蔣記偉 李正國 李曄旻 白雪松

(中石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司， 鄭州 450042)

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雙級固井工藝在彰武斷陷的應(yīng)用

蔣記偉 李正國 李曄旻 白雪松

(中石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司， 鄭州 450042)

彰武斷陷是中石化東北油氣分公司的新勘探區(qū)塊。該區(qū)塊由于地層壓力系統(tǒng)比較復(fù)雜、油層跨度大、單層薄等特點，采用常規(guī)方式固井存在漏失嚴(yán)重、驅(qū)替效率低等一系列的問題。針對此進(jìn)行研究，提出了低壓易漏失井雙級固井工藝及相應(yīng)的技術(shù)措施?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明，雙級固井技術(shù)能有效降低低壓易漏失井注水泥漿過程中的環(huán)空壓力，減少固井過程中發(fā)生漏失的可能性，使固井質(zhì)量得到明顯提高。

雙級固井; 承壓試驗; 彰武斷陷; 低壓; 漏失

彰武斷陷位于松南新區(qū)南部，為東斷西超的單斷式箕狀斷陷，地理位置位于大冷斷陷以南，彰東斷陷以西，姚堡斷陷以北，呈近南北走向(見圖1)。彰武斷陷自上而下發(fā)育阜新組、沙海組、九佛堂組及義縣組地層[1-3]。彰武斷陷因構(gòu)造部位較低，二開Φ139.7 mm油層套管下深多為2 000 m左右，主要封固九佛堂組及以上地層。

圖1 彰武斷陷地理位置圖

1 固井技術(shù)難點

1.1 地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜

彰武斷陷8區(qū)主力油氣層位于沙海組及九佛堂組。對6口井沙海組壓裂壓力數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析表明，沙海組壓力體系復(fù)雜，破裂當(dāng)量密度區(qū)間大，為0.62 — 3.00 gcm3，因此較難準(zhǔn)確把握地層壓力情況。彰武斷陷8區(qū)沙海組破裂壓力數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 彰武斷陷8區(qū)沙海組破裂壓力數(shù)據(jù)表

九佛堂組地層破裂當(dāng)量密度與井深關(guān)系如圖2所示：(1) 整體地層壓力變化較大，46口井中地層平均破裂當(dāng)量密度在1.50 gcm3以下的約占41%，在1.50 gcm3以上的約占59%，在1.65 gcm3以上的約占50%；(2) 在井深1 400 m以上時，地層破裂當(dāng)量密度在1.30 gcm3以下的僅占28.6%。

圖2 九佛堂組地層破裂當(dāng)量密度與井深關(guān)系曲線

彰武斷陷群存在多種構(gòu)造，裂縫發(fā)育。沙海組地層溫度低、物性膠結(jié)差、存在高滲地層、井徑擴徑嚴(yán)重、地層破裂壓力低是造成上部漏失的主要原因。九佛堂組鉆遇垂直裂縫，多發(fā)生惡性漏失，如ZW3-3井；鉆遇橫向裂縫，多發(fā)生瞬間漏失；隨鉆堵漏后可繼續(xù)鉆進(jìn)，后期固井較少發(fā)生漏失，多為橫向裂縫定容性漏失，如ZW8-3井。

1.3 油層跨度大、單層薄

彰武斷陷8區(qū)塊油層位置為700 — 2 300 m，跨度為1 600 m，單層厚度介于0.7～7.0 m。水泥漿液柱設(shè)計要保證油層固井質(zhì)量且兼顧防漏，大段封固難度大。

1.4 驅(qū)替與防漏間存在矛盾

采用小排量驅(qū)替方式防漏，定向井中小排量驅(qū)替易導(dǎo)致水泥漿高邊追進(jìn)，低邊無法實現(xiàn)有效驅(qū)替，難以保障畸形井段以及第2膠結(jié)界面的固井質(zhì)量，給套管射孔開采帶來層間互串等突出問題。

1.5 低密度水泥漿體系低溫性能難以實現(xiàn)

1.6 套管不易居中

彰武斷陷8區(qū)塊開發(fā)井多為定向井，造斜點一般位于260～886 m，斜井段長667～2 055 m，套管貼邊，居中困難，驅(qū)替水泥漿易高邊串流，造成油層段封固質(zhì)量較差。

2 雙級固井工藝設(shè)計原則

雙級固井工藝是分2次完成注水泥漿施工作業(yè)的一種工藝。該工藝可以避免一次性封固段過長的弊端，降低低壓易漏失井注水泥漿過程中的環(huán)空壓力，減少固井過程中發(fā)生漏失的風(fēng)險。該工藝可以有效封隔異常地層，保護(hù)油氣層，在解決封固層段上下溫差大、水泥漿性能難以調(diào)節(jié)等方面具有明顯的優(yōu)勢，是目前采用最多的一種防漏固井工藝[4]。

2.1 分級箍安放位置

依據(jù)油氣水層、漏層位置及電測井徑曲線，分級箍盡可能選擇安放在地層較為穩(wěn)定、井徑規(guī)則、避開漏層的井段[5-6]。在彰武斷陷8區(qū)塊，對于完井深度介于2 000～2 500 m的井，分級箍一般放置在 1 250 — 1 600 m的井段。

2.2 水泥漿實驗關(guān)鍵參數(shù)的確定

水泥漿稠化實驗溫度是控制水泥漿稠化時間與排量的關(guān)鍵參數(shù)，該參數(shù)的取值準(zhǔn)確與否關(guān)系到整個防漏工藝的實現(xiàn)，對彰武斷陷15口井出口溫度進(jìn)行現(xiàn)場測量[7](見表2)，分析循環(huán)周對溫度的影響，確定溫度梯度為3 ℃100 m，據(jù)此計算井底循環(huán)溫度。

表2 彰武斷陷地層溫度數(shù)據(jù)表

同時，可采用式(1)推算、驗證井底循環(huán)溫度。

TC=Hw168+TE

(1)

式中：TC—— 井底循環(huán)溫度，℃；

Hw—— 井的垂深，m；

TE—— 出口循環(huán)溫度，℃。

2.3 水泥漿設(shè)計

采用低密度水泥漿可以降低環(huán)空靜液柱壓力，減小環(huán)空靜液柱壓力與地層孔隙壓力間的壓差，從而以合理的壓差固井，既不會壓漏地層，也不會使油氣水竄入環(huán)空，有利于保護(hù)油氣層[4]。密度計算可參考式(2)[8]：

(2)

式中：ρmax—— 注漿、替漿時漏層所承受的最大壓力當(dāng)量密度，gcm3；

ρf—— 注水泥漿前鉆井液的密度，gcm3；

pd—— 低壓漏層的循環(huán)壓降，MPa；

H—— 產(chǎn)生漏失處的垂深，m；

g—— 重力加速度，ms2；

ρd—— 低壓漏層鉆井液當(dāng)量密度，gcm3。

2.4 注漿及驅(qū)替工藝優(yōu)化

采用前置液紊流，后期尾漿塞流的復(fù)合注漿工藝。在保證施工安全的前提條件下，塞流以小排量驅(qū)替至碰壓。替漿時間與常規(guī)密度水泥漿稠化時間接近，實現(xiàn)驅(qū)替到位即凝固封堵油層及漏層，確保油氣層固井質(zhì)量。

2.5 前置液設(shè)計

前置液包括沖洗液和隔離液，一級、二級固井中要求注入與水泥漿、鉆井液相容性好，具有隔離、稀釋及驅(qū)替作用的前置液，能延長接觸時間，提高頂替效率。

2.6 前導(dǎo)漿設(shè)計

一級、二級固井中，注入與原漿配方相同、密度較低、抗污染、流動能力強的前導(dǎo)漿，以提高頂替效率。

2.7 內(nèi)置液應(yīng)用

一級替漿過程中，在分級箍上下位置采用具有一定黏度、切力和抗高溫穩(wěn)定的特制內(nèi)置液，避免鉆井液或水泥漿中固相顆粒在靜壓作用下侵入分級箍，堵塞密封件與關(guān)閉套、打開套之間的間隙。

3 雙級固井工藝技術(shù)

3.1 井眼準(zhǔn)備

為保證技術(shù)套管順利下到位，下套管前采用原鉆具進(jìn)行通井，對起鉆遇阻、遇卡、縮徑井段和井眼曲率變化大的井段反復(fù)劃眼或進(jìn)行短起下，保證套管順利下入。調(diào)整鉆井液性能，將黏度控制在50～60 s且動塑比大于等于0.5，失水控制在5 mL，泥餅厚度小于等于0.5 mm；增強鉆井液的潤滑性，使摩阻系數(shù)小于等于0.08，確保井壁穩(wěn)定，保證油氣上竄速度小于10 mh。

3.2 地層承壓試驗及堵漏

為防止固井過程中漏失的發(fā)生，在下套管施工作業(yè)前，進(jìn)行地層承壓試驗以檢測地層的承壓強度，主要方法有靜態(tài)承壓和動態(tài)承壓[9]。首先考慮靜態(tài)承壓，依據(jù)固井時的環(huán)空靜液柱壓力和循環(huán)摩阻，在井底打重漿或者井口加回壓，模擬計算井底和分級箍處地層的當(dāng)量泥漿密度。若發(fā)生漏失，一方面采取動態(tài)承壓，提高鉆井液密度，以合適的排量循環(huán)，模擬井底及分級箍處的地層壓力；另一方面進(jìn)行堵漏，確保承壓值達(dá)到固井要求。

3.3 套管及附件準(zhǔn)備

采用的管串組合為：Φ139.7 mm浮鞋+1根Φ139.7 mm套管+浮箍+1根Φ139.7 mm套管+Φ139.7 mm碰壓座+Φ139.7 mm套管串+Φ139.7 mm免鉆分級箍+Φ139.7 mm套管串+聯(lián)頂節(jié)。

3.4 加放扶正器，提高套管居中度

為保證套管居中，提高頂替效率，分級箍上下3根套管每根套管分別加放1只扶正器，造斜點上下5根套管每根套管分別加放1只扶正器，穩(wěn)斜井段2根套管分別加放1只扶正器，造斜點以上在井段 40～50 m處加1只扶正器，扶正器規(guī)格型號均為Φ139.7 mm×215.9 mm彈性扶正器。

3.5 采用雙凝雙密度水泥漿體系

通過地層承壓試驗及計算分析，綜合考慮該區(qū)塊防漏問題，一、二級固井均采用雙凝雙密度水泥漿體系。一級采用密度分別為1.50、1.65 gcm3的雙凝雙密度水泥漿封固主力油層，驅(qū)替到位后快速凝固；二級采用的密度分別為1.30～1.35、1.65 gcm3的雙凝雙密度水泥漿填充及封固油層上部井段，降低環(huán)空靜液柱壓力從而實現(xiàn)防漏。根據(jù)顆粒級配原理，利用油井水泥、微硅、漂珠進(jìn)行顆粒級配，優(yōu)選水泥漿添加劑。通過室內(nèi)實驗，調(diào)配出性能穩(wěn)定的水泥漿配方。具體配方如表3所示。

3.6 提高頂替效率

3.7 防漏措施

(1) 下套管期間井口專人坐崗觀察返漿情況，發(fā)現(xiàn)漏失及時處理。

(2) 套管到位后，嚴(yán)格執(zhí)行0.2～0.3 m3min單凡爾小排量頂通，逐步提高排量至1.6～1.8 m3min，循環(huán)不少于2周，觀察震動篩返出及泥漿罐液面變化情況。固井之前確保震動篩保持干凈。

(3) 替漿后期控制排量小于等于1 m3min，當(dāng)替漿剩余最后5 m3時，將排量降至0.2～0.3 m3min 至碰壓。

表3 雙凝雙密度水泥漿配方表

4 現(xiàn)場應(yīng)用

ZW501井二開鉆頭Φ215.9 mm，完鉆井深 2 414.85 m。該井鉆至井深2 365.55、2 414.85 m(義縣組)時先后發(fā)生2次漏失，共漏失泥漿60 m3，堵漏漿50 m3。為降低固井過程中發(fā)生漏失的風(fēng)險，固井前要求進(jìn)行地層承壓試驗，承壓值為 3 MPa。下光鉆桿將密度為1.12 gcm3，黏度為90 s的堵漏泥漿20 m3打入井底后起鉆至2 000 m關(guān)井，開始單缸緩慢承壓，最大承壓值為2.5 MPa，穩(wěn)壓1.5 MPa保持了20 min，當(dāng)量密度為1.23 gcm3，承壓值未達(dá)到固井要求。后決定對井段2 340 — 2 390 m進(jìn)行水泥塞施工，掃塞至2 360 m。該井套管下深 2 355.50 m，分級箍位于1 492.61 — 1 493.62 m，管串結(jié)構(gòu)為：引鞋(0.37 m)+浮箍(0.22 m)+1根N80×Φ139.7 mm×LTC(9.65 m)套管+碰壓座(0.24 m)+ 61根N80×Φ139.7 mm×LTC(656.17 m)套管+定位短節(jié)(2.02 m)+18根N80×Φ139.7 mm×LTC(193.21 m)套管+免鉆分級箍(1.01 m)+ 140根N80×Φ139.7 mm×LTC(1 487.61 m)套管+聯(lián)入(5 m)+水泥頭。

雙級固井技術(shù)在彰武斷陷8區(qū)9口井現(xiàn)場應(yīng)用表明：固井質(zhì)量優(yōu)良率達(dá)到89.0%；而5口井應(yīng)用常規(guī)單級固井技術(shù)的優(yōu)良率僅為60.0%。

5 結(jié) 語

(1) 針對彰武斷陷常規(guī)固井中存在的固井技術(shù)難題進(jìn)行研究分析，提出了彰武斷陷低壓易漏失井雙級固井工藝及相應(yīng)的技術(shù)措施。

(2) 雙級固井工藝技術(shù)能避免一次性封固段過長的弊端，能有效降低低壓易漏失井注水泥漿過程中的環(huán)空壓力，減少固井過程中發(fā)生漏失的風(fēng)險。彰武斷陷8區(qū)9口井的現(xiàn)場應(yīng)用表明固井質(zhì)量得到了明顯提高。

(3) 提高彰武斷陷油層套管固井質(zhì)量是一項系統(tǒng)的工程，需要綜合考慮分級箍安放、水泥漿設(shè)計、注漿及驅(qū)替工藝優(yōu)化、前置液設(shè)計等影響因素。

(4) 地層承壓堵漏試驗可以有效檢測地層的承壓能力，降低下套管、固井施工作業(yè)中發(fā)生漏失的可能性。

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Research and Application of Two-Stage Cementing Technology for Zhangwu Fault Depression

JIANGJiweiLIZhengguoLIYeminBAIXuesong

(Downhole Branch, North China Petroleum Engineering Co. Ltd., SINOPEC, Zhengzhou 450042, China)

Zhangwu faulted depression is a new exploration block of Northeast oil and gas company of Sinopec. Due to the problems of complicated pressure system, large span of oil reservoir and thin single-layer, serious leakage and low displacement efficiency exist for the conventional cementing operation in Zhangwu fault depression. So in this paper research and analysis are conducted and two-stage cementing technology and corresponding technical measures are proposed. Oil field application showed that two-stage cementing technology can effectively decrease the annulus pressure of cementing for low-pressure and easy-leakage well, reduce the possibility of leakage occurred during cementing and improve cementing quality significantly.

two-stage cementing technology; formation leak off test; Zhangwu fault depression; low pressure; leakage

2016-01-20

國家科技重大專項“低滲油氣田完井關(guān)鍵技術(shù)”(2011ZX05022-006)

蔣記偉(1986 — )，男，碩士，助理工程師，研究方向為固井工程。

TE256

A

1673-1980(2016)05-0058-05