在修井、冲砂等作业过程中，工作液在压差的作用下，发生漏失流进地层，引发井漏、井喷，造成施工遇阻或地层污染等，是常见的技术难题之一。针对该类问题，一般有两种解决途径，其一为机械方法，采用不压井作业装置阻断修井液与地层的接触联系；其二应用化学方法，优化工作液防漏性能，防止修井液漏失到产层。

苏丹FN油田前期漏失情况较为严重

统计苏丹FN油田前期修井作业资料，以其中10口井的修井作业资料为例进行分析，发现FN油田Bentiu、Abu Gabra油组采用无固相修井液存在较严重的漏失，FN-12井、FN-71井、FN-46井三口井循环漏失量占压井液总量的32.3%，有的甚至超过60%（FN-H1），导致油井作业困难、材料损耗、产量下降。

调研相关资料发现，苏丹FN油田主力油组，由砂岩、页岩和粉沙岩夹层组成。高岭土是主要胶结物。物性表现为高孔高渗，岩心伤害实验结果表明该油组潜在强水敏特性。压力系数约0.82，温度梯度为2.81℃/100m。综合分析认为， FN油田作业过程的漏失原因如下：

地层孔渗性好，存在漏失通道；地层压力系数低，水基修井液必然产生正压差；修井液类型不适宜，无固相盐水修井液不能防止漏失。

漏失产生的内在因素是很难改变的，通常的防漏方法是优化工作液配方，并与现场工艺配套。

优化防漏型修井液体系研究

国内外常用的防漏工作液有三种体系，无固相聚合物、暂堵型修井液、泡沫及乳化液体系。其中油包水体系及泡沫体系在国外现场应用效果较好，但由于现场操作不便、工艺复杂、成本较高等，国内外应用较少。聚合物体系中主要通过聚合物的粘度降低滤失，但不能解决严重漏失问题。暂堵压井液体系研究比较多，通过暂堵剂架桥原理减少入井流体漏失。苏丹浅层主要漏失原因是低压高渗、地层出砂加剧漏失，因此选用聚合物暂堵体系来封堵漏失通道。

 一、优选添加剂   

暂堵剂选择 暂堵剂品种较多，考虑到苏丹作业过程中保护油层的需要，推荐选用油溶性暂堵剂。油溶性暂堵剂作为防漏型油层保护添加剂，其主要特性就是既能油溶又能封堵，从而最大限度地降低对储层渗透率的伤害。但是，产品的油溶率和封堵率两个特性本身是相互制约的。室内实验发现，随着添加助剂的成分和配比不同，油溶性暂堵剂在煤油中的油溶率可以在50%～95%之间变化；而添加助剂越多，油溶率越低，软化点越高。因此要想使该产品获得较高油溶率，就必须调整与其匹配的暂堵剂配方。另一方面，在作业过程中，入井液起到压井防漏的作用，一般需要承受一定的正压差，其中的暂堵剂要想在正压差下具有较好的封堵效果，恰恰要求产品保持较高的抗压强度和保持较高的软化点，而较高的软化点却必然与油溶率的要求相背驰。

结合苏丹油田的特殊性：产品需要经过集装箱船舶长途运输，路途遥远，当地又是热带雨林气候，因此对暂堵剂的软化点要求极高。

调研发现油田常用暂堵剂的主要成分为石油树脂，在煤油中的油溶率90%，软化点为70℃～105℃，粒度40目～200目之间（0.45mm～0.076mm），常温下（0.18mm～0.15mm筛）的过筛率82%以上（颗粒稳定性好，未见粘连），80℃（0.18mm～0.15mm筛）的过筛率只有50%，见表2。筛余部分明显粘连、聚集，容易在应用过程中出现产品结块、糊泵等问题，原来的检验方法中软化点指标更多倾向于测试产品处于边缘软化状态之后的温度点，而不能反映出产品开始变软继而容易粘结的临界温度。由此研究筛选过程中提出80℃（0.18mm～0.15mm）的过筛率达到80%以上的指标，考察了高温下该产品的颗粒稳定性，以便采取可行措施来避免苏丹现场应用过程中可能发生的粘结。

通过改变暂堵剂中主要成分的复配比例，获得如表3数据：

针对苏丹作业漏失主要出现在冲砂、洗井、清蜡等采油过程中，需要兼顾暂堵剂的油层保护性能，优选出推荐5#比例组成的油溶性暂堵剂NW-1，粒径在77μm-172μm之间，软化点80℃以上，油溶率﹥85%；同时针对并对其加量进行筛选。推荐加量为2.0%～5.0%，即可获得较好的降失水效果。

增稠剂及其它添加剂  目前常用的增稠剂主要为XC、HEC类、HPAM类，瓜胶类聚合物等。主要利用聚合物溶液的高粘性增加修井液的漏失阻力，从而提高防漏失压力，同时依靠修井液的流变性能，起到冲砂洗井的作用。

另外需要配套防膨剂和稳定剂等，用以稳定体系的悬浮性、增强耐温性。最终形成防漏型修井液基本配方如下：基液+0.3%～0.8%增稠剂+1.5%～5% NW-1+0.5%除氧剂A+0.1～0.2%稳定剂B。

二、评价防漏型修井液性能

体系的防漏失能力由天然岩心动态封堵试验加以评价。先将天然岩样烘干,用标准盐水饱和后，驱替标准盐水测试液相渗透率,然后模拟地层污染同方向挤入修井液，实施封堵；停止污染后，测试岩样液相渗透率,得到修井液对岩心的堵塞率，结果见表5。

结果表明，该修井液封堵率达90%以上,可防止向产层漏失。采用港西明化镇11#岩心进行动态损害模拟评价实验，修井液封堵损害后，采用1.5ml/min排量驱替3.5小时后，岩心渗透率恢复86%以上。油层保护效果好。

为了探讨NW-1防漏修井液的重复利用可能性，从而降低使用成本，研究过程中模拟现场条件对修井液进行污染。设置试验温度120℃，NW-1防漏修井液滚动加热16h后，性能变化情况见表6。

结果表明，污染前后修井液流变性变化率低于25%。表观粘度保持率高于80%。在苏丹现场同样进行相关试验。将FN-46井经过4d现场作业后的修井液回收，并对回收液体进行检测，结果见表7，主要指标基本不变，可以重复利用。

防漏型修井液 现场应用效果显著

NW-1防漏型修井液于2006年1月开始，在苏丹FN油田进行了现场应用，截至目前，先后应用于严重漏失井11井次，一般漏失井56井次。见表8。

分析发现：一是防漏效果明显，以其中两口井FN-H1、FN-15为例，FN-H1井采用NW-1防漏液施工，循环状态下观察无漏失（上次冲砂液漏失180m3）；FN-15井防漏液7小时冲砂完成无漏失（上次59小时冲砂漏失130m3）。

二是油层保护效果好对比发现，本次冲砂作业后，投产3天后产量基本恢复，且含水下降。见图1。 室内研究和现场应用结果表明，NW-1防漏体系针对苏丹储层特点，解决了防漏失和防污染这两个关键问题：NW-1防漏体系具有良好的稳定性和环保性，作业期间不会产生人员及环境危害及修井液失效（性能变坏）；推荐全井筒使用NW-1防漏体系，以利于循环压井及维护；使用完毕后要通过抽吸、自喷或其他方式，将井筒液体及时排出，增强油层保护效果；返排出的NW-1防漏体系可以在同类型井中重复使用一次。