Formulation Design of Drilling Fluid Loss Control and Plugging Strategies in Deepwater Subsalt Reservoirs
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摘要: 全球范围内的盐下油气资源十分丰富，其中巴西深水海域有着丰富的油气资源。Mero油田属于典型的深水盐下油气资源，位于巴西东南部海域桑托斯盆地，储层埋深>5000 m，上覆盐膏层150～3000 m，盐下储层主要为下白垩统BVE和ITP组碳酸盐岩。Mero油田的Mero3区块漏失情况最为严重，漏失总量达17 105 m3。通过地质资料和钻井资料分析了漏失的主要原因，包括断层和天然裂缝的发育、地层薄弱以及地层的强非均质性，这些因素共同导致了封堵层承压能力差，易发生反复漏失。本研究收集了Mero油田常用的堵漏材料，开展了粒度分布、摩擦系数、抗压能力、配伍性等性能评价实验，建立了堵漏材料性能参数数据库，并优选出了适用于深水盐下储层防漏堵漏作业的高性能堵漏材料。基于不同漏失速度根据高效架桥和致密填充的设计方法设计了三套防漏堵漏配方，并细化了防漏堵漏配方的应用流程。同时，提出了精细调控钻井工艺和坚持防漏堵漏结合的策略，在易漏地层加强井筒ECD的精细控制，降低井下正压差，减少诱导裂缝的产生。研究成果在Mero3区块NW8井现场堵漏施工中取得了显著效果，针对不同漏失速度的情况，均能够有效减缓漏失速度，为巴西Mero油田乃至其他类似盐下储层的油气开发提供有效的技术支持，促进安全、高效的油气资源开采。Abstract: Subsalt oil and gas resources are abundant worldwide, with significant reserves located in the deepwater offshore regions of Brazil. The Mero field is a typical example of deepwater subsalt oil and gas resources, located in the southeastern Santos Basin offshore Brazil. The reservoir depth exceeds 5000 meters, with an overlying salt gypsum layer ranging from 150 to 3000 meters. The subsalt reservoirs are primarily composed of Lower Cretaceous BVE and ITP carbonate rocks. The Mero3 block in the Mero field experiences the most severe lost circulation, with a total loss of 17,105 m3. Through geological and drilling data analysis, the main causes of lost circulation were identified, including the development of faults and natural fractures, weak formation layers, and the strong heterogeneity of the formation. These factors collectively result in poor pressure-bearing capacity of the sealing layer, leading to repeated lost circulation incidents. This study collected commonly used plugging materials in the Mero field and conducted performance evaluation experiments on particle size distribution, friction coefficient, compressive strength, and compatibility. A database of plugging material performance parameters was established, and high-performance plugging materials suitable for deepwater subsalt reservoir loss prevention and plugging operations were selected. Based on different loss rates, three loss prevention formulas were designed using efficient bridging and dense filling methods, and the application process for these formulas was refined. Furthermore, a strategy for fine-tuning drilling techniques and maintaining a combination of loss prevention and plugging was proposed. This strategy includes strengthening the precise control of the wellbore ECD in loss-prone formations, reducing downhole overpressure, and minimizing the occurrence of induced fractures. The research results achieved significant success in the field plugging operations at the NW8 well of the Mero3 block. In cases with varying loss rates, the plugging strategy effectively slowed down the loss rate. This provides valuable technical support for the oil and gas development of Brazil's Mero field and other similar subsalt reservoirs, promoting the safe and efficient extraction of oil and gas resources.
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0. 引言
全球范围内的盐下油气资源十分丰富，其中巴西深水海域有着丰富的油气资源[1-3]。此类储层类型多样且大多为灰岩储层。储层埋藏深度大，大多位于海平面以下5000～7000 m[4-6]；在储层之上分布有广泛的厚层盐岩盖层，平均盐层厚度超过2000 m。储层厚度大且平均厚度大于100 m，单井产量大[7]。Mero油田属于典型的深水盐下油气资源，位于巴西东南部海域桑托斯盆地（图1），构造面积185平方公里，水深约为1800～2200 m，属于超深水；储层埋深>5000 m，上覆盐膏层150～3000 m，盐下下白垩统BVE和ITP组碳酸盐岩储层段厚度130～420 m，DST测试产能583～1111 m3/d；厚层块状弱边底水油藏地质储量102.11亿桶。
深水盐下储层发育有天然的裂缝以及溶洞，导致钻进过程中漏失频发，据统计至少有1/3的井在钻进过程中发生钻井液漏失甚至是钻井液失返的问题，井漏问题成了制约该区域油气高效开发的难题[9-10]。钻井液漏失不仅造成严重的安全事故以及大量的直接和间接经济损失，还会造成储层的严重损害[11]。本文以Mero油田为研究对象，统计Mero油田漏失情况，分析漏失原因，并制定相应的漏失控制策略。通过室内实验评价和优选堵漏材料，优选出了适用于深水盐下储层堵漏作业的高性能堵漏材料，针对不同漏失速度设计防漏堵漏配方，并形成了防漏堵漏配方应用流程，现场应用结果表明，防漏堵漏作业后，漏失速度显著降低，保障了后续的安全高效钻进，论文研究成果对认识巴西盐下储层地质特征与治理该区域的漏失频发问题具有重要意义。
1. 深水盐下钻井液漏失情况与漏失原因分析
1.1 钻井液漏失情况
漏失情况统计结果表明，Mero油田潜在漏失层位相对集中，漏失层位深度主要分布在5300～6000 m，主要漏失层位BVE组的生物灰岩，ITP组的贝壳灰岩，其中以Mero3区块的漏失情况最为严重，漏失总量达
17105 m3，平均单井漏失量达1555 m3。Mero3区块构造地质情况和钻井情况复杂，已钻三口井分别为NW2A、NW8和NW12，钻井过程中三口井均有漏失发生。漏失统计结果如表1所示，Mero3区块漏失主要发生在盐下地层，井漏问题突出，占钻井事故损失时间的33 %，加大了防漏堵漏的难度。通过对Mero3区块三口井的漏失数据进行研究，统计不同工况下漏失量，明确储集层钻井液的漏失机理，对Mero3区块防漏堵漏工作具有重要意义。Mero3区块2016年至2018年共钻3口井，三口井均发生漏失。其中，NW2A井漏失损失时间80 h，漏失量达4544.7 m3；NW8井漏失损失时间52.5 h，漏失量达4873.7 m3；NW12井漏失损失时间36 h，漏失量达953.7 m3；三口井漏失总量为10 372.1 m3，损失总时间168.5 h。表 1 Mero3区块漏失情况统计井号 漏失次数/次 漏失量/m3 漏失损失时间/h NW2A 2 4544.7 80 NW8 4 4873.7 52.5 NW12 2 953.7 36 1.2 钻井液漏失原因分析
（1）断层发育。Mero油田发育有两组断裂系统（图2）：①北东-南西向及近南北方向正断层；②北西-南东向走滑断层。在油田内靠近主断层附近，通常发育多条小断层，一般断距都比较小，导致同一层位漏失通道开度范围较广，常规桥接堵漏材料自适应性差，对漏失通道开度具有选择性，对较复杂漏失通道堵漏效果较差。现场施工钻遇断层时漏速突然增大，易发生失返性漏失，增大了堵漏作业难度。
（2）天然裂缝发育。Mero油田储层段发育大量天然裂缝（图3），漏失压力主要由孔隙压力以及流体的流动阻力构成，当天然裂缝开度较大时，流动阻力较低，钻井液的漏失压力与地层孔隙压力值相差很小，盐下储层段孔隙压力预测值1.17～1.18 g/cm3，钻井液密度（ECD）超过孔隙压力时便可能产生压差漏失。同时Mero油田区块储层属于中-高孔隙度、中渗透率的储层（图4），BVE组储层的平均孔隙度为12.9 %，渗透率为119×10−3 μm2，而ITP组储层的平均孔隙度为13.7 %，渗透率为114.3×10−3 μm2，钻井液极易沿孔隙及微裂缝侵入，若钻井过程中钻井液不能及时封堵微裂缝、堵塞渗漏通道，井周微裂缝在液相尖劈和正压差的进一步作用下向地层深部扩展、延伸形成贯通裂缝，引起更严重的漏失。漏失发生后，由于天然裂缝在地层中的分布和发育不均匀，形态各异，且裂缝开度不明确，同一漏失层位多尺度裂缝共存，对堵漏材料和地层裂缝的配伍性提出了较高要求。
（3）地层薄弱及工程扰动。Mero油田储层段钻井液密度安全作业窗口极窄，甚至无窗口，极易发生压裂性漏失。钻遇薄弱灰岩地层时，当井筒工作液施加于井壁上的压力（井筒流体压力）超过地层承压能力，便会导致诱导裂缝产生，使地层原有裂缝张开或产生新裂缝，导致地层完整性遭到破坏，诱发压裂性漏失。在钻井工艺因素方面，钻具提放速度过快、开泵过猛（压力激动）、钻速过快或携岩能力不足导致环空中岩屑积累较多等因素，都有可能造成诱导裂缝产生，在井下压差驱动下发生井漏问题。
（4）封堵层承压能力差，反复漏失。NW8等井均存在同一层位反复漏失现象，因盐下储层段溶蚀差异，导致储层段强非均质性，孔隙、孔洞随机分布于地层，地质条件复杂，微裂缝发育，漏失发生后，难以准确判断地层裂缝开度，导致堵漏材料和地层裂缝的配伍性较差，易封门或进入漏失通道深部，封堵层承压能力较差。堵漏材料形成的封堵层处于井筒液柱压力、裂缝闭合压力、开泵循环或钻具转动产生的扰动力等因素的共同作用下，当井下压差超过封堵层最大承压能力时即发生破坏，造成封堵层失稳，导致重复漏失。
2. 深水盐下钻井液漏失控制材料优选与配方设计
2.1 钻井液漏失控制材料性能评价与优选
明确了研究区的漏失机理后，需要收集整理现场常用的堵漏材料，对其进行评价实验，并优选出性能较好的堵漏材料用于现场堵漏作业。通过评价其粒度分布、摩擦系数、抗压能力、配伍性、纤维分散能力与酸溶率等特征参数来选择堵漏材料。部分堵漏材料照片如图5所示。
（1）粒度分布测试。堵漏材料粒度分布测试结果如表2所示，堵漏材料粒度分布D90值总体分布在几百微米～毫米级。粒度分布D90值处于数百微米～毫米级别的颗粒类堵漏材料适合作为架桥材料，片状材料可作为辅助架桥材料，粒径较小材料可作为填充材料。纤维材料可充填到颗粒状材料形成的孔隙中，并起到拉筋作用。
表 2 堵漏材料粒度分析结果材料编号 D90/μm D 50/μm D 10/μm LCM-D1 4504.32 3884.16 3412.18 LCM-D2 3716.66 3330.27 2950.67 LCM-D3 4363.41 3384.59 182.15 LCM-D4 3223.02 2338.17 1915.56 LCM-D5 2149.92 1702.28 1420.45 LCM-E1 388.714 209.634 41.137 LCM-E2 219.350 49.009 6.689 LCM-F1 1348.690 570.433 48.578 LCM-F2 6043.26 3576.25 1940.85 （2）摩擦系数测试。将堵漏材料放入烘箱在既定温度下烘干24 h，烘干后的堵漏材料均匀地粘在摩擦板上，使用COF-1型摩擦系数测量仪测试其摩擦系数，根据平均摩擦系数数值确定堵漏材料摩擦系数级别[12]，其中材料摩擦系数评价指标如表3所示。
表 3 堵漏材料摩擦系数评价指标摩擦系数 μ≤0.5 0.5＜μ≤0.8 0.8＜μ≤1.1 1.1＜μ≤1.4 μ>1.4 摩擦系数级别 低 中等偏低 中等 中等偏高 高 所选堵漏材料摩擦系数值和等级汇总见表4。颗粒类堵漏材料摩擦系数最高，片状堵漏材料摩擦系数次之，复合类材料由于各种材料复配，摩擦板上材料起伏程度小，故摩擦系数中等-中等偏高。LCM-D4是摩擦系数最高的堵漏材料，LCM-F2是摩擦系数最低的堵漏材料。
表 4 堵漏材料摩擦系数评价结果材料名称 最大静
摩擦系数最大动
摩擦系数平均动
摩擦系数摩擦系数
级别LCM-D1 1.02 1.40 1.15 中等偏高 LCM-D2 1.16 1.42 1.13 中等偏高 LCM-D3 1.34 2.01 1.23 中等偏高 LCM-D4 2.64 2.77 1.47 高 LCM-D5 2.36 2.39 1.51 高 LCM-E1 0.97 1.20 0.95 中等 LCM-E2 1.94 1.94 1.38 中等偏高 LCM-F1 1.31 1.45 1.20 中等偏高 LCM-F2 0.78 0.85 0.72 中等偏低 LCM-G1 0.94 0.98 0.85 中等 LCM-G2 0.91 0.97 0.89 中等 LCM-G3 1.00 1.01 0.92 中等 （3）抗压能力测试。使用抗压能力测试仪对所选堵漏材料进行加压[12]，将堵漏材料平铺于破碎室内，施加30 MPa稳压5 min，通过测试压前和压后堵漏的粒度分布，计算D90降级率。
堵漏材料抗压能力评价的实验结果如表6所示。堵漏材料抗压能力评价实验结果表明： LCM-D1、LCM-D2的D90降级率为负数，其抗压能力级别分别为中等偏高和高，延展伸缩能力强；高性能聚合物材料LCM-D3抗压能力级别为高；矿物类颗粒材料LCM-D4、LCM-D5等材料抗压能力中等偏低；片状材料LCM-F1、LCM-F2的D90降级率分别为17.04%和12.34%，抗压能力级别为中等。
表 6 堵漏材料抗压能力评价结果材料名称 D90降级率/% 抗压能力级别 LCM-D1 −5.31 中等偏高 LCM-D2 −1.32 高 LCM-D3 4.14 高 LCM-D4 28.75 中等偏低 LCM-D5 21.33 中等偏低 LCM-F1 17.04 中等 LCM-F2 12.34 中等 （4）配伍性评价。通过堵漏材料在钻井液中的沉降悬浮性质即计算加入堵漏材料后钻井液的静态沉降因子SF来评价堵漏材料与钻井液的配伍性，通过表7评价堵漏材料与钻井液的配伍性。
表 7 堵漏材料配伍性评价标准SF SF≤0.51 0.51<SF≤0.52 0.52<SF≤0.53 0.53<SF≤0.54 SF>0.54 配伍性 好 中等偏好 中等 中等偏差 差 堵漏材料配伍性评价的实验结果如表8所示。由实验结果可知，随着沉降时间的增加，同种材料静态沉降因子逐渐增大，大部分堵漏材料静态沉降因子处于0.51～0.54范围，LCM-D4和LCM-E2与钻井液的配伍性最好，LCM-D5与钻井液的配伍性最差。
表 5 堵漏材料抗压能力评价标准D90降级率/% D DR﹥30 20＜ D DR≤30 10＜ D DR≤20 5＜ D DR≤10 D DR≤5 抗压能力 低 中等偏低 中等 中等偏高 高 表 8 堵漏材料配伍性评价实验结果材料 静置不同时间后的静态沉降因子 配伍性级别 1 h 2 h 4 h 8 h LCM-D1 0.5277 0.5299 0.5309 0.5342 中等偏差 LCM-D2 0.5261 0.5260 0.5293 0.5299 中等 LCM-D3 0.5174 0.5167 0.5173 0.5201 中等 LCM-D4 0.5246 0.5251 0.5256 0.5274 中等 LCM-D5 0.5387 0.5397 0.5422 0.5412 差 LCM-E1 0.5267 0.5291 0.5299 0.5302 中等偏差 LCM-E2 0.5061 0.5047 0.5060 0.5078 好 LCM-F1 0.5079 0.5088 0.5123 0.5151 中等偏好 LCM-F2 0.5097 0.5255 0.5261 0.5261 中等 （5）纤维分散能力测试。通过评价纤维材料加入蒸馏水后纤维在溶液中体积占比，计算纤维材料的分散系数F来评价纤维类堵漏材料分散能力，通过表9评价纤维类堵漏材料的分散能力。
表 9 纤维类堵漏材料分散能力评价标准分散系数F /% F≤20 20<F≤40 40<F≤60 60<F≤80 F>80 分散性能 低 中等偏低 中等 中等偏高 高 纤维类堵漏材料分散能力评价的实验结果如表10所示。纤维类堵漏材料分散能力评价实验结果表明：纤维材料LCM-G1在蒸馏水和CMC溶液中分散能力级别均为高；而纤维材料LCM-G2在蒸馏水中分散能力级别为中等偏低，随着CMC浓度增加分散能力呈现增强趋势，最终分散能力级别为中等偏高；复合类纤维LCM-G3在蒸馏水中分散能力级别为低，在CMC溶液中分散能力级别为中等偏低。LCM-G1和LCM-G3在蒸馏水中的分散能力如图6所示。
表 10 纤维类堵漏材料分散能力评价结果材料 不同质量加量在蒸馏水中
分散系数/%1.0%质量加量在不同浓度CMC中
分散系数/%分散能力级别 0.5% 1.0% 1.5% 0.5% 1.0% 1.5% LCM-G1 92.86 95.71 98.57 95.71 100 100 高 LCM-G2 10.00 18.57 24.29 18.57 24.29 77.14 中等偏高 LCM-G3 7.14 8.57 17.14 8.57 25.71 31.43 中等偏低 （6）酸溶率测试。将堵漏材料烘干预处理，烘干后的堵漏材料分别与土酸（12%盐酸+3%氢氟酸）和15%盐酸反应24 h，反应结束后过滤出剩余堵漏材料，烘干后称取反应后堵漏材料的质量，并计算堵漏材料酸液溶蚀率RA，通过表11评价堵漏材料酸溶率级别。
表 11 堵漏材料酸溶率评价标准酸溶率/% RA≤20 20<RA≤40 40<RA≤60 60<RA≤80 RA>80 酸溶率级别 低 中等偏低 中等 中等偏高 高 实验结果见表12所示。由实验结果可知LCM-D1、LCM-D2、LCM-D4、LCM-D5材料酸溶率超过80 %，为高酸溶堵漏材料，适用于储层段的漏失控制。而LCM-D3、LCM-F2、LCM-G1酸溶率低于40 %，酸溶率级别中等及中等偏低，适用于非储层段漏失控制。
表 12 酸溶率测试实验结果材料 酸溶率/% 酸溶级别 土酸 盐酸 LCM-D1 86.41 90.14 高 LCM-D2 82.21 87.35 高 LCM-D3 8.65 18.11 低 LCM-D4 100 100 高 LCM-D5 100 100 高 LCM-E1 44.91 65.27 中等偏高 LCM-E2 43.39 62.34 中等偏高 LCM-F1 55.84 73.74 中等偏高 LCM-F2 16.76 26.53 中等偏低 LCM-G1 2.52 7.23 低 LCM-G2 67.09 79.31 中等偏高 LCM-G3 26.71 41.3 中等 （7）堵漏材料优选。如图7所示，粒度分布合理，摩擦系数高、抗压能力高的堵漏材料是形成高承压裂缝封堵层的前提。裂缝封堵层形成后受到井底压力（Pw）、地层压力（Po）、裂缝闭合压力（Pc）与沿裂缝面的摩擦力（Pf）的共同作用。粒度分布合理的堵漏材料封堵层致密，能够有效隔绝井底压力与地层压力，防止裂缝张开发生裂缝扩展失稳；摩擦系数高的堵漏材料易在裂缝中滞留形成封堵层，且能够提高封堵层的抗剪强度，防止发生剪切失稳与摩擦失稳；抗压能力高的堵漏材料形成封堵层后，封堵层在压力作用下结构稳定，堵漏材料不易破碎，防止发生裂缝闭合失稳；配伍性好的堵漏材料加入钻井液后，对钻井液物理性质影响较小；分散能力高的纤维类堵漏材料在钻井液中不易聚团，防止在漏层裂缝口处发生封门现象。堵漏材料还应该具备高酸溶率。高酸溶率是应对储层段漏失控制需求，使用高酸溶堵漏材料形成封堵层后，完井时通过酸溶解除封堵层，可以恢复天然裂缝的导流能力，实现油气的高效产出。如表13所示，根据堵漏材料性能评价结果构建出了堵漏材料性能测试数据库，考虑本文是到针对盐下储层段的漏失，优选出LCM-D1、LCM-D4、LCM-D5、LCM-E2等粒度分布广，抗压能力高，摩擦系数高，酸溶率高的堵漏材料。
2.2 钻井液漏失控制配方设计
防漏堵漏配方设计需要依据漏失特征，以NW8井目标漏失控制对象，基于前期漏失情况统计，结合Xu（2022）提出的缝宽预测模型[13]，计算得到该井储层段裂缝宽度范围1.64～3.95 mm，故堵漏浆的最大目标封堵裂缝宽度约为4 mm。LCM-D1 D90为4504.32 μm，与目标缝宽接近，是较好的架桥堵漏材料，参照许成元（2022）提出的基于高效架桥和致密填充的深层裂缝性储层堵漏配方设计方法[14-16]，设计了深水盐下储层堵漏浆3#配方（基浆+2 % LCM-D1+5 % LCM-D5+3 % LCM-F1 +3 % LCM-E2+0.6 % LCM-G2）。但这是针对最大漏失缝宽设计的，在钻井过程中需要更具漏失速度实时地调整堵漏配方，故针对漏失速度较小的情况，减少了大粒径材料的加量，设计了1#配方与2#配方。针对不同漏失缝宽设计的3组堵漏配方以及室内承压能力评价结果如表14所示。
表 13 堵漏材料性能参数数据库材料名称 D90/μm 摩擦系数 抗压能力 配伍性 分散能力 酸溶率 LCM-D1 4504.32 中等偏高 中等偏高 中等偏差 -- 高 LCM-D2 3716.66 中等偏高 高 中等 -- 高 LCM-D3 4363.41 中等偏高 高 中等 -- 低 LCM-D4 3223.02 高 中等偏低 中等 -- 高 LCM-D5 2149.92 高 中等偏低 差 -- 高 LCM-E1 388.714 中等 -- 中等偏差 -- 中等偏高 LCM-E2 219.350 中等偏高 -- 好 -- 中等偏高 LCM-F1 1348.690 中等偏高 中等 中等偏好 -- 中等偏高 LCM-F2 6043.26 中等偏低 中等 中等 -- 中等偏低 LCM-G1 -- 中等 -- -- 高 低 LCM-G2 -- 中等 -- -- 中等偏高 中等偏高 LCM-G3 -- 中等 -- -- 中等偏低 中等 表 14 堵漏浆设计结果配方 堵漏浆配方 承压能力/MPa 1# 基浆+4 % LCM-D5 + 2.5 % LCM-F1+ 2 % LCM-E2 + 0.6 % LCM-G2 12.24 2# 基浆+5 % LCM-D4 + 3 % LCM-F1 + 3 % LCM-E2 + 0.6 % LCM-G2 10.33 3# 基浆+2 % LCM-D1+5 % LCM-D5+3 % LCM-F1 +3 % LCM-E2+0.6 % LCM-G2 10.45 并形成了深水盐下防漏堵漏配方的应用策略（图8），当漏失速度小于20 m3/h时，加入1#配方，通过随钻堵漏的方式进行堵漏作业，若封堵成功则继续钻进。若漏失速度不降低，则选用2#配方，通过停钻堵漏的方式进行堵漏作业，钻具组合选用简易钻具组合。若漏失速度还是不降低，则使用3#配方，光钻杆进行堵漏作业，直至漏失控制成功。若所有配方均不能有效控制漏失，则封堵失败，需要考虑其他的补救措施。
3. 深水盐下井漏控制策略与现场应用
3.1 钻井液漏失控制策略
（1）精细调控钻井工艺，确保安全高效钻进。为了减少钻井工艺引起的井漏问题，首先应该加强井筒ECD的精细控制，可以有效降低井下正压差，进而减少诱导裂缝的产生与井漏问题的发生。此外，严格控制起下钻具及开泵速度尤为重要。实施稳妥的“小参数”钻进工艺，能够显著降低井筒压力的激动。通过细致的参数调整，例如降低泵速和优化起下钻的方式，能够有效减少环空堵塞的风险，防止憋泵现象的发生。维持适宜的钻井液密度和流变性是确保井眼清洁和稳定的关键因素。钻井液的流变特性直接影响其携岩能力及循环效率，因此，确保钻井液能够顺畅循环、及时排出环空中的岩屑至关重要。这将有效避免由于沉积物造成的流体流动障碍和避免憋压引起地层产生诱导裂缝，从而提高整体钻井作业的安全性与效率。
（2）坚持防漏堵漏结合，实现井筒稳定控制。在精细调控钻井工艺的前提下，还应该坚持防漏堵漏结合，实现井筒稳定控制。Mero3区块防漏堵漏技术思路如图9所示，深水盐下灰岩储层严重漏失现象较为普遍，提前计划堵漏材料供应，针对严重漏失风险的井制定针对性的堵漏策略，进入漏失层前，做好先期防漏。根据原地裂缝宽度，优选随钻防漏堵漏材料，做好随钻加入和阶段补充；后期堵漏时，首先判断漏失类型，根据漏失参数确定漏失动态裂缝宽度，通过材料性能室内评价确定材料类型，进而确定堵漏材料几何尺寸与加量范围形成堵漏配方。通过室内实验评价堵漏配方的承压能力，将推荐配方进行现场试验检验，边试验边完善，逐渐形成最优堵漏配方。
3.2 现场应用
其中Mero3区块的NW8井的漏失较为严重，由于盐下灰岩储层（微生物灰岩及介壳类灰岩）局部存在的裂缝及孔洞结构，裂缝结构导致作业窗口极小，甚至无窗口多个深度均出现严重漏失。
（1）NW8井漏失情况。NW8井的五开储层段5389～5742 m钻进过程中漏失频发，漏失情况如图10所示，在5500～5750 m段漏失最为严重，漏失段钻井液密度在1.10～1.16 g/cm3，漏失体积在6～25 m3不等，最大漏失速度为103.35 m3/h，最小漏失速度为3.18 m3/h。
（2）NW8井漏失控制效果。图11展示了深水盐下防漏堵漏配方的应用效果，当钻进至5550 m时，漏失速度为9.54 m3/h，采用1#配方进行随钻堵漏，漏失速度降低为0 m3/h；当钻进至5547 m时，漏失速度为27.03 m3/h，采用2#配方进行停钻堵漏作业后，漏失速度降低为9.54 m3/h；当钻进至5641 m时，漏失速度为103.35 m3/h，采用3#配方进行停钻堵漏作业，漏失速度降低为2.38 m3/h。针对不同漏失速度的情况，本文设计的防漏堵漏配方均能有效应用，能够有效减缓漏失速度，为钻井作业提供了更为稳定的环境。漏速的降低不仅减少了钻井液的损失，降低了作业成本，还减少了对储层和海洋环境的潜在损害。
4. 结论
Mero油田潜在漏失层位相对集中，漏失层位深度主要分布在5300～6000 m，主要漏失层位BVE组的生物灰岩，ITP组的贝壳灰岩，其中以Mero3区块的漏失情况最为严重，漏失总量达
17105 m3，平均单井漏失量达1555 m3。Mero油田多口井发生反复漏失现象，漏失主要原因为：①断层、天然裂缝以及微裂缝较为发育，为漏失提供了充足的漏失通道与漏失空间；②地层薄弱，钻井液密度安全作业窗口极窄，钻井工艺不合理都有可能造成井漏问题；③地层强非均质性，地质条件复杂，导致封堵层承压能力差，易发生反复漏失。收集了Mero油田常用的堵漏材料，并开展了堵漏材料性能评价实验，主要评价的参数有粒度分布、摩擦系数、抗压能力、配伍性、分散能力和酸溶率，建立了堵漏材料性能参数数据库，并优选了适用于深水盐下储层防漏堵漏作业的高性能堵漏材料。基于高效架桥和致密填充的深层裂缝性储层堵漏配方设计方法设计了3套针对不同漏失速度的防漏堵漏配方，室内评价结果表明3套配方承压能力均超过10 MPa。
形成了研究区漏失控制策略：①精细调控钻井工艺，确保安全高效钻进；②坚持防漏堵漏结合，实现井筒稳定控制。研究成果在Mero3区块NW8井成功应用，针对不同漏失速度的情况，均能够有效减缓漏失速度，为钻井作业提供了更为稳定的环境。
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表 2 堵漏材料粒度分析结果
材料编号 D90/μm D 50/μm D 10/μm LCM-D1 4504.32 3884.16 3412.18 LCM-D2 3716.66 3330.27 2950.67 LCM-D3 4363.41 3384.59 182.15 LCM-D4 3223.02 2338.17 1915.56 LCM-D5 2149.92 1702.28 1420.45 LCM-E1 388.714 209.634 41.137 LCM-E2 219.350 49.009 6.689 LCM-F1 1348.690 570.433 48.578 LCM-F2 6043.26 3576.25 1940.85 
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表 4 堵漏材料摩擦系数评价结果
材料名称 最大静
摩擦系数最大动
摩擦系数平均动
摩擦系数摩擦系数
级别LCM-D1 1.02 1.40 1.15 中等偏高 LCM-D2 1.16 1.42 1.13 中等偏高 LCM-D3 1.34 2.01 1.23 中等偏高 LCM-D4 2.64 2.77 1.47 高 LCM-D5 2.36 2.39 1.51 高 LCM-E1 0.97 1.20 0.95 中等 LCM-E2 1.94 1.94 1.38 中等偏高 LCM-F1 1.31 1.45 1.20 中等偏高 LCM-F2 0.78 0.85 0.72 中等偏低 LCM-G1 0.94 0.98 0.85 中等 LCM-G2 0.91 0.97 0.89 中等 LCM-G3 1.00 1.01 0.92 中等
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表 6 堵漏材料抗压能力评价结果
材料名称 D90降级率/% 抗压能力级别 LCM-D1 −5.31 中等偏高 LCM-D2 −1.32 高 LCM-D3 4.14 高 LCM-D4 28.75 中等偏低 LCM-D5 21.33 中等偏低 LCM-F1 17.04 中等 LCM-F2 12.34 中等
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表 7 堵漏材料配伍性评价标准
SF SF≤0.51 0.51<SF≤0.52 0.52<SF≤0.53 0.53<SF≤0.54 SF>0.54 配伍性 好 中等偏好 中等 中等偏差 差
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表 8 堵漏材料配伍性评价实验结果
材料 静置不同时间后的静态沉降因子 配伍性级别 1 h 2 h 4 h 8 h LCM-D1 0.5277 0.5299 0.5309 0.5342 中等偏差 LCM-D2 0.5261 0.5260 0.5293 0.5299 中等 LCM-D3 0.5174 0.5167 0.5173 0.5201 中等 LCM-D4 0.5246 0.5251 0.5256 0.5274 中等 LCM-D5 0.5387 0.5397 0.5422 0.5412 差 LCM-E1 0.5267 0.5291 0.5299 0.5302 中等偏差 LCM-E2 0.5061 0.5047 0.5060 0.5078 好 LCM-F1 0.5079 0.5088 0.5123 0.5151 中等偏好 LCM-F2 0.5097 0.5255 0.5261 0.5261 中等
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表 10 纤维类堵漏材料分散能力评价结果
材料 不同质量加量在蒸馏水中
分散系数/%1.0%质量加量在不同浓度CMC中
分散系数/%分散能力级别 0.5% 1.0% 1.5% 0.5% 1.0% 1.5% LCM-G1 92.86 95.71 98.57 95.71 100 100 高 LCM-G2 10.00 18.57 24.29 18.57 24.29 77.14 中等偏高 LCM-G3 7.14 8.57 17.14 8.57 25.71 31.43 中等偏低
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表 12 酸溶率测试实验结果
材料 酸溶率/% 酸溶级别 土酸 盐酸 LCM-D1 86.41 90.14 高 LCM-D2 82.21 87.35 高 LCM-D3 8.65 18.11 低 LCM-D4 100 100 高 LCM-D5 100 100 高 LCM-E1 44.91 65.27 中等偏高 LCM-E2 43.39 62.34 中等偏高 LCM-F1 55.84 73.74 中等偏高 LCM-F2 16.76 26.53 中等偏低 LCM-G1 2.52 7.23 低 LCM-G2 67.09 79.31 中等偏高 LCM-G3 26.71 41.3 中等
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表 13 堵漏材料性能参数数据库
材料名称 D90/μm 摩擦系数 抗压能力 配伍性 分散能力 酸溶率 LCM-D1 4504.32 中等偏高 中等偏高 中等偏差 -- 高 LCM-D2 3716.66 中等偏高 高 中等 -- 高 LCM-D3 4363.41 中等偏高 高 中等 -- 低 LCM-D4 3223.02 高 中等偏低 中等 -- 高 LCM-D5 2149.92 高 中等偏低 差 -- 高 LCM-E1 388.714 中等 -- 中等偏差 -- 中等偏高 LCM-E2 219.350 中等偏高 -- 好 -- 中等偏高 LCM-F1 1348.690 中等偏高 中等 中等偏好 -- 中等偏高 LCM-F2 6043.26 中等偏低 中等 中等 -- 中等偏低 LCM-G1 -- 中等 -- -- 高 低 LCM-G2 -- 中等 -- -- 中等偏高 中等偏高 LCM-G3 -- 中等 -- -- 中等偏低 中等
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表 14 堵漏浆设计结果
配方 堵漏浆配方 承压能力/MPa 1# 基浆+4 % LCM-D5 + 2.5 % LCM-F1+ 2 % LCM-E2 + 0.6 % LCM-G2 12.24 2# 基浆+5 % LCM-D4 + 3 % LCM-F1 + 3 % LCM-E2 + 0.6 % LCM-G2 10.33 3# 基浆+2 % LCM-D1+5 % LCM-D5+3 % LCM-F1 +3 % LCM-E2+0.6 % LCM-G2 10.45
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