層的接觸聯(lián)系；其二應(yīng)用化學(xué)方法，優(yōu)化工作液防漏性能，防止修井液漏失到產(chǎn)層。

蘇丹FN油田前期漏失情況較為嚴(yán)重

統(tǒng)計(jì)蘇丹FN油田前期修井作業(yè)資料，以其中10口井的修井作業(yè)資料為例進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)FN油田Bentiu、Abu Gabra油組采用無固相修井液存在較嚴(yán)重的漏失，F(xiàn)N-12井、FN-71井、FN-46井三口井循環(huán)漏失量占壓井液總量的32.3%，有的甚至超過60%（FN-H1），導(dǎo)致油井作業(yè)困難、材料損耗、產(chǎn)量下降。

調(diào)研相關(guān)資料發(fā)現(xiàn)，蘇丹FN油田主力油組，由砂巖、頁巖和粉沙巖夾層組成。高嶺土是主要膠結(jié)物。物性表現(xiàn)為高孔高滲，巖心傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明該油組潛在強(qiáng)水敏特性。壓力系數(shù)約0.82，溫度梯度為2.81℃/100m。綜合分析認(rèn)為， FN油田作業(yè)過程的漏失原因如下：

地層孔滲性好，存在漏失通道；地層壓力系數(shù)低，水基修井液必然產(chǎn)生正壓差；修井液類型不適宜，無固相鹽水修井液不能防止漏失。

漏失產(chǎn)生的內(nèi)在因素是很難改變的，通常的防漏方法是優(yōu)化工作液配方，并與現(xiàn)場工藝配套。

優(yōu)化防漏型修井液體系研究

國內(nèi)外常用的防漏工作液有三種體系，無固相聚合物、暫堵型修井液、泡沫及乳化液體系。其中油包水體系及泡沫體系在國外現(xiàn)場應(yīng)用效果較好，但由于現(xiàn)場操作不便、工藝復(fù)雜、成本較高等，國內(nèi)外應(yīng)用較少。聚合物體系中主要通過聚合物的粘度降低濾失，但不能解決嚴(yán)重漏失問題。暫堵壓井液體系研究比較多，通過暫堵劑架橋原理減少入井流體漏失。蘇丹淺層主要漏失原因是低壓高滲、地層出砂加劇漏失，因此選用聚合物暫堵體系來封堵漏失通道。

 一、優(yōu)選添加劑   

暫堵劑選擇 暫堵劑品種較多，考慮到蘇丹作業(yè)過程中保護(hù)油層的需要，推薦選用油溶性暫堵劑。油溶性暫堵劑作為防漏型油層保護(hù)添加劑，其主要特性就是既能油溶又能封堵，從而最大限度地降低對儲層滲透率的傷害。但是，產(chǎn)品的油溶率和封堵率兩個(gè)特性本身是相互制約的。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，隨著添加助劑的成分和配比不同，油溶性暫堵劑在煤油中的油溶率可以在50%～95%之間變化；而添加助劑越多，油溶率越低，軟化點(diǎn)越高。因此要想使該產(chǎn)品獲得較高油溶率，就必須調(diào)整與其匹配的暫堵劑配方。另一方面，在作業(yè)過程中，入井液起到壓井防漏的作用，一般需要承受一定的正壓差，其中的暫堵劑要想在正壓差下具有較好的封堵效果，恰恰要求產(chǎn)品保持較高的抗壓強(qiáng)度和保持較高的軟化點(diǎn)，而較高的軟化點(diǎn)卻必然與油溶率的要求相背馳。

結(jié)合蘇丹油田的特殊性：產(chǎn)品需要經(jīng)過集裝箱船舶長途運(yùn)輸，路途遙遠(yuǎn)，當(dāng)?shù)赜质菬釒в炅謿夂?，因此對暫堵劑的軟化點(diǎn)要求極高。

調(diào)研發(fā)現(xiàn)油田常用暫堵劑的主要成分為石油樹脂，在煤油中的油溶率90%，軟化點(diǎn)為70℃～105℃，粒度40目～200目之間（0.45mm～0.076mm），常溫下（0.18mm～0.15mm篩）的過篩率82%以上（顆粒穩(wěn)定性好，未見粘連），80℃（0.18mm～0.15mm篩）的過篩率只有50%，見表2。篩余部分明顯粘連、聚集，容易在應(yīng)用過程中出現(xiàn)產(chǎn)品結(jié)塊、糊泵等問題，原來的檢驗(yàn)方法中軟化點(diǎn)指標(biāo)更多傾向于測試產(chǎn)品處于邊緣軟化狀態(tài)之后的溫度點(diǎn)，而不能反映出產(chǎn)品開始變軟繼而容易粘結(jié)的臨界溫度。由此研究篩選過程中提出80℃（0.18mm～0.15mm）的過篩率達(dá)到80%以上的指標(biāo)，考察了高溫下該產(chǎn)品的顆粒穩(wěn)定性，以便采取可行措施來避免蘇丹現(xiàn)場應(yīng)用過程中可能發(fā)生的粘結(jié)。

通過改變暫堵劑中主要成分的復(fù)配比例，獲得如表3數(shù)據(jù)：

針對蘇丹作業(yè)漏失主要出現(xiàn)在沖砂、洗井、清蠟等采油過程中，需要兼顧暫堵劑的油層保護(hù)性能，優(yōu)選出推薦5#比例組成的油溶性暫堵劑NW-1，粒徑在77μm-172μm之間，軟化點(diǎn)80℃以上，油溶率﹥85%；同時(shí)針對并對其加量進(jìn)行篩選。推薦加量為2.0%～5.0%，即可獲得較好的降失水效果。

增稠劑及其它添加劑  目前常用的增稠劑主要為XC、HEC類、HPAM類，瓜膠類聚合物等。主要利用聚合物溶液的高粘性增加修井液的漏失阻力，從而提高防漏失壓力，同時(shí)依靠修井液的流變性能，起到?jīng)_砂洗井的作用。

另外需要配套防膨劑和穩(wěn)定劑等，用以穩(wěn)定體系的懸浮性、增強(qiáng)耐溫性。最終形成防漏型修井液基本配方如下：基液+0.3%～0.8%增稠劑+1.5%～5% NW-1+0.5%除氧劑A+0.1～0.2%穩(wěn)定劑B。

二、評價(jià)防漏型修井液性能

體系的防漏失能力由天然巖心動(dòng)態(tài)封堵試驗(yàn)加以評價(jià)。先將天然巖樣烘干,用標(biāo)準(zhǔn)鹽水飽和后，驅(qū)替標(biāo)準(zhǔn)鹽水測試液相滲透率,然后模擬地層污染同方向擠入修井液，實(shí)施封堵；停止污染后，測試巖樣液相滲透率,得到修井液對巖心的堵塞率，結(jié)果見表5。

結(jié)果表明，該修井液封堵率達(dá)90%以上,可防止向產(chǎn)層漏失。采用港西明化鎮(zhèn)11#巖心進(jìn)行動(dòng)態(tài)損害模擬評價(jià)實(shí)驗(yàn)，修井液封堵?lián)p害后，采用1.5ml/min排量驅(qū)替3.5小時(shí)后，巖心滲透率恢復(fù)86%以上。油層保護(hù)效果好。

為了探討NW-1防漏修井液的重復(fù)利用可能性，從而降低使用成本，研究過程中模擬現(xiàn)場條件對修井液進(jìn)行污染。設(shè)置試驗(yàn)溫度120℃，NW-1防漏修井液滾動(dòng)加熱16h后，性能變化情況見表6。

結(jié)果表明，污染前后修井液流變性變化率低于25%。表觀粘度保持率高于80%。在蘇丹現(xiàn)場同樣進(jìn)行相關(guān)試驗(yàn)。將FN-46井經(jīng)過4d現(xiàn)場作業(yè)后的修井液回收，并對回收液體進(jìn)行檢測，結(jié)果見表7，主要指標(biāo)基本不變，可以重復(fù)利用。

防漏型修井液 現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著

NW-1防漏型修井液于2006年1月開始，在蘇丹FN油田進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，截至目前，先后應(yīng)用于嚴(yán)重漏失井11井次，一般漏失井56井次。見表8。

分析發(fā)現(xiàn)：一是防漏效果明顯，以其中兩口井FN-H1、FN-15為例，F(xiàn)N-H1井采用NW-1防漏液施工，循環(huán)狀態(tài)下觀察無漏失（上次沖砂液漏失180m3）；FN-15井防漏液7小時(shí)沖砂完成無漏失（上次59小時(shí)沖砂漏失130m3）。

二是油層保護(hù)效果好對比發(fā)現(xiàn)，本次沖砂作業(yè)后，投產(chǎn)3天后產(chǎn)量基本恢復(fù)，且含水下降。見圖1。 室內(nèi)研究和現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，NW-1防漏體系針對蘇丹儲層特點(diǎn)，解決了防漏失和防污染這兩個(gè)關(guān)鍵問題：NW-1防漏體系具有良好的穩(wěn)定性和環(huán)保性，作業(yè)期間不會(huì)產(chǎn)生人員及環(huán)境危害及修井液失效（性能變壞）；推薦全井筒使用NW-1防漏體系，以利于循環(huán)壓井及維護(hù)；使用完畢后要通過抽吸、自噴或其他方式，將井筒液體及時(shí)排出，增強(qiáng)油層保護(hù)效果；返排出的NW-1防漏體系可以在同類型井中重復(fù)使用一次。