第1章 井漏带来的挑战
钻井是*常用的获取油气及地热资源的方式。在钻井过程中，流体在井筒中循环。这种流体(钻井液)具有冷却钻柱、携带岩屑、防止井眼坍塌的作用。钻井液在井底产生的压力要保持在一定的“窗口”范围内，井底压力的下限通常由地层孔隙压力或维持井壁稳定所需的*小钻井液柱压力决定，两者取较大的一个。如果井底压力低于孔隙压力，地层流体会流入井筒，如果井底压力低于维持井壁稳定所需的*小钻井液柱压力，井壁可能会坍塌。
为了防止井漏发生，井底压力的上限值也需要控制。井漏是指从井筒返回的液体量小于泵入量的现象。当井漏发生时，钻井液漏失进入地层，会导致钻井的非生产时间增加。据报道，在1993～2003年间，井漏使得墨西哥湾的实际钻井时间较预期增长了10%[1]。在井漏特别严重的情况下，若无法控制漏失和恢复钻进，则需要进行侧钻或者弃井处理。
井漏造成的经济损失包括漏失钻井液的成本和解决井漏问题的额外费用。据统计，钻井液的成本占总钻井成本的25%～40%[2]。考虑到常用钻井液和堵漏材料通常都很昂贵，这些物质漏入地层导致的直接经济损失是非常大的。另外，对于钻井液而言，油基钻井液的成本要远远高于水基钻井液。
除直接的经济损失之外(高昂的钻井液成本和非生产时间)，井漏还可能会导致其他的问题。尤其是钻井液返出率降低可能会阻碍岩屑从井中返出。井漏还会降低井眼净化能力，尤其是在斜井和水平井中[3]，井眼净化不良可能*终会导致堵塞和卡钻。
钻井液漏入储层后，钻井液中的材料(重晶石、膨润土、固相颗粒等)会堵塞储层孔隙和裂缝。在生产之前需解决井漏造成储层损害的问题，这就产生了额外的钻井成本。
在某些情况下，严重的井漏还会引起井控问题。尤其是当钻井液向地层漏失，井筒液柱压力下降时，将导致地层流体向井筒中流动(尤其是气体)，*终造成井涌或井壁坍塌。如果井漏在顶部井段发生，则会发生浅层水流动事件。
鉴于其负面影响较大，井漏被认定为“钻井行业*难解决的问题之一”[4]。据估计，在全球范围内每年由于井漏造成的经济损失(包括材料成本和钻井平台的时间成本)约为10亿美元[5，6]。
非目的层发生的井漏即使不用考虑储层损害问题，也与在储层中发生的井漏一样具有危害性。如果漏失的钻井液未被妥当处理，在钻井过程中未有效封堵漏层，则会使接下来的固井作业受到影响。
固井的质量主要取决于水泥浆的返高。如果在待固井的井段存在一个未被有效封堵的漏层，则将会导致水泥浆从该位置漏进地层，并且导致水泥浆的返高低于设计高度。补注水泥可以解决这一问题，但是增加了非生产时间和额外的成本。
在地热开发中也存在井漏问题(插文1.1和1.2)[7，8]，在盖层或储层钻井过程中大尺度的裂缝(厘米级别)往往会导致严重漏失或失返性漏失。据文献报道[9]，在美国成熟的地热区中，在解决漏失问题方面的投入占钻井总成本的10%，而在美国的一些勘探井中井漏导致的成本通常占钻井总成本的20%以上。一项针对冰岛Hengill地热区24口井的分析表明，其中18口井存在井漏或井眼垮塌问题[10]，这些问题可能会进一步导致固井过程中的水泥浆漏失。
在具有较高地温梯度的地热区，钻井过程中往往会因钻井液的冷却效应而发生漏失。当相对较冷的钻井液接触到高温的地层时，岩石收缩，其环向应力减小(即欠压实)。因此，岩石容易产生裂缝。在墨西哥湾的井中就观察到了这种效应导致的钻井液膨胀和漏失现象[11]。
在天然裂缝发育的地层中，漏失普遍存在。在中东的碳酸盐岩地层中，严重漏失和失返性漏失时常发生[12]。
插文1.1 冰岛地热井的漏失
在地热钻井中普遍存在漏失，主要原因是高温和坚硬的岩石会加剧漏失。Pálsson等在其论文Drilling of the well IDDP-1中介绍了发生在冰岛Krafla地区地热井中的一系列漏失事件[7]。
IDDP-1井是冰岛深海钻探项目的一部分，*初的设计深度是4500m，但钻井过程中遇到了严重的漏失问题，因此每次在达到2100m的岩浆岩时都不得不侧钻。井漏的问题时有发生，且随着深度的增加钻井液漏失问题加重。而且，井壁变得越来越不稳定，井眼冲蚀，这不仅影响了井眼净化效果，而且进一步降低了因岩石坚硬本来就很低的钻井速度。
在使用18-5/8″技术套管的前1000m钻井的过程中发生了轻微的钻井液漏失，这一问题通过添加堵漏材料成功得以解决。在1432m井段发生漏速为20L/s的漏失，该漏失问题*终通过水泥浆封固漏层得以解决。
在2043m井段发生了漏速超过60L/s的漏失，该漏失问题未能解决。*后通过用清水替换密度较大的钻井液才得以继续钻进。在2101m井段，井底钻具损坏，由于打捞不成功，*终只能打水泥塞，并进行侧钻处理。在侧钻过程中，在2054m处发生失返性漏失，通过打水泥塞后从2060m继续钻井，在2067m井段再次出现漏失，并在2076m井段又出现失返性漏失。后期连续出现卡钻、打捞失败，在2103m井段不得不进行第二次侧钻。在侧钻到2071m时又出现钻井液失返性漏失，*终在2100m处钻遇岩浆岩时不得不进行测试和完井。
在伊朗天然裂缝发育的碳酸盐岩地层中，35%的已钻井发生过漏失[3]。在沙特阿拉伯天然裂缝发育的Khuff碳酸盐岩地层中，有32%的井出现过钻井井筒热膨胀效应，10%的井发生过漏失[13]。
应对漏失问题，*佳的处理方式就是在一开始就避免其发生，尽管这很难做到，但随着地层表征和钻井液设计技术的进步，许多井漏问题可以避免。预防井漏需要充分理解井漏的力学和物理原理。防止井漏的*佳方法是保持井底压力足够低，即低于可操作压力的上限值，然而实际操作过程中其上限值很难确定。对于完整地层而言，可操作压力的上限值一般设置为等于*小原地应力值(减去安全余量)。压力上限值通常称为破裂压力，破裂压力梯度一般用于钻井中，等于破裂压力除以钻井液液柱高度(psi/ft或kPa/m)。破裂压力梯度通常随着深度的增加而增加(岩石的体积密度随深度的增加而增加)，但也可能出现偏离趋势线。比如，在压力衰竭的井中会出现极低的孔隙压力梯度和破裂压力梯度。在这种情况下，如果保持钻井液柱压力低于*小原地应力，则不会产生诱导裂缝。但是，正如我们所知，钻井液不仅会向诱导裂缝漏失，而且会向高渗地层(砾石、疏松砂岩)、溶洞、天然裂缝中漏失。*小原地应力值在这类情况下基本不具有参考价值。然而，诱导裂缝不一定会导致漏失，只要裂缝足够窄和短，其漏失量可以忽略不计或根本不明显。
插文1.2 新西兰WK204地热井的漏失
1960年，新西兰Wairakei地热区的一口探井在钻进过程中发生了一系列严重的井漏事件，并*终导致井喷事故。这起事故过程在Bolton等的论文Dramatic incidents during drilling at Wairakei Geothermal Field，New Zealand中进行了详细描述[8]。
这口井附近存在断层，*初的设计如下：
用406mm套管下入27m(表层套管)；
用298mm套管下入122m(锚套管)；
用219mm套管下入305m或者更深(如果情况允许)。
主要的漏失发生在298mm套管井段，该井段固井水泥浆的用量是环空体积的6倍，这意味着大量水泥浆漏进了地层。在219mm套管井段钻进时，于134m处钻遇漏层。该漏层随后被封堵，并继续钻进至设计深度305m，且无漏失发生。随后，现场决定继续往下钻进。
大规模漏失在350m处开始出现。现场尝试采用越来越粗的堵漏材料进行封堵，但*终未能成功。钻头在373m处放空了1.5m，后续的发展*终导致停泵。
事故调查表明，在350～373m发生的漏失主要是该井钻穿了断层附近的高温高压地层。停泵后，井中的温度和压力逐渐升高，导致134m处的封堵带失效，并*终诱发井喷事故。
由此可知，可操作的压力上限应该称为漏失压力而不是破裂压力，当井底压力高于漏失压力时，就会发生钻井液漏失。漏失压力是指地层发生漏失时的*小井底压力，不涉及任何特定的(往往是未知的)机理。
即使在完整地层中，漏失压力也是一个难以确定的参数。压力衰竭地层或复杂地层的孔隙压力和地应力分布通常很难确定，这使得漏失压力的不确定性增加。在天然裂缝发育的地层中，漏失压力取决于裂缝的方向和裂缝的宽度。裂缝宽度要足够小才能使钻井液无法进入。不同的裂缝方向意味着不同的裂缝会在不同的井筒压力下开启并造成漏失。由于天然裂缝的宽度和方向通常有很大的差异，因此在这类地层中，更应该将漏失压力考虑为一个范围而不是某一个特定值，这样漏失压力才更有意义。这种转变可能在某些情况下有所帮助，比如根据地层完整性和在套管鞋下方的裸眼井段进行的漏失测试估算出的上限压力值具有一定的误导性。实际上，裸眼井段加压测试仅仅为随后钻进过程中钻头钻遇天然裂缝提供参照。因此，测试结果并不能完全代表后续井段发生的情况。
孔隙压力和破裂压力(或孔隙压力梯度和破裂压力梯度)随深度的变化曲线决定了某一密度的钻井液可钻的*大深度，所以这些参数也决定了套管下入的深度。图1.1表示陆地直井可操作压力的上限和下限，点线表示井底静液柱压力。由于井口位置环形空间压力为零，因此点线的倾斜部分必须经过地面的零压力点(这对于常规钻井的确如此，因为循环系统与大气处于连通状态。但对于控压钻井而言，井口可能会加载一个回压)。点线的跳跃部分表示钻井液密度发生改变。星号表示间隔的*大可能长度。的确，将位于井眼D1处的套管点沿着井深方向移动，将使得井底静液柱压力始终低于间隔井段下部的孔隙压力。如果通过增加钻井液密度来解决问题，则会导致点线斜率增大，并导致间隔井段上部的压力超过上限压力值。该示例表明，在套管程序设计过程中漏失压力和孔隙压力(或井眼坍塌压力)起着至关重要的作用。
除此之外，孔隙压力梯度和漏失压力梯度也是两个重要的参数，这在图1.2中进行了说明。当然，图1.2与图1.1的套管点位置是相同的。
因此，预测漏失压力对优化套管程序至关重要。图1.1和图1.2表明，如果增大漏失压力，则使用同样密度的钻井液可以钻更长的井段，这将减少下套管的次数，并增大目的层的井径。这就是要运用特殊措施来提高裸眼井漏失压力(井筒强化)的原因，在第6章“井漏预防”中将进行讨论。
即使在正常钻井过程中，井底静液柱压力低于漏失压力，起下钻或接单根导致的压力波动可能超过漏失压力，并导致漏失。当接单根时，钻井液循环将暂停，并导致钻井液胶凝强度增大。恢复循环时，需要足够高压力才能打破钻井液胶凝结构，这可能导致井内压力发生很大改变。如果可操作压力窗口较窄，比如深水井，则接单根前的压力降低可能导致地层流体涌入井内，而接单根后的压力波动可能导致井漏。
图1.1 陆地直井钻井液柱压力可操作窗口
注：下套管的深度由井的压力上限值(漏失压力)和下限值(孔隙压力或井壁坍塌压力)决定；井底静液柱压力用点线表示，星号代表下套管的深度。
图1.2 陆地直井钻井液柱压力梯度可操作窗口
注：下套管的深度由沿井段压力梯度决定；静态井底压力用点线表示，星号代表下套管的深度。
起钻过程可能会导致地层流体流入井筒，在下钻时也有发生井漏的风险。可以通过优化钻井液流变性来解决这些问题。
当开发埋藏较深的储层时，通常需要先钻穿压力衰竭的地层。压力衰竭地层更容易发生钻井液漏失。据报道，在某些压力衰竭地层的钻井中，其钻井液漏失达到数千桶[14]。在压力衰竭的地层中，岩石*小水平主应力通常会降低(见第2章：岩石应力)。*小水平主应力的降低会使破裂压力减小，并导致钻井液可操作压力窗口变窄，进而增加了钻井液漏失的风险。
斜井和水平井很容易发生漏失，并且这类井的
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