在修井、沖砂等作業過程中，工作液在壓差的作用下，發生漏失流進地層，引發井漏、井噴，造成施工遇阻或地層污染等，是常見的技術難題之一。針對該類問題，一般有兩種解決途徑，其一為機械方法，采用不壓井作業裝置阻斷修井液與地層的接觸聯系；其二應用化學方法，優化工作液防漏性能，防止修井液漏失到產層。

蘇丹FN油田前期漏失情況較為嚴重

統計蘇丹FN油田前期修井作業資料，以其中10口井的修井作業資料為例進行分析，發現FN油田Bentiu、Abu Gabra油組采用無固相修井液存在較嚴重的漏失，FN-12井、FN-71井、FN-46井三口井循環漏失量占壓井液總量的32.3%，有的甚至超過60%（FN-H1），導致油井作業困難、材料損耗、產量下降。

調研相關資料發現，蘇丹FN油田主力油組，由砂巖、頁巖和粉沙巖夾層組成。高嶺土是主要膠結物。物性表現為高孔高滲，巖心傷害實驗結果表明該油組潛在強水敏特性。壓力系數約0.82，溫度梯度為2.81℃/100m。綜合分析認為， FN油田作業過程的漏失原因如下：

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

漏失產生的內在因素是很難改變的，通常的防漏方法是優化工作液配方，并與現場工藝配套。

優化防漏型修井液體系研究

國內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場應用效果較好，但由于現場操作不便、工藝復雜、成本較高等，國內外應用較少。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、優選添加劑   

暫堵劑選擇 暫堵劑品種較多，考慮到蘇丹作業過程中保護油層的需要，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，產品的油溶率和封堵率兩個特性本身是相互制約的。室內實驗發現，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，軟化點越高。因此要想使該產品獲得較高油溶率，就必須調整與其匹配的暫堵劑配方。另一方面，在作業過程中，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，恰恰要求產品保持較高的抗壓強度和保持較高的軟化點，而較高的軟化點卻必然與油溶率的要求相背馳。

結合蘇丹油田的特殊性：產品需要經過集裝箱船舶長途運輸，路途遙遠，當地又是熱帶雨林氣候，因此對暫堵劑的軟化點要求極高。

調研發現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，容易在應用過程中出現產品結塊、糊泵等問題，原來的檢驗方法中軟化點指標更多傾向于測試產品處于邊緣軟化狀態之后的溫度點，而不能反映出產品開始變軟繼而容易粘結的臨界溫度。由此研究篩選過程中提出80℃（0.18mm～0.15mm）的過篩率達到80%以上的指標，考察了高溫下該產品的顆粒穩定性，以便采取可行措施來避免蘇丹現場應用過程中可能發生的粘結。

通過改變暫堵劑中主要成分的復配比例，獲得如表3數據：

針對蘇丹作業漏失主要出現在沖砂、洗井、清蠟等采油過程中，需要兼顧暫堵劑的油層保護性能，優選出推薦5#比例組成的油溶性暫堵劑NW-1，粒徑在77μm-172μm之間，軟化點80℃以上，油溶率﹥85%；同時針對并對其加量進行篩選。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，同時依靠修井液的流變性能，起到沖砂洗井的作用。

另外需要配套防膨劑和穩定劑等，用以穩定體系的懸浮性、增強耐溫性。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%穩定劑B。

二、評價防漏型修井液性能

體系的防漏失能力由天然巖心動態封堵試驗加以評價。先將天然巖樣烘干,用標準鹽水飽和后，驅替標準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，結果見表5。

結果表明，該修井液封堵率達90%以上,可防止向產層漏失。采用港西明化鎮11#巖心進行動態損害模擬評價實驗，修井液封堵損害后，采用1.5ml/min排量驅替3.5小時后，巖心滲透率恢復86%以上。油層保護效果好。

為了探討NW-1防漏修井液的重復利用可能性，從而降低使用成本，研究過程中模擬現場條件對修井液進行污染。設置試驗溫度120℃，NW-1防漏修井液滾動加熱16h后，性能變化情況見表6。

結果表明，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%。在蘇丹現場同樣進行相關試驗。將FN-46井經過4d現場作業后的修井液回收，并對回收液體進行檢測，結果見表7，主要指標基本不變，可以重復利用。

防漏型修井液 現場應用效果顯著

NW-1防漏型修井液于2006年1月開始，在蘇丹FN油田進行了現場應用，截至目前，先后應用于嚴重漏失井11井次，一般漏失井56井次。見表8。

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

二是油層保護效果好對比發現，本次沖砂作業后，投產3天后產量基本恢復，且含水下降。見圖1。 室內研究和現場應用結果表明，NW-1防漏體系針對蘇丹儲層特點，解決了防漏失和防污染這兩個關鍵問題：NW-1防漏體系具有良好的穩定性和環保性，作業期間不會產生人員及環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，以利于循環壓井及維護；使用完畢后要通過抽吸、自噴或其他方式，將井筒液體及時排出，增強油層保護效果；返排出的NW-1防漏體系可以在同類型井中重復使用一次。