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摘要：本文通过在中201-斜P42易漏区，对邻近的开采相应层位的注水井采取保压注水措施，来提高地层孔隙压力，同时也提高漏失压力和地层破裂压力，对预防该井区高渗层井漏收到了明显的效果。
关键词：井漏;地层孔隙压力;漏失压力;保压注水
2010年至2011年在采油一厂南一区钻井施工三次加密调整井289口，大部分井钻井施工正常，但在区块西侧的小片区域，中201-斜P42钻井井区，有8口井钻进过程中发生井漏，油层设计钻井液密度很低，1.38-1.55g/cm3，接近近平衡钻井。发生井漏的井区域集中，漏失层位主要为S2、P1、P2等高渗透层位。南一区经历了基础井网、一次加密、二次加密、聚合物驱、开发高台子油层共五套井网的开发，本次三元复合驱井主要开采葡Ⅰ1-4油层，在以往钻井过程中，该区也发生过严重井漏。
一、中201-斜P42井区以往钻井井漏情况
南一区在1988-1990年进行一次加密调整，当时钻井液设计密度1.65-1.75g/cm3，钻进过程中井漏时有发生，但在中201-斜P42钻井井区井漏现象尤其严重，绝大部分井钻井过程中在油层段都出现过井漏，该井区是易漏区。
二、中201-斜P42井区三次加密井钻井情况
考虑到该区易发生井漏，在本次加密调整井钻井过程中，我们下调了钻井液设计密度，油层设计钻井液密度1.38-1.55g/cm3，仍然有8口井发生井漏。发生井漏区域仍然集中在中201-斜P42井区，漏失层位主要为S2、P1、P2等高渗透层位。
三、井漏原因分析
根据漏失井完井测井曲线，除南1-211-P039井在高一组有断失外，其它井均没有断层，因此，排除断层这一造成井漏的地质因素。
从漏失量上看，在S2、P1、P2等高渗透层位井漏往往漏失量较大，特别是中200-P41井，漏失量高达89方，堵漏难度大。该井于2011年3月14日钻进至井深897.04米（层位：葡一组），井口不返钻井液，发生井漏，漏失密度1.45g/cm?、粘度50钻井液12方，配密度为1.55 g/cm?钻井液，加入复合堵漏剂3吨，801随钻堵漏剂1吨，胶粒堵漏剂2吨，循环堵漏，漏失钻井液18方。后经多次反复堵漏，3月17日配密度为1.55g/cm?，加入复合堵漏剂4吨，胶粒2吨，液体套管2吨，循环堵漏成功。3月18日用密度为1.43g/cm?的钻井液固井，施工正常。
该井与中201-P041、中201-斜P42井漏失层位均为葡一组，且分布位置集中，从漏失井完井测井曲线上看（图3），中200-P41井葡一组微电极幅度高，微电位和微梯度差异幅度大，自然电位负异常明显，为明显低压高渗层。从注水井中91-P41射孔数据看（表2），葡一组孔隙度大，渗透率高达900毫达西。邻井中200-P40井地层测压（RFT）数据表明，表4，P1-2小层压力系数为0.63，井深893.6米，地层孔隙压力5.52MPa。分析井漏原因为该层位孔隙压力低，孔渗性好，地层亏空导致井漏。当钻至这种地层时，钻井液就会在压差作用下（井底压力和地层孔隙压力的差值），克服地层流动阻力，从孔隙通道中流入地层，形成井漏，压差越大，漏失速率和漏失量越大。
四、保压注水预防井漏措施应用
针对该区葡一组孔隙压力低导致严重井漏这种情况，我们采取了通过注水井保压注水提高葡一组孔隙压力的方法来预防井漏。注水井中91-P41位于该井区，射孔层位为PⅠ1-2、PⅠ3-4，是待钻井发生井漏的主要层位。该井在该区块开钻后一直处于钻关降压状态。在中200-P41发生井漏后，为处理和预防该区下一轮井出现井漏，开始对中91-P41进行保压注水，该井正常生产状态下，压力为5-6 MPa，注水量150方/天，为钻井安全和减小层间压差，对注水压力和注入量进行控制。
注水井中91-P41与漏失井中200-P41相距105米，采取保压注水措施后，漏失井中200-P41第三天停止井漏。注水井450米范围内3口待钻井中291-斜P040（165米）、中91-P040（113米）、中201-P40（450米），钻井过程中没有再出现井漏现象，保压注水预防井漏措施收到了明显效果。通过保压注水前后地层压力测试对比，注水后孔隙压力有明显提高。注水前中200-P40井地层测压P1-2小层压力系数0.63，地层孔隙压力5.52MPa，注水后中201-P40井地层测压P1-2小层压力系数0.81，地层孔隙压力6.97MPa，压力提高1.45 MPa。
保压注水后地层孔隙压力有明显提高，这一点从测井曲线上也可明显看出。未保压注水前，中201-斜P42钻至P1组发生井漏，密度1.49g/cm3;保压注水后中291-斜P040井P1组微电极曲线差异明显变小，孔隙压力升高，钻井施工正常。
保压注水后，地层孔隙压力提高，压差减小，漏失压力会相应提高，因此降低了井漏发生率。钻井液发生漏失与钻井液密度、粘度以及地层漏失通道特性多种因素有关。孔渗性好的易漏地层漏失类型主要表现为自然漏失，其漏失主要是压差作用下的渗漏，漏失量较小，漏失速度较慢，一般在10m3/h。在自然漏失的情况下，漏失压力与孔隙壓力接近，接近程度取决于地层的渗透率的大小;渗透率越高，漏失压力越接近孔隙压力;漏失压力随孔隙压力增大而增大，随孔隙压力减小而减小。
五、保压注水预防井漏效果
中200-P41井漏后，采取保压注水措施后第三天停止井漏。易漏区剩余3口待钻井，中291-斜P040、中91-P040、中201-P40，三口井P1组油层压力低，采取保压注水措施后，地层孔隙压力和漏失压力明显提高，钻井施工过程中没有发生井漏。保压注水预防高渗低压层渗漏技术在南一区应用实践表明，该技术是非常有效和成功的。
关键词：井漏;地层孔隙压力;漏失压力;保压注水
2010年至2011年在采油一厂南一区钻井施工三次加密调整井289口，大部分井钻井施工正常，但在区块西侧的小片区域，中201-斜P42钻井井区，有8口井钻进过程中发生井漏，油层设计钻井液密度很低，1.38-1.55g/cm3，接近近平衡钻井。发生井漏的井区域集中，漏失层位主要为S2、P1、P2等高渗透层位。南一区经历了基础井网、一次加密、二次加密、聚合物驱、开发高台子油层共五套井网的开发，本次三元复合驱井主要开采葡Ⅰ1-4油层，在以往钻井过程中，该区也发生过严重井漏。
一、中201-斜P42井区以往钻井井漏情况
南一区在1988-1990年进行一次加密调整，当时钻井液设计密度1.65-1.75g/cm3，钻进过程中井漏时有发生，但在中201-斜P42钻井井区井漏现象尤其严重，绝大部分井钻井过程中在油层段都出现过井漏，该井区是易漏区。
二、中201-斜P42井区三次加密井钻井情况
考虑到该区易发生井漏，在本次加密调整井钻井过程中，我们下调了钻井液设计密度，油层设计钻井液密度1.38-1.55g/cm3，仍然有8口井发生井漏。发生井漏区域仍然集中在中201-斜P42井区，漏失层位主要为S2、P1、P2等高渗透层位。
三、井漏原因分析
根据漏失井完井测井曲线，除南1-211-P039井在高一组有断失外，其它井均没有断层，因此，排除断层这一造成井漏的地质因素。
从漏失量上看，在S2、P1、P2等高渗透层位井漏往往漏失量较大，特别是中200-P41井，漏失量高达89方，堵漏难度大。该井于2011年3月14日钻进至井深897.04米（层位：葡一组），井口不返钻井液，发生井漏，漏失密度1.45g/cm?、粘度50钻井液12方，配密度为1.55 g/cm?钻井液，加入复合堵漏剂3吨，801随钻堵漏剂1吨，胶粒堵漏剂2吨，循环堵漏，漏失钻井液18方。后经多次反复堵漏，3月17日配密度为1.55g/cm?，加入复合堵漏剂4吨，胶粒2吨，液体套管2吨，循环堵漏成功。3月18日用密度为1.43g/cm?的钻井液固井，施工正常。
该井与中201-P041、中201-斜P42井漏失层位均为葡一组，且分布位置集中，从漏失井完井测井曲线上看（图3），中200-P41井葡一组微电极幅度高，微电位和微梯度差异幅度大，自然电位负异常明显，为明显低压高渗层。从注水井中91-P41射孔数据看（表2），葡一组孔隙度大，渗透率高达900毫达西。邻井中200-P40井地层测压（RFT）数据表明，表4，P1-2小层压力系数为0.63，井深893.6米，地层孔隙压力5.52MPa。分析井漏原因为该层位孔隙压力低，孔渗性好，地层亏空导致井漏。当钻至这种地层时，钻井液就会在压差作用下（井底压力和地层孔隙压力的差值），克服地层流动阻力，从孔隙通道中流入地层，形成井漏，压差越大，漏失速率和漏失量越大。
四、保压注水预防井漏措施应用
针对该区葡一组孔隙压力低导致严重井漏这种情况，我们采取了通过注水井保压注水提高葡一组孔隙压力的方法来预防井漏。注水井中91-P41位于该井区，射孔层位为PⅠ1-2、PⅠ3-4，是待钻井发生井漏的主要层位。该井在该区块开钻后一直处于钻关降压状态。在中200-P41发生井漏后，为处理和预防该区下一轮井出现井漏，开始对中91-P41进行保压注水，该井正常生产状态下，压力为5-6 MPa，注水量150方/天，为钻井安全和减小层间压差，对注水压力和注入量进行控制。
注水井中91-P41与漏失井中200-P41相距105米，采取保压注水措施后，漏失井中200-P41第三天停止井漏。注水井450米范围内3口待钻井中291-斜P040（165米）、中91-P040（113米）、中201-P40（450米），钻井过程中没有再出现井漏现象，保压注水预防井漏措施收到了明显效果。通过保压注水前后地层压力测试对比，注水后孔隙压力有明显提高。注水前中200-P40井地层测压P1-2小层压力系数0.63，地层孔隙压力5.52MPa，注水后中201-P40井地层测压P1-2小层压力系数0.81，地层孔隙压力6.97MPa，压力提高1.45 MPa。
保压注水后地层孔隙压力有明显提高，这一点从测井曲线上也可明显看出。未保压注水前，中201-斜P42钻至P1组发生井漏，密度1.49g/cm3;保压注水后中291-斜P040井P1组微电极曲线差异明显变小，孔隙压力升高，钻井施工正常。
保压注水后，地层孔隙压力提高，压差减小，漏失压力会相应提高，因此降低了井漏发生率。钻井液发生漏失与钻井液密度、粘度以及地层漏失通道特性多种因素有关。孔渗性好的易漏地层漏失类型主要表现为自然漏失，其漏失主要是压差作用下的渗漏，漏失量较小，漏失速度较慢，一般在10m3/h。在自然漏失的情况下，漏失压力与孔隙壓力接近，接近程度取决于地层的渗透率的大小;渗透率越高，漏失压力越接近孔隙压力;漏失压力随孔隙压力增大而增大，随孔隙压力减小而减小。
五、保压注水预防井漏效果
中200-P41井漏后，采取保压注水措施后第三天停止井漏。易漏区剩余3口待钻井，中291-斜P040、中91-P040、中201-P40，三口井P1组油层压力低，采取保压注水措施后，地层孔隙压力和漏失压力明显提高，钻井施工过程中没有发生井漏。保压注水预防高渗低压层渗漏技术在南一区应用实践表明，该技术是非常有效和成功的。