宋有勝，吳學升，孫富全，魏周勝，李建華

（1.中國石油集團海洋工程有限公司渤星公司，天津300451；2.油氣鉆井技術國家工程實驗室固井技術研究室，天津300451；3.中國石油長慶油田油氣工藝研究院，陜西西安710018；4.川慶鉆探長慶固井公司，陜西西安710000）

自愈合水泥在長慶氣井小間隙長水平井固井中的應用

宋有勝1，2，吳學升3，孫富全1，2，魏周勝4，李建華1，2

（1.中國石油集團海洋工程有限公司渤星公司，天津300451；2.油氣鉆井技術國家工程實驗室固井技術研究室，天津300451；3.中國石油長慶油田油氣工藝研究院，陜西西安710018；4.川慶鉆探長慶固井公司，陜西西安710000）

針對蘇里格氣田長水平段Ф114.3 mm生產套管小間隙固井技術難點和開發(fā)要求，進行了提高固井質量的技術對策分析。通過水泥環(huán)完整性分析，優(yōu)化彈性自愈合水泥漿體系，水泥漿體系穩(wěn)定（密度差0.02 g/cm3）、失水量低（小于30 mL），水泥石具有較高的韌性（彈性模量5.1 GPa，泊松比0.19）和自愈合功能。結合配套工藝技術和頂替模擬優(yōu)化，水泥漿體系現場應用3口井，固井質量良好，滿足后期多級壓裂改造的需要，保持水泥環(huán)完整性，為氣田開發(fā)提供關鍵配套技術。

氣井水平井；小間隙；固井；水泥環(huán)完整性分析；自愈合水泥；彈性

水平井已成為提高單井產量的重要技術手段，廣泛應用于薄層、低滲透、稠油油氣藏及小儲量邊際油氣藏等的開發(fā)中[1，2]。蘇里格氣田屬于低壓、低滲、低產、低豐度的“四低”氣田，氣藏資源豐富，開發(fā)難度大。2010年以來蘇里格氣田采用了水平井整體開發(fā)的新模式，大量鉆水平井[3，4]，以加快氣田開發(fā)速度，目前已建成30×108m3/a規(guī)模的年產能力。同時，為了進一步提高開發(fā)效益，長慶油田對于長水平段水平井嘗試開展Ф114.3 mm套管射孔+水力橋塞壓裂工藝，完井采用下Ф114.3 mm生產套管，水平段固井完井的方式，分段體積壓裂技術成為增產的必須手段，對固井質量提出了更高的要求。由于固井難度和開發(fā)要求較高，首口試驗井采用了斯侖貝謝固井技術，后期綜合分析提高水平井固井質量的技術措施[5－7]研究應用國產技術。

1 長水平段小間隙固井難點和對策分析

蘇里格氣田蘇東南區(qū)上古生界盒8、山1氣藏為低孔、低滲、低壓定容彈性驅動氣藏。盒8儲層平均有效孔隙度8.7%，平均滲透率0.831×10-3μm2，山1儲層平均有效孔隙度8.2%，平均滲透率0.515×10-3μm2。鄰井靖32-21、32-22井地層壓力27 MPa~28 MPa，預測目的層段原始地層壓力27.5 MPa，按破裂壓力當量密度1.75 g/cm3計算，預測地層閉合壓力為55 MPa。

試驗井一般采用三開井身結構，三開垂深接近3 000 m，斜深4 500 m~4 900 m，水平段設計段長1 000 m~1 500 m，依據開發(fā)需要，水平段進行分段壓裂改造試驗，典型井身結構（見圖1）。

1.1 固井難點分析

固井從技術難度及施工風險主要表現在：（1）下套管遇阻卡風險較大，Ф152.4 mm長水平段（1 000 m~ 1 500 m）井眼中Φ114.3 mm套管下入到位存在困難；（2）地層含有裂縫型含氣層，防漏、壓穩(wěn)、防竄是井控安全和提高固井質量的基本保證；（3）管柱居中度低，環(huán)空間隙小，注水泥提高頂替效率難度大。水平井段小套管易貼壁下側而形成窄環(huán)空，且存在固屑沉床，導致在注替水泥漿過程中井眼下側的鉆井液及濾餅頂替效率較低；為了抑制地層，減少固屑發(fā)生，降低彎曲井眼鉆具在井下的運動阻力，鉆井過程中常用油基或混油鉆井液體系，其中的油膜附著在井壁及套管壁上很難清洗干凈，影響界面膠結質量；（4）體積壓裂對水泥環(huán)完整性要求較高。環(huán)空間隙小、水泥環(huán)薄，后期試采及井下增產措施容易造成水泥環(huán)破壞及一二界面二次竄流（微間隙、微裂縫），對封固水泥石力學性能要求高；（5）Φ114.3 mm套管內徑小，管內若留有水泥塞，處理難度大且成本高。

圖1 靖31-24H2井身結構Fig.1 Jing 31-24H2 well structure

1.2 技術對策

圍繞提高頂替效率和二界面水力密封的質量目標，居中、壓穩(wěn)、替凈、密封，優(yōu)選固井水泥漿體系，優(yōu)化施工工藝流程和施工參數，提高頂替效率，保障水泥環(huán)密封完整性，為后續(xù)壓裂改造創(chuàng)造有利井筒條件。

1.2.1 主要技術措施

（1）模擬套管剛度通井，為套管順利下入創(chuàng)造條件；（2）合理設計水泥漿密度及流變參數（常規(guī)密度水泥漿用量及低密度水泥漿密度根據實鉆資料具體確定）并結合工藝措施解決地層漏失問題；（3）合理安放扶正器確保套管居中，為水平井段提高頂替效率創(chuàng)造良好條件；同時采用具有低失水和良好的沉降穩(wěn)定性水泥漿，按壁面剪應力固井技術要求設計頂替參數，解決水平井段提高頂替效率問題；（4）采用具有較好洗油功能的沖洗液和具有良好防竄性能的水泥漿（零析水、防竄、增韌、自愈合），解決界面膠結質量問題；（5）應用水泥環(huán)完整性分析技術優(yōu)化水泥漿體系，合理設計水泥石力學性能，滿足后期壓裂作業(yè)對水泥環(huán)完整性要求。

1.2.2 沖洗液和水泥漿方案一次上返固井工藝，清水頂替，提高套管漂浮居中度，滿足環(huán)保要求，便于后續(xù)施工。

沖洗液：采用密度為1.03 g/cm3黏性（具有一定的攜屑能力）適用于油基鉆井液的沖洗液，稀釋并紊流沖洗窄邊鉆井液，提高界面膠結能力，接觸時間達8 min~ 10 min。

水泥漿體系：采用密度為1.65 g/cm3+1.83 g/cm3彈性自愈合水泥漿，封固段2 200 m~2 400 m，常規(guī)自愈合密度1.83 g/cm3水泥漿進入上層套管100 m。自愈合水泥改善水泥石的力學性能，滿足薄水泥環(huán)體積壓裂要求，同時在油氣作用下封堵竄流通道，預防長期氣竄。

2 固井水泥漿體系和工藝技術研究

2.1 水泥環(huán)完整性分析

水平井分段壓裂技術生產套管投產前往往要承受較高的套管內壓，可能導致水泥環(huán)破壞而喪失密封性能，通過分析水泥環(huán)井下受力情況，建立水泥環(huán)應力分析力學模型，定量評價不同水泥石在井下的完整性，同時提出給定井況下水泥石力學性能指標要求，是保證油氣井安全生產的基礎[8]。針對長慶Φ152.4 mm× Φ114.3 mm井眼套管結構，基于彈性力學理論建立地層-水泥環(huán)-套管系統(tǒng)二維平面應變模型，采用巖石力學摩爾-庫倫準則判斷水泥環(huán)剪切破壞，最大拉應力準則判斷水泥環(huán)拉伸破壞，位移耦合原理判斷交界面完整性，水泥環(huán)完整性分析，提出在70 MPa套管內壓時對水泥石抗拉強度、抗壓強度、泊松比下限和彈性模量上限的要求（見圖2和圖3）。以此為基準設計彈性水泥配方，其水泥石力學性能只要滿足任意一組力學參數組合，即可保證70 MPa井口壓力條件下水泥環(huán)完整性，而且隨水泥石彈性增大，對強度的要求有所下降。

圖2 不同泊松比條件下抗拉強度要求和彈模關系Fig.2 Tensile strength vs.elastic modulus at various poisson ratios

圖3 不同泊松比條件下抗壓強度要求和彈模關系Fig.3 Compressive strength vs.elastic modulus at various poisson ratios

2.2 沖洗液和水泥漿體系

2.2.1 沖洗液為有效清除水平井鉆井過程中油基鉆井液，沖洗液體系采用洗油性BCS-020L沖洗液體系，體系在較低的返速下即能達到紊流，具有較強的洗油效果，沖洗效率可達85%以上[9]。沖洗液驅油主要是沖洗液中的表面活性物質吸附在固井界面滯留物表面，使表面潤濕反轉，轉化為親水環(huán)境，為水泥環(huán)與固井界面的膠結提供必要的前提條件。為測試沖洗液體系的潤濕效果，用不同濃度的沖洗液浸泡親油金屬片，然后測定接觸角的變化。隨著沖洗液濃度的增加，蒸餾水在浸泡后的親油金屬片表面接觸角逐漸變小，當BCS-020L加量大于5%時完全鋪展，親油界面轉化為親水界面，有利于提高洗油效果（見表1）。

表1 BCS-020L不同含量下的接觸角

考慮到水平井固井中，沖洗泥漿產生的固相顆粒在水平段容易發(fā)生沉降，為了提高沖洗液攜帶固相顆粒的能力，在沖洗液中添加BXF-200L降失水劑，提高沖洗液的懸浮能力，沖洗液配方和性能如下。

（1）沖洗液配方：水+10%沖洗劑BCS-020L+15%降失水劑BXF-200L+1.0%緩凝劑BXR-200L+0.1%消泡劑G603。

（2）沖洗液性能：沖洗效率：≥95%，密度：1.03 g/cm3，流變性（常溫）塑性黏度：15 mPa·s，動切力：0.98 Pa。2.2.2彈性自愈合水泥漿體系針對長慶氣井長水平段長慶氣井小間隙固井難點和開發(fā)要求，研究應用彈性自愈合水泥。自愈合水泥是一種智能材料，對鏈長低至碳3、碳4的烴類均有響應，自愈合劑BCY-200S可以與油氣相互作用產生體積膨脹，若水泥環(huán)出現微間隙或微裂縫，產生油氣竄流時，自愈合材料體積膨脹而堵塞竄流通道，解決固井后環(huán)空帶壓或井口冒氣問題[10，11]。對水泥石裂縫，對比自愈合水泥和非自愈合水泥石在通油和通水情況下的油、水流量變化（見圖4、圖5），自愈合水泥通原油后裂縫12 min愈合。另外，自愈合材料是一種高分子聚合物微球，具有較低的模量，加入水泥漿中可改善水泥石的力學性能，結果（見表2），水泥石具有一定變形能力，降低套管徑向膨脹或地層擠壓等外力對水泥石破壞作用，有利于保證水泥環(huán)完整性。

圖4 非自愈合水泥石Fig.4 Seepage flow with non self healing set cement

圖5 自愈合水泥石（裂縫12 min愈合）Fig.5 Seepage flow with self healing set cement

表2 自愈合水泥力學性能（90℃養(yǎng)護）

基于彈性自愈合水泥的優(yōu)勢，通過材料顆粒級配合緊密堆積優(yōu)化，長慶氣井試驗井固井用彈性自愈合水泥配方如下。

領漿：油井水泥+3%降失水劑BCF-200S+10%自愈合劑BCY-200S+0.7%緩凝劑BCR-210S+20%減輕增強材料BXE-600S+0.3%分散劑CF40S+0.2%消泡劑G603+64%水。

尾漿：油井水泥+2.7%降失水劑BCF-200S+9.5%自愈合劑BCY-200S+0.3%緩凝劑BCR-210S+0.2%消泡劑G603+50%水。

從表3可以看出，該水泥漿體系具有沉降穩(wěn)定性好、低失水、零析水、防氣竄的特點，而且水泥石具有較低的彈性模量和較高的泊松比，尾漿水泥石彈性模量5.1 GPa，泊松比0.19，按照圖2、圖3分析，水泥石抗壓強度達到23 MPa即可滿足壓裂改造對水泥環(huán)完整性要求。因此，彈性自愈合水泥配方完全滿足長慶氣井小間隙長水平井固井的需要。

表3 彈性自愈合水泥性能

2.3 配套工藝技術

2.3.1 井眼準備技術采用單扶和雙扶通井，若雙扶通井仍不滿足下套管要求，再進行三扶通井。通井鉆具結構為：

單扶通井：Φ152.4 mmBit+330×4A20接頭+ Φ101.1 mm鉆鋌（1根）+Φ148Stab+原鉆具組合。

雙扶通井：Φ152.4 mmBit+330×4A20接頭+ Φ101.1 mm鉆鋌（1根）+310×4A21接頭+Φ148Stab+ 330×4A20接頭+Φ101.1 mm鉆鋌（1根）+310×4A21接頭+Φ148Stab+原鉆具組合。

通井到底，提高鉆井液黏切（黏度80 s～100 s）循環(huán)泥漿兩周以上，徹底清除巖屑確保井眼暢通、干凈。并在鉆井液中加入油基潤滑劑、固體潤滑劑及玻璃微珠等，整個水平段全部打“封閉液”，做好套管的順利下入準備工作。

下套管到底后，配注30 m3高黏泥漿（Ty>14.4 Pa、Ty/Pv≈0.5）清掃水平裸眼段沉砂，確保井眼暢通干凈。

施工前要調整泥漿性能，降低泥漿的黏切和動切力，要求鉆井液的黏度要小于60 s，動切力要小于5 Pa，要認真過篩，含砂量不能大于0.2%。

2.3.2 扶正器方案設計運用CemCADE軟件，確定扶正器的數量和安放位置，并進行優(yōu)化。根據現場實際情況，水平段每兩根套管加放1只剛性扶正器，其他三根套管加1只剛性扶正器。通過計算機模擬并考慮套管結箍的居中作用，實際套管居中大概40%，初步滿足提高頂替效率的需要，效果（見圖6）。

圖6 套管居中度Fig.6 Casing standoff

2.3.3 固井頂替模擬和施工參數優(yōu)化固井過程中環(huán)空漿柱結構（自上而下）為：鉆井液（密度1.30 g/cm3）+沖洗液（密度1.03 g/cm3）+領漿（密度1.65 g/cm3）+尾漿（密度1.83 g/cm3），清水頂替。根據鄰井三壓力剖面，取最大孔隙壓力0.896 g/cm3，最小破裂壓力1.75 g/cm3，井眼尺寸按平均井徑擴大率10%計算，通過計算機頂替模擬和施工參數優(yōu)化，提高頂替效率。按目前井眼套管尺寸并考慮居中度影響，領漿和尾漿水泥漿頂替壁面剪應力分別為32.6 Pa和30.8 Pa，均大于15 Pa[2]，環(huán)空泥漿頂替流動性顯示窄變不存在死泥漿區(qū)域（見圖7），有效驅替泥漿；環(huán)空壓力曲線結果顯示頂替過程安全（見圖8），壓穩(wěn)、防漏、防竄，頂替排量0.6 m3/min~ 0.3 m3/min，環(huán)空返速1.0 m/s~0.5 m/s，最大井口壓力約21 MPa，最大井底當量密度1.7 g/cm3。

圖7 環(huán)空泥漿頂替流動性Fig.7 Drilling fluid fluidity in displacement

3 現場應用

2015年以來，彈性自愈合水泥首次在蘇東59-33 H2井（水平段1 500 m）、蘇東49-62井（水平段900 m）、靖31-24H2井（水平段1 100 m）進行了固井作業(yè)。3口井Φ114.3 mm套管均順利下到位，開泵循環(huán)正常，自愈合水泥漿采取批混配注，蘇東49-62井、靖31-24H2頂替時后期壓力偏高，變排量頂替。固井施工順利，固井質量優(yōu)質，滿足了后期增產對固井質量的要求。蘇東59-33 H2井壓裂14段20簇，割斷破壓明顯，最高壓力50 MPa，層間封隔良好，水泥石力學性能經受后期壓裂改造考驗。

4 結論

（1）氣井水平井和多級體積壓裂技術是長慶油田增儲上產的一項重要手段，套管射孔+水力橋塞壓裂工藝為固井水泥環(huán)界面膠結和水泥石力學性能提出了更高的要求。

圖8 頂替模擬Fig.8 Displacement simulation

（2）針對長慶油田氣井Ф114.3 mm生產套管小間隙長水平井固井，通過水泥環(huán)完整性分析，提出滿足壓裂改造水泥石力學性能指標，優(yōu)化彈性自愈合水泥和驅油沖洗液體系，水泥漿體系穩(wěn)定、失水量低，水泥石具有較高的韌性和自愈合能力，有利于提高固井質量和保證水泥環(huán)完整性。

（3）結合工藝措施和頂替模擬優(yōu)化，彈性自愈合水泥在長慶氣井Ф114.3 mm生產套管小間隙長水平井固井應用3井次，取得良好的應用效果，滿足多級壓裂改造的需要，為氣田開發(fā)提供關鍵配套技術。

［1］姚展華，張世林，韓祥海，等.水平井壓裂工藝技術現狀及展望［J］.石油礦場機械，2012，41（1）：56-61.

［2］孫玉平，陸家亮，鞏玉政，等.我國氣藏水平井技術應用綜述［J］.天然氣技術與經濟，2011，5（1）：24-27.

［3］吳滿祥，牟楊瓊杰，高潔，等.對蘇里格水平井水平段防漏防塌措施的探討［J］.鉆井液與完井液，2016，33（3）：46-50.

［4］李希霞.蘇里格氣田水平井整體開發(fā)鉆井技術［J］.石油天然氣學報，2011，32（2）：293-295.

［5］趙永光，白亮清，趙樹國，等.小間隙大斜度水平井固井技術［J］.石油鉆采工藝，2007，29（9）：28-31.

［6］李金偉.水平井固井水泥漿體系［J］.內蒙古石油化工，2011，（17）：91-92.

［7］劉華祺.長水平段水平井固井技術探討［J］.江漢石油職工大學學報，2014，27（1）：36-38.

［8］夏元博，劉愛萍，高永會，等.套管內壓增大對水泥環(huán)完整性影響［C］.2014年固井技術研討會論文集，2014.

［9］王翀，謝飛燕，劉愛萍，等.油基鉆井液用沖洗液BCS-020L研制及應用［J］.石油鉆采工藝，2013，35（6）：36-39.

［10］趙寶輝，鄒建龍，石凌龍，等.油氣井固井用自愈合劑研究與現場應用［C］.2016年固井技術研討會論文集，2016.

［11］趙寶輝，鄒建龍，石凌龍，等.BCY-200S自愈合水泥技術研究及現場應用［C］.第十五屆石油鉆井院（所）長會議論文集，2015.

［12］鄭毅，劉愛平.環(huán)空流動壁面剪應力對固井質量的影響［J］.探礦工程，2003，（3）：38－41.

Self-healing cement applied in long horizontal small clearance section of gas wells in Changqing field

SONG Yousheng1，2，WU Xuesheng3，SUN Fuquan1，2，WEI Zhousheng4，LI Jianhua1，2
（1.CNPC Tianjin Boxing Engineering Science&Technology Co.，Ltd.，Tianjin 300451，China；2.Cementing Technology Research Department of National Engineering Laborotary of Petroleum Drilling Technology，Tianjin 300451，China；3.Oil&Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield，Xi'an Shanxi 710018，China；4.CCDC Changqing Well Cementing Company，Xi'an Shanxi 710000，China）

To deal with the cementing difficulties of a long horizontal small clearance section with Ф 114.3 mm production casing of a gas well,as well as the development requirements for the gas well in Sulige gasfield,a full technical countermeasure analysis is performed to improve the cementing quality.Based on the cement sheath integrity evaluation technology,a ductile and self-healing cement slurry is formulated and optimized with the advantages such as stable slurry（density differential of 0.02 g/cm3）,low fluid losses（less than 30 mL）,aswell as the function of high toughness（elastic modulus of 5.1 GPa and poisson ratio of 0.19）and self-healing of the set cement.Combined with the relative supporting techniques and the displacement simulation for optimization,the ductile and self-healing cement was used to cement 3 wells with high qualified results,which later met the needs of multiple fracturing operations and ensuring to keep the integrity of the cement ring,and it being to act as the key supporting techniques for the development of the gasfield.

horizontal gas well；small clearance；cementing；cement sheath integrity evaluation；self-healing cement；ductility

TE256.6

A

1673-5285（2017）02-0023-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.006

2016－12-31

國家科技重大專項項目“深井超深井優(yōu)質鉆井液與固井完井技術研究”，項目編號：2016ZX05020-004；中國石油天然氣集團公司科技開發(fā)計劃項目“復雜工況條件下固井密封力學機理及控制技術研究”聯(lián)合資助。

宋有勝，男（1966-），天津市人，1988年畢業(yè)于天津大學應用化學專業(yè)，獲工學學士學位，高級工程師，現從事固井技術研究和應用工作。