井漏问题给石油工程界带来极大挑战^[1]，尤其在强非均质性地层中发育应力敏感裂缝时，钻井液漏失问题更加突出。钻井液密度偏高使得地层弱面破裂或裂缝活化，进而诱发严重井漏；由于压力失衡极难调整，大量钻井液漏失到地层中，处理井漏需耗费大量的时间和成本。长期以来，国内外学者关于井漏特征和机理开展了系统的研究并建立了相应的漏失模型^[2-15]。国内学者马光长^[16]根据井漏特性和原因对井漏综合分类，并配套相应的堵漏方案。丁乙等^[17]分析了弱面结构及其参数敏感性对井壁稳定性的影响。李大奇等^[5]基于井漏动力学进行了井漏机理分析。贾利春等^[18]探究了诱导性裂缝止漏堵漏机理，提出诱导裂缝止漏和止裂临界条件。金衍等^{[10-11, 19]}通过统计建立了裂缝性储层起裂条件和漏失压力方程。张浩等^[6-9]根据裂缝—孔洞性储层物理试验，提出裂缝储层有效应力—裂缝宽度—渗透率关系模型。

渤中34-9油田位于渤海湾盆地黄河口凹陷南斜坡，紧邻郯庐断裂中支，构造活动强烈，构造主体区为受中部一组大断层控制的复杂断块构造，是近年来渤海海域发现的最大的新生界火成岩下油气藏^[18]。该油田开发作业过程中发生多起裂缝性井漏，严重影响油田开发进度和增加开发成本。本文基于井漏特征、弱面结构应力敏感性分析和井漏动力学机制，探究渤中34-9油田井漏机理，为后续开发调整井设计和施工方案优化提供依据。

渤中34-9油田于2018年投入开发，已钻井63口，发生井漏的井有30口，占总井数的47.62%，可记录的井漏达39次。处理井漏累计耗时约626.88h，单次最大耗时约96h，平均耗时约18.99h。平面上，漏失井主要分布在1井区（占总井数的22.22%）和6井区(占总数的15.87%)，5井区（占总井数的4.76%）和2井区（占总井数的4.76%）相对较少。纵向上，1井区和6井区漏失深度在2200~3030m；5井区漏失深度在2780~3250m；2井区漏失深度在2400m左右。研究区内漏失层位主要为东二段和东三段，沙河街组局部漏失较严重。东二段漏失位置岩性主要为溢流相玄武岩和火山沉积碎屑岩；东三段为砂泥岩互层；沙一段为泥岩；沙二段为溢流相玄武岩；沙三段为厚层泥岩（表 1）。

表 1

表 1 渤中34-9油田井漏层位和岩性统计 Table 1 Statistics of leakage formation and lithology in BZ34-9 Oilfield 井区 井名 馆陶组 东一段 东二上亚段 东二下亚段 东三段 沙一段 沙二段 沙三段 1 A10 砂泥岩 A20 火山岩 A14 砂泥岩 A5 火山岩 A6 砂泥岩 A8 火山岩 A4 火山岩 A13 火山岩 火山岩 A3 火山岩 A1 火山岩 砂泥岩 A2 砂泥岩 A23H 火山岩 A7 砂泥岩 A12H 火山岩 5 A18 砂泥岩 砂泥岩 A19 火山岩 A22 火山岩 6 A26 火山岩 火山岩 火山岩 砂泥岩 A27 砂泥岩 A28 火山岩 砂泥岩 A31 火山岩 A36 砂泥岩 B3 火山岩 火山岩 B6 砂泥岩 B8 砂泥岩 B9 砂泥岩 A32 火山岩 2 B10 火山岩 A40 火山岩 砂泥岩 B25 火山岩

表 1 渤中34-9油田井漏层位和岩性统计 Table 1 Statistics of leakage formation and lithology in BZ34-9 Oilfield

依据海洋钻井手册及漏速进行分类^[20]：漏速小于10m³/h，微漏，占7.69%；漏速为10~30m³/h，小漏，占30.77%；漏速为30~60m³/h，中漏，占41.03%；漏速大于60m³/h，大漏，占5.13%；失返，严重漏失，占15.38%。漏失规模：东二上亚段和东二下亚段以中—大漏为主；东三段以中漏为主；沙一段和沙二段以中漏和严重漏失为主；沙三段以中漏为主。整体来看渤中34-9油田井漏规模以小—中漏和严重漏失为主（表 2）。

表 2

表 2 渤中34-9油田漏速统计 Table 2 Statistics of lost rate of circulation in BZ34-9 Oilfield  单位: m3/h 井区 井名 馆陶组 东一段 东二上亚段 东二下亚段 东三段 沙一段 沙二段 沙三段 1 A10 60 A14 失返 A20 5 A5 8 A6 8 A8 失返 A4 失返 A13 48 12 A3 30 A1 失返 30 A2 40 A23H 60 A7 10 A12H 18 5 A18 40 40 A19 89 A22 80 6 A26 36 30 10 失返 A27 30 A28 30 12 A31 30 A36 失返 B3 16 18 B6 40 B8 40 B9 52 A32 29 2 B10 21 A40 26 18 B25 25

表 2 渤中34-9油田漏速统计 Table 2 Statistics of lost rate of circulation in BZ34-9 Oilfield  单位: m3/h

地层弱面结构决定了漏失通道的类型，为井漏发生提供了必要条件。这些软弱面是井筒稳定性的“短板”，在钻井液液柱压力、侵入及钻头破岩情况下先于地层本体破裂，发生漏失。依据渤中34-9油田井漏通道类型和漏失通道成因将造成井漏的地层弱面结构分为3类。

第一种类型是火山岩多期次沉积作用形成的弱面结构。火山岩沉积具有较强的非均质性^[21]。渤中34-9油田89%的井漏都发生在火山岩和沉积岩交互层段。岩石的结构、构造特征决定了岩石的非均质性和各向异性^[22]。渤中34-9油田东一段和东二段沉积时期为火山规模活动期，纵向上发育多期次火山沉积旋回（图 1）。爆发相凝灰岩、溢流相玄武岩和安山岩，结构致密、抗压强度和抗张强度均较高。旋回上部的沉凝灰岩、凝灰质砂岩和凝灰质泥岩等火山碎屑岩，经过流水搬运、分选，含有砂、砾等陆源碎屑，相比旋回下部火山岩物性变好，但其压实程度低，岩石强度低，地层承压能力较低，在正压差下极易产生诱导缝，发生井漏。研究区内火山沉积岩段瞬时漏速多小于60m³/h，以小—中漏为主，此类漏失特点为：瞬时漏失量大，降低排量后漏速减缓，堵漏成功率较高，降低当量循环密度（ECD），漏速可控。

图 1

图 1 渤中34-9油田火山岩沉积旋回和岩石力学旋回 Fig. 1 Sedimentary cycle and rock mechanics change of volcanic rocks in BZ34-9 Oilfield

第二种类型是地质构造作用形成的弱面结构。天然微断层和裂缝是研究区内主要的应力形变弱面结构，也是渤中34-9油田发生井漏的主要原因。根据已钻井数据统计，渤中34-9油田溢流相玄武岩和东三段砂泥岩段的井漏均发生在断层裂缝发育段。

渤海湾盆地新生代构造运动活跃，黄河口凹陷断裂复杂多样，断裂主要以走滑—张性和张性为主^[23]，油田范围内多级斜列式断层和“Y”字形断层相互切割，断层和裂缝十分发育。溢流相玄武岩、安山岩具有气孔—杏仁构造，且原生孔隙、节理、冷凝收缩裂缝和次生微小孔洞较为发育，是天然的漏失通道，加之断层切割，更加复杂。微断层和裂缝在地震常规剖面上主要表现为同相轴错断（图 2a、b），在地震波形方差剖面上主要表现为“黑团”，即方差高异常（图 2c）。

图 2

图 2 微断层形成的弱面结构 Fig. 2 Weak plane structure caused by micro-fault （a）地震常规剖面；（b）地震波形剖面；(c) 地震波形方差剖面

研究区内A36井和A26井在东三段砂泥岩段钻遇两个微断层（图 3），均发生失返漏失。A36井漏速为108m³/h，漏失量为655m³，A26井漏速为216m³/h，漏失量为55m³。天然断层和裂缝带井漏具有漏失量大、堵漏成功率低的特点。

图 3

图 3 渤中34-9油田火山通道形成的弱面结构 Fig. 3 Weak plane caused by volcano conduit in BZ34-9 Oilfield

第三种类型是火山通道形成的弱面结构。火山通道伴生断层及火山通道内热沉降作用形成的节理缝是井漏的天然通道（图 3）。研究区内断裂复杂多样且活动持久，引起新生代大规模的幔源成因岩浆活动^[23]，渐新世中—晚期火山活动达到顶峰，沿着断裂发育多个火山通道。岩浆上涌刺穿地层，形成与火山通道伴生的边缘断层，火山通道内玄武岩冷凝沉降形成典型的柱状节理缝和原生孔洞，加之后期构造运动改造，边缘断层和裂缝更加复杂，极易发生漏失。A8井和9D井钻遇火山通道发生失返性漏失，A8井漏速达108m³/h，漏失量为1910m³；9D井漏速达108m³/h，漏失量为519m³。火山通道具有逢钻必漏、漏失量大、堵漏成功率低、反复漏失、处理井漏周期长的特点。

正压差是井漏发生的必要条件之一。在钻井施工过程中钻井液性能、井眼尺寸、起下钻速度和憋泵都可以影响正压差的大小。渤中34-9油田地层压力为正常压力系统，地层孔隙压力为1.05~1.17g/cm³，发生漏失的井钻井液密度为1.35~1.45g/cm³、平均为1.40g/cm³，漏失时当量循环密度（ECD）为1.40~1.55g/cm³、平均为1.47g/cm³。正压差越大，越易发生井漏，井漏规模也越大。

根据渤中34-9油田已钻井资料统计（图 4）：相同条件下215.90mm井眼井底当量循环密度比311.15井眼高0.08g/cm³，井底压差比311.15mm井眼压差高5.2%。因此，相同地层条件下215.90mm井眼更易发生井漏。统计资料显示，研究区内39次井漏中，311.15mm井眼中发生11次，占比为28.21%；215.90mm井眼中发生28次，占比高达71.79%（表 3）。基于上述情况对后续17口井进行井身结构优化：对于主要漏失风险为东一段和东二段火山岩和沉积岩交互地层的井采用311.15mm井眼深钻钻穿东二段，下入技术套管封堵；对于主要漏失风险为东三段微断层和脆性裂缝发育带的井采用三开井身结构变二开井身结构，即二开311.15mm井眼深钻至完钻井深，能够有效降低井漏风险。相比优化前完钻的46口井高达58.69%的井漏占比，优化后的17口井的井漏风险降低为17.65%。

图 4

图 4 渤中34-9油田不同尺寸井眼漏失时当量循环密度 Fig. 4 Equivalent cyclic density (ECD) while lost circulation of different hole size in BZ34-9 Oilfield

表 3

表 3 渤中34-9油田不同尺寸井眼井漏次数统计 Table 3 Statistics of lost circulation frequency of different hole size in BZ34-9 Oilfield 岩性 地层 311.15mm井眼 215.90mm井眼 火成岩 东一段 1 0 东二上亚段 2 4 东二下亚段 3 7 沙二段 0 2 砂泥岩 东三段 2 13 沙一段 2 1 沙三段 1 1

表 3 渤中34-9油田不同尺寸井眼井漏次数统计 Table 3 Statistics of lost circulation frequency of different hole size in BZ34-9 Oilfield

基于渤中34-9油田防漏经验和裂缝性地层对压力—应力的敏感性，结合渤海油田地层具有新近系浅部低承压带、古近系中深层脆性超压裂缝带和前古近系潜山风化裂缝带的地质特征，提出“T₁₅T₂₆T₁₀₀”井身结构优化防漏方案。采用406.40mm大井眼深钻至明化镇组底部T₁₅（地震反射界面），下入技术套管封堵浅部低承压带破碎带。311.15mm井眼深钻至东二上亚段底部T₂₆（地震反射界面），下入技术套管封堵东营组脆性裂缝发育带，减小下部井段异常地层压力起压后钻井作业施工难度。215.90mm井眼钻至古近系底潜山顶部T₁₀₀（地震反射界面），封堵东营组下部及沙河街组异常压力地层，降低潜山漏失风险。有效将中深层探井井漏风险由59%降低至9%。

因此，针对具有压力—应力敏感性的弱面地层，通过优化套管下入深度封堵薄弱层、降低井底压差，是实现窄压力窗口下防漏的有效措施之一。

分析认为，井漏是动态过平衡钻井条件下井筒压力—应力—应变再平衡的结果。在正压差下主要表现为井筒内流体向地层的渗透压力再平衡和井筒径向的应变扩张。但是井周地层强度和应力是有限的，井壁在过高的正压差下会沿火山沉积岩界面或断层裂缝带等低承压的力学薄弱面破裂产生裂缝、天然微断层和裂缝的开启及延伸进行应力释放，钻井液在正压差下克服了通道内阻力后进入地层，表现为不同规模的井漏。

渤中34-9油田沉凝灰岩、凝灰质砂岩和凝灰质泥岩等火山沉积岩具有坍塌压力高、漏失压力低和破裂压力低的特征：坍塌压力系数达1.33g/cm³，漏失压力系数为1.43g/cm³，破裂压力系数接近1.65g/cm³，钻井液密度窗口窄，当井筒压力大于地层的破裂压力，井筒径向扩张产生诱导裂缝，钻井液在正压差下进入微裂缝，当钻井液液柱在裂缝尖端形成的有效应力大于裂缝的抗张强度时，裂缝产生并张开，导致井漏。

防漏对策：①大井眼钻穿火山沉积岩低承压段，下入技术套管封堵；②钻井液密度采用设计下限，配套随钻ECD检测，确保井底压差小于临界漏失压差；③起钻、下钻避免憋压，防止激动压力过高，憋漏地层；④采用低活度盐NaCl降低钻井液活度及渗透压，阻止井筒正向压力从井筒向地层传递，提高火山沉积岩地层承压能力；⑤火山岩与沉积岩交互地层漏失纳米堵漏技术，即采用纳米级物理封堵剂PF-AquaSeal和智能铝化学井壁加固剂PF-SmartSeal。PF-AquaSeal有效封堵0.5~4.0mm裂缝及孔洞，并随孔隙、裂缝形状变化实现适应性封堵，在压差作用下变形颗粒聚结成膜，降低井壁渗透性。PF-SmartSeal与物理纳米封堵协同作用，形成络合铝井壁加固层，提高火成岩交互地层承压能力（表 4）。以上组合防漏方案应用后火成岩交互地层平均生产时效提高10%，井眼状况明显改善，平均倒划眼速度由72m/h提高到123m/h。

表 4

表 4 渤中34-9油田弱面地层井漏井眼应变模式 Table 4 Borehole strain mode while lost circulation in strata with weak plane in BZ34-9 Oilfield 井漏类型 弱面结构类型 井眼应变类型 防漏对策 火山沉积岩段低承压地层压裂性漏失 ①技术套管封堵； ②实时ECD控制； ③控制激动压力； ④降低钻井液活度； ⑤纳米堵漏技术 天然微断层和裂缝扩展性漏失 ①技术套管封堵； ②钻井液密度采用设计下限； ③实时ECD控制； ④控制激动压力； ⑤雷特堵漏技术 火山通道压差性漏失 ①避钻或少钻； ②技术套管封堵； ③实时ECD控制； ④控制激动压力； ⑤柔性复合堵漏技术 注：R—井眼井径；▽R—正压差下井眼径向扩张量。

表 4 渤中34-9油田弱面地层井漏井眼应变模式 Table 4 Borehole strain mode while lost circulation in strata with weak plane in BZ34-9 Oilfield

渤中34-9油田东营组天然微断层和溢流相玄武岩中的天然裂缝作为潜在的漏失通道，具有极强的应力敏感性。井筒在正压差下变形扩张，裂缝的宽度和渗透率呈指数递增^{[19, 22, 24]}，当井筒压力达到某一临界压力时，微断层和裂缝活化开启或延伸，裂缝宽度大于固相颗粒直径，钻井液固相颗粒不能有效封堵裂缝，发生井漏，此时的井底压力为微断层和裂缝的临界漏失压力。因此，天然微断层及裂缝开启和延伸是井筒压力—应力—应变再平衡的主要形式，为井漏发生创造了通道，是研究区东三段和溢流相玄武岩段井漏的主要方式（表 4）。郑有成^[25]认为裂缝的抗张强度为零，井内流体侵入裂缝使裂缝张开的压力只需要克服裂缝面上的有效正应力。渤中34-9油田最大水平主应力方位为65°，裂缝走向基本沿着最大主应力方向，因此裂缝面上的正应力为最小水平主应力，根据漏失时钻井液当量密度分析，实践中当井底钻井液当量密度达到水平最小主应力当量密度的88%时，就开始发生漏失。

防漏措施：①钻穿断层裂缝带，下入技术套管封堵；②钻井液密度参考断层裂缝临界开启当量密度下限；③配套随钻ECD检测，实时监测井底循环压力，确保井底压差小于临界漏失压差；④断层裂缝带内采用小参数钻进，起钻、下钻避免憋压，防止激动压力过高；⑤微断层和裂缝漏失雷特高承压堵漏技术。研究区内雷特堵漏剂中—粗型颗粒占6%~8%时能够有效实现架桥；小—中型颗粒楔入形成高压封堵层，降低裂缝尖端应力，避免裂缝继续扩展；片状颗粒封门加固，提高裂缝承压能力（表 4）。

火山通道伴生断层及火山通道内热沉降作用形成的节理缝、大孔洞的尺寸大于钻井封堵颗粒尺寸，钻井液进入地层只需要克服缝洞系统的摩擦阻力，在微小正压差下钻井液就可自由进入地层，具有逢钻必漏的特点（表 4）。渤中34-9油田东营组火山岩段地层孔隙压力为1.03~1.12g/cm³，为正常孔隙压力。由于该段地层坍塌压力较高，钻井时采用钻井液当量密度为1.37~1.49g/cm³，钻遇火山通道后井筒内流体在密度差和重力作用下大规模进入地层。加之火山通道刺穿作用使围岩破碎，伴生微断层、裂缝发育，缝洞连通性好，微断层和裂缝在正压差下活化、延伸加剧井漏风险，堵漏成功率低。

防漏措施：①基于钻前火山通道识别和轨迹优化设计尽量不钻火山通道；②钻穿火山通道，下入技术套管封堵，降低下部井段作业风险；③随钻实时ECD检测，及时调整钻井液密度；④小参数钻穿火山通道，起钻、下钻避免憋压，防止激动压力过高；⑤火山通道漏失采用柔性复合堵漏技术：前置凝胶充满火山通道内的大裂缝和大孔洞，后续固相弹性颗粒跟进，凝胶有效降低固相颗粒在裂缝内的移动速度，提供充分凝固和架桥时间，最后小排量打入STP或水泥塞，提高封堵效果，消除漏失（表 4）。

因此，基于井漏动力学机制，配套组合型防漏措施是降低井漏风险的关键。

地层弱面结构决定了漏失通道的类型，是井漏的必要条件。建议以地层非均质模型的弱面结构的承压能力和应力敏感性为约束，优化井身结构、钻井液参数和钻井参数，提前防漏、避漏。

井筒正压差是井漏的主要动力，决定井漏强度。根据渤中34-9油田作业经验，相同条件下，小井眼有相对较高的循环压耗，井底压力更大，裂缝性地层发生井漏风险更高，参考地层井漏风险分布特征进行井身结构优化和钻井液参数优化是控制井底压差的有效手段。“T₁₅T₂₆T₁₀₀”井身优化方案已在渤海油田推广使用。

井漏是动态过平衡条件下井眼压力—应力—应变再平衡的结果。提高火山沉积岩地层承压能力、降低天然微断层和裂缝发育段井筒正压差是降低裂缝性井漏风险的主要措施，火山通道等具有大尺度漏失通道的地质风险，应尽量避开。