袁中濤， 楊謀， 艾正青， 汪瑤， 張昌鐸， 張?chǎng)?/p>

庫(kù)車(chē)山前的氣藏埋深約為7 000 m，一般采用五開(kāi)井身結(jié)構(gòu)完井，其中四開(kāi)固井封固庫(kù)姆格列木群組的膏鹽巖、白云巖及膏泥巖層段，五開(kāi)固井封固白堊系目的層。進(jìn)入四開(kāi)后主要使用油基鉆井液鉆進(jìn)，在減少鉆井復(fù)雜的同時(shí)，也帶來(lái)了新的固井難題[1]。油基鉆井液的密度、屈服值以及膠凝鉆井液的強(qiáng)度均較水基鉆井液大大降低，井徑規(guī)則程度比水基鉆井液鉆井有所提高，因此應(yīng)用油基鉆井液鉆井有利于提高固井頂替效率。不利的影響主要為：在井壁和套管壁上黏附著一層油膜，使水泥環(huán)與第一、二界面的膠結(jié)性能變差[2-5]；油基鉆井液的有效漏失壓力遠(yuǎn)小于水基鉆井液，固井漏失問(wèn)題仍然突出。另外，套管扶正器安放在超深井中仍然存在一定的困難，提高頂替效率仍是超深井固井研究的重要方向。圍繞庫(kù)車(chē)山前2口已完成井的固井施工方案，著重開(kāi)展了隔離液的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)能力評(píng)價(jià)、減小漏失風(fēng)險(xiǎn)的頂替措施研究、套管居中度分析及井筒內(nèi)流體性能對(duì)提高頂替效率的適應(yīng)性能評(píng)價(jià)，為進(jìn)一步做好庫(kù)車(chē)山前固井技術(shù)工作提供參考。

1 影響固井質(zhì)量潛在風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)與分析

1.1 隔離液潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)能力

在油基鉆井液條件下，考察前置液對(duì)井壁的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)作用，有助于提高水泥環(huán)與井壁和套管之間的膠結(jié)質(zhì)量[5]。

1）實(shí)驗(yàn)設(shè)備。采用德國(guó)KRUSS DSA30S界面參數(shù)一體測(cè)量系統(tǒng)，潤(rùn)濕接觸角測(cè)量范圍0～180°，精度為±0.1°，分辨率為±0.01°。

2）實(shí)驗(yàn)方法。①配液：配制不同濃度的表面活性劑溶液；②樣品處理：用普通硬水將金屬片與經(jīng)拋光處理的巖心片沖洗5 min，放入烘箱烘干；③把烘干后的巖心片放入四氯化碳中浸泡30 min后烘干，再用乙醇浸泡30 min后烘干；④放在蒸餾水中浸泡2 h后烘干，制得親水樣品（23.2°/金屬片，26.7°/巖心片）；⑤將步驟③中樣品放入柴油中浸泡2 h后烘干，制得親油試樣（69.57°/金屬片，77.3°/巖心片），以模擬固井前套管壁與井壁表面的親油狀態(tài)。

3）將親油金屬片放在不同濃度表面活性劑溶液中浸泡8 min，烘干后進(jìn)行潤(rùn)濕接觸角測(cè)試。

4）潤(rùn)濕接觸角測(cè)試。①親油能力測(cè)試：使用潤(rùn)濕角測(cè)定儀的微量注射器，將不同濃度的表面活性劑滴在經(jīng)步驟2）處理后的樣品上，待液滴形狀不發(fā)生變化后，記錄測(cè)量結(jié)果，取3次測(cè)量平均值；②潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)能力測(cè)試：在步驟2）和3）中的樣品上注入一滴蒸餾水，待穩(wěn)定后測(cè)試其潤(rùn)濕接觸角，取3次測(cè)量平均值。測(cè)量結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 不同濃度表面活性劑在不同載體上的潤(rùn)濕性能（室溫）

由表1可知，隨著表面活性劑濃度增加，親油金屬片/巖心片與表面活性劑接觸角，以及經(jīng)表面活性劑處理后的金屬片/巖心片與水的接觸角都逐漸減小，但在不同條件下，巖心的接觸角要大于金屬片的接觸角。這主要是由于巖心具有滲透性與粗糙度，巖心在柴油中浸泡時(shí)，有較多的油滲入其孔隙空間，引起部分柴油難以清除干凈；還因?yàn)閹r心表面較為粗糙，表面活性劑或水難以在表面鋪展。此外，由表1還可以看出，當(dāng)表面活性劑濃度達(dá)到30%～35%后，2種條件下的接觸角變化趨于穩(wěn)定，接觸角在30°左右分布已達(dá)到很好的親水效果（親水樣品的潤(rùn)濕接觸角為23.2°/金屬片，26.7°/巖心片）?？梢哉J(rèn)為在實(shí)驗(yàn)條件下，表面活性劑濃度為30%～35%時(shí)，可實(shí)現(xiàn)最理想的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)效果。

在用隔離液配方為：0.8%隔離劑+55%加重劑（微錳）+164%加重劑（普鐵粉）+5%緩凝劑A+5%緩凝劑B+5%分散劑+50%沖洗液+水（以水質(zhì)量計(jì)算）。經(jīng)測(cè)試表明，其中表面活性劑濃度為50%，遠(yuǎn)高于30%～35%。因此，該隔離液配方體系能滿(mǎn)足潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)的要求，即固井過(guò)程中注入的隔離液體系能很好地改變井壁和套管壁的潤(rùn)濕性，有助于提高界面膠結(jié)質(zhì)量。

1.2 減小漏失風(fēng)險(xiǎn)的頂替措施

A 井在四開(kāi)（6 548～6 762 m）鉆進(jìn)排量為 15 L/s時(shí)發(fā)生漏失失返、五開(kāi)（6 762～7 026 m）鉆進(jìn)排量為14 L/s時(shí)漏失漿體24 m3；B井鉆進(jìn)至井深 6 860.95 m 時(shí)發(fā)現(xiàn)井漏，排量由 20 L/s下降至15 L/s，漏速為 3.1 m3/h ；鉆進(jìn)至井深 6 865 m 時(shí)，漏速為4.84 m3/h。在替漿過(guò)程中A井四開(kāi)、五開(kāi)排量分別為 15 和 12 L/s；B 井四開(kāi)（6 157～7 181 m）和五開(kāi)（7 181～7 417 m）排量為 15 和 12 L/s。從環(huán)空間隙大小分布可知，注水泥套管外壁與井壁間環(huán)空間隙要小于鉆桿外壁與井壁。在相同排量下，環(huán)空間隙減小易形成更大的環(huán)空摩阻，增加漏失風(fēng)險(xiǎn)，引起頂替排量降低與水泥漿返高難以達(dá)到要求。

固井施工過(guò)程中漏失包括自然型漏失與裂縫擴(kuò)展型漏失[6-9]。針對(duì)自然漏失壓力（Ppl），可通過(guò)地層孔隙壓力（Pp）和鉆井液在地層中流動(dòng)產(chǎn)生的摩阻壓降（Ps） 來(lái)計(jì)算，即為：

此外，為了提高頂替效率，固井作業(yè)中井筒漿體密度以及漿體產(chǎn)生的摩阻壓降，要大于鉆井過(guò)程中井筒當(dāng)量液柱壓力，這導(dǎo)致井周應(yīng)力重新分布。若鉆井液進(jìn)入裂縫系統(tǒng)會(huì)進(jìn)一步改變井周裂縫附近的應(yīng)力場(chǎng)，使得裂縫面有效應(yīng)力降低，裂縫寬度增加，造成漏失的發(fā)生。為此，裂縫擴(kuò)展型的漏失壓力（Pcl）為[8]：

式中：σh為最小水平主應(yīng)力，MPa；w0為無(wú)井筒正壓差時(shí)的裂縫寬度，mm；wc為裂縫產(chǎn)生寬度，mm；A、a為無(wú)因次系數(shù)。

結(jié)合式（2），防止注水泥漏失條件下的臨界循環(huán)摩阻為：

式中：Pf為環(huán)空循環(huán)摩阻，MPa；Pl為漏失壓力，MPa；△h為井深計(jì)算步長(zhǎng)，m；i為井深節(jié)點(diǎn)個(gè)數(shù)i=h/△h；ρn為井筒漿體的密度，g/cm3。

賓漢流體和冪律流體的流體摩阻壓降可依據(jù)井眼尺寸、套管外徑、流體性能以及施工排量獲得。進(jìn)而易求得防止井漏發(fā)生的最大施工排量。

結(jié)合式（3）可知，在井筒漿體屬性確定的條件下，為了避免固井中漏失現(xiàn)象的發(fā)生，最直接且有效的方法為降低循環(huán)摩阻，而循環(huán)摩阻受施工排量的確定。那么在防止漏失條件下確定的施工排量能否滿(mǎn)足頂替效率的要求。為此，借用Fluent軟件模擬分析不同排量（7、12 L/s）對(duì)頂替效果的影響，結(jié)果見(jiàn)圖1。由圖1可知，排量增加，頂替界面高度隨之增加，混合段長(zhǎng)度也增長(zhǎng)。但水泥漿頂替鉆井液流經(jīng)長(zhǎng)度段的頂替效率幾乎相等（如圖中藍(lán)色表示），即在套管居中條件下排量的大小對(duì)頂替效率影響不大[10]。因此，在注水泥實(shí)踐過(guò)程中從塞流、層流及紊流均可以實(shí)現(xiàn)較好的頂替效率。如在庫(kù)車(chē)山前A井和B井之后施工的克深603井、克深10井固井深度分別為 5 891 m 和 6 160 m，均采用小排量注替防漏固井技術(shù)，達(dá)到良好的固井效果。為此，針對(duì)于A井與B井易漏工況條件下固井作業(yè)，建議采用小排量施工。在漿體性能滿(mǎn)足要求前提下，采用塞流頂替技術(shù)，不僅防止在注水泥過(guò)程中較高的漿體密度與摩阻壓降引起的漏失，還能確保將井筒中的鉆井液替凈，進(jìn)而提高固井質(zhì)量。

圖1 不同排量下水泥漿頂替鉆井液數(shù)值模擬結(jié)果

1.3 提高頂替效率研究

1.3.1 套管居中度分布

該工區(qū)四開(kāi)采用φ215.9 mm鉆頭鉆至庫(kù)姆格列木群組，下入φ201.7 mm套管封隔膏鹽巖、白云巖及膏泥巖層段；五開(kāi)采用φ168.28 mm鉆頭鉆開(kāi)主要目的層巴西改組，下入φ139.7 mm套管作為產(chǎn)層套管。以工區(qū)A井四開(kāi)平均井眼尺寸為φ213.36 mm、套管尺寸φ201.7 mm、井斜角為2.4°、方位角為313°、鉆井液密度為2.3 g/cm3為數(shù)據(jù)計(jì)算?；谛袠I(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5334—1996和文獻(xiàn)修正的套管居中度計(jì)算方法[11-12]，則可獲得該參數(shù)條件下剛-剛性扶正器組合、剛-彈性扶正器組合以及彈-彈性扶正器組合安放間距與影響因素，見(jiàn)圖2和圖3。由圖2可知，在保證套管居中度為0.67的條件下，各扶正器安放間距依次為：彈性扶正器＞剛-彈性扶正器＞剛性扶正器（彈性扶正器與剛性扶正器外徑均為211 mm）。間距分別為29、27及25 m。由圖3可知，隨著井斜角變化率的增加，扶正器安放間距逐漸減小，依次為28.0、25.5、23.5 m及22.0 m。因此，在該井眼環(huán)境條件下，每2個(gè)套管安裝一只扶正器可以確保居中度大于67%。

圖2 不同扶正器組合條件下套管居中度隨間距分布情況

圖3 不同井斜角下套管居中度與彈性扶正器間距分布

不同井徑擴(kuò)大率條件下，套管居中度與剛性和彈性扶正器間距分布情況見(jiàn)圖4和圖5。由圖4可知，隨著井徑擴(kuò)大率的增加，在保障套管居中的條件下，剛性扶正器間距顯著減小，當(dāng)井徑擴(kuò)大率為4%時(shí)，剛性扶正器安放間距為17 m，比未發(fā)生井徑擴(kuò)大率的井段扶正器的間距減小了7.5 m。因此，當(dāng)井徑擴(kuò)大率大時(shí)，剛性扶正器很難保障套管居中度。由圖5可知，對(duì)彈性扶正器而言，井徑擴(kuò)大率的變化對(duì)扶正器安放間距影響較小，影響間距不超過(guò)1 m。主要由于彈性扶正器具有較高的復(fù)位力，在井眼擴(kuò)大井段可以提高套管居中程度。

通過(guò)井史資料調(diào)研與上述分析結(jié)果可知，庫(kù)車(chē)山前A井在6 456～6 750 m井段每4根套管安裝一個(gè)彈性扶正器，難以保障套管居中；B井在6 488～6 858 m井段每2根套管安裝一個(gè)彈性扶正器，套管居中度為71.2%。

此外，基于上述分析可知，井斜角與方位角變化較大的井段，可使用剛性扶正器和彈性扶正器混加的方式進(jìn)行安裝。即剛性扶正器安裝在井徑小的井段，彈性扶正器安裝在井徑較大的井段；在上部井斜角較小的井段安裝彈性扶正器，在井斜角較大的井段和水平段安裝剛性扶正器。

圖4 不同井徑擴(kuò)大率下套管居中度與剛性扶正器間距分布

圖5 不同井徑擴(kuò)大率下套管居中度與彈性扶正器間距分布

1.3.2 井筒內(nèi)流體性能的適應(yīng)性評(píng)價(jià)

在注水泥過(guò)程中，為了提高頂替效果，鉆井液、隔離液及水泥漿3者的匹配性能尤為重要。常規(guī)設(shè)計(jì)要求認(rèn)為鉆井液密度＜隔離液液密度＜水泥漿密度，且相鄰2種流體密度差大于0.2 g/cm3；漿體流變性要求鉆井液流性指數(shù)＞隔離液流性指數(shù)＞水泥漿流性指數(shù)、鉆井液稠度系數(shù)＜隔離液稠度系數(shù)＜水泥漿稠度系數(shù)。然而在實(shí)際頂替過(guò)程中，對(duì)于被頂替流體而言，受到驅(qū)替壓力、壁面流動(dòng)阻力、流體密度差產(chǎn)生的浮力，需要頂替流體產(chǎn)生的合力大于被頂替流體滯留阻力，方可避免被頂替流體滯留在套管壁和井壁周?chē)榇?，基于力學(xué)平衡關(guān)系，可獲得頂替流體與被頂替流體為冪律流體條件下，兩流體間流變性能滿(mǎn)足頂替要求的表達(dá)式（4）：式中，nm和ns為被頂替流體和頂替流體的流性指數(shù)；Km和Ks為被頂替流體與頂替流體的稠度系數(shù)，Pa×sn；ρm和ρs為被頂替流體與頂替流體的密度，kg/m3；R和r為井眼半徑與套管外半徑，m；V為流體流速，m/s；g為重力加速度，m/s2。

為此，若式（4）左端小于右端，則表明漿體性能匹配較好；否則較差。表2和表3為A井和B井漿體流變性能參數(shù)與密度。由表2和表3數(shù)據(jù)結(jié)合漿體匹配評(píng)價(jià)模型，可獲得A井和B井在四開(kāi)與五開(kāi)漿體匹配性，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。

表2 A井四開(kāi)與五開(kāi)漿體流變性及密度測(cè)試結(jié)果（93 ℃）

表3 B井四開(kāi)與五開(kāi)漿體流變性及密度測(cè)試結(jié)果（93 ℃）

表4 A井和B井四開(kāi)與五開(kāi)井段漿體匹配性計(jì)算結(jié)果

由表4可知，A井四開(kāi)和五開(kāi)漿體匹配性能較好；B井四開(kāi)漿體匹配性能較好，五開(kāi)水泥漿與隔離液性能匹配較好，而隔離液與鉆井液漿體匹配性能較差，不利于頂替。為此，針對(duì)于B井在固井施工前，鉆井液流變性能需要進(jìn)行調(diào)配，以提高頂替效率。

2 固井質(zhì)量分析

將2口井聲波幅度測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行處理，可獲得固井質(zhì)量與井深關(guān)系，結(jié)果見(jiàn)圖6和圖7。

圖6 A井四開(kāi)與五開(kāi)固井質(zhì)量隨井深分布圖

圖7 B井四開(kāi)與五開(kāi)固井質(zhì)量隨井深分布圖

從A井和B井四開(kāi)、五開(kāi)固井質(zhì)量結(jié)果分析可知，A井在6 478～6 778 m井段固井質(zhì)量不合格，在 6 778～6 928 m 井段固井質(zhì)量?jī)?yōu)秀 ；B 井在6 100～6 700 m 井段固井質(zhì)量良好，在 6 700～7 200 m井段固井質(zhì)量較差。結(jié)合前述分析可知，A井四開(kāi)與五開(kāi)井筒漿體匹配性較好，但在6 456～6 750 m 井段每 4 根套管安裝一個(gè)彈性扶正器，難以保障套管居中，使得在頂替過(guò)程中，寬間隙的鉆井液可能已被先頂替走，窄間隙的鉆井液卻仍然滯留在井壁/套管壁，一方面造成水泥漿竄槽，另一方面使得寬窄間隙水泥漿返高差異大；此外，該井段漿體間密度差較小，鉆井液與水泥漿密度差為0.01 g/cm3（表2），使得鉆井液在水泥漿中受到的浮力較小，不利于頂替。因此，2方面因素導(dǎo)致A井在四開(kāi)井段固井質(zhì)量較差。A井五開(kāi)每根套管安放一只扶正器，居中度較好，漿體間性能匹配好，且鉆井液、隔離液及水泥漿間的密度差達(dá)到了0.05 g/cm3（表2），高于四開(kāi)漿體密度差，基本可以實(shí)現(xiàn)良好的頂替效果，使得在該井段的固井質(zhì)量?jī)?yōu)秀。

B井在四開(kāi)與五開(kāi)套管居中度較好，四開(kāi)井段井筒漿體匹配性較好，五開(kāi)井段隔離液與鉆井液漿體性能匹配效果不佳，且四開(kāi)漿體間密度差大于五開(kāi)漿體間密度差。因此，四開(kāi)固井質(zhì)量要優(yōu)于五開(kāi)。

3 結(jié)論

1.庫(kù)車(chē)山前所采用的隔離液體系中，表面活性劑濃度大于30%條件下，可使在油基鉆井液環(huán)境中井壁/套管壁產(chǎn)生潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)作用，導(dǎo)致井壁/套管壁處于親水狀態(tài)，有助于提高界面膠結(jié)能力。

2.依據(jù)庫(kù)車(chē)山前四開(kāi)井眼狀況與井筒流體性能，每2根套管安放一個(gè)扶正器可確保套管居中度大于67%；此外，在井眼擴(kuò)大處安放彈性扶正器要優(yōu)于剛性扶正器、井斜角變化較大井段安裝剛性扶正器要優(yōu)于彈性扶正器。

3.針對(duì)于漏失地層，在井筒流體性質(zhì)一定條件下，井筒流體排量引起的循環(huán)摩阻應(yīng)小于漏失壓力與靜液柱壓力的差值。

4.在套管居中度前提下，控制井筒漿體正密度差與流變性是影響固井質(zhì)量的關(guān)鍵因素，井筒流態(tài)為塞流，以上均可確保鉆井液替凈。

[1]李健，李早元，辜濤，等.塔里木山前構(gòu)造高密度油基鉆井液固井技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2014，31（2）：51-54.

LI Jian，LI Zaoyuan，GU Tao，et al.Cementing technology for wells drilled with high density oil-base drilling fluid in piedmont structure of tarim basin[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（2）：51-54.

[2]齊靜，李寶貴，張新文，等.適用于油基鉆井液的高效前置液的研究與應(yīng)用[J]. 鉆井液與完井液，2008，25（3）：49-51.

QI Jing，LI Baogui，ZHANG Xinwen，et al.The study and application of a high performance pad fluid suitable for use in oil base drilling fluids[J].Drilling Fluid &Completion Fluid，2008，25（3）：49-51.

[3]童杰，李明，魏周勝，等.油基鉆井液鉆井的固井技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)策分析[J].鉆采工藝，2014，37（6）：17-20.

TONG Jie，LI Ming，WEI Zhousheng，et al.Difficulties and countermeasures of cementing technology in oilbase drilling fluid drilling[J].Drilling & Production Technology，2014，37（6）：17-20.

[4] 王 翀，謝飛燕，劉愛(ài)萍.固井前置液室內(nèi)評(píng)價(jià)方法探討[J].鉆井液與完井液，2014，31（4）：92-94.

WANG Chong，XIE Feiyan，LIU Aiping.Discussion on the evaluation of preflush fluid for well cementing[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（4）：92-94.

[5]石林，蔣宏偉，郭慶豐. 易漏地層的漏失壓力分析[J].石油鉆采工藝，2010，32（3）：40-44.

SHI Lin，JIANG Hongwei，GUO Qingfeng.Analysis on the leakage pressure of thief formation[J].Oil Drilling &Production Technology，2010，32（3）：40-44.

[6]AADNOY 段 ，BELAYNEH M，ARRIADO M，et al.Design of well barriers to combat circulation losses[C].SPE 105449，2007.

[7]李大奇，康毅力，劉修善，等.基于漏失機(jī)理的碳酸鹽巖地層漏失壓力模型[J].石油學(xué)報(bào)，2011，32（5）：900-904.

LI Daqi，KANG Yili， LIU Xiushan，et al.The lost circulation pressure of carbonate formations on the basis of leakage mechanisms[J].Acta Petrolei Sinica，2011，32（5）：900-904.

[8]李大奇. 裂縫性地層鉆井液漏失動(dòng)力學(xué)研究[D].西南石油大學(xué)，2012.

LI Daqi.Numerical and experimental investigations on drilling fluid losses in fractured formations[D].Southwest Petroleum University，2012.

[9]王濤.注水泥環(huán)空動(dòng)態(tài)頂替界面數(shù)值模擬[D].西南石油大學(xué)，2013.

WANG Tao.Numerical simulation on dynamic displacement interface in the process of cementing in annulus[D].Southwest Petroleum University，2013.

[10]中華人民共和國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn).SY/T 5334-1996套管扶正器安放間距計(jì)算方法[S].北京：中國(guó)石油天然氣總公司，1996.

THE OIL AND GAS INDUSTRY STANDARD OF THE PEOPLE'S REPUBLIC OF CHINA.SY/T 5334-1996 calculation method of the spaced interspacing for the casing centralizer[S].Beijing ：China National Petroleum Corporation，1996.

[11]鄧建民，王永洪，賈曉斌，等.注水泥流體密度與流變參數(shù)匹配的計(jì)算方法[J].石油鉆探技術(shù)，2011，39（5）：45-48.

DENG Jianmin，WANG Yonghong，JIA Xiaobin，et al.The method to calculate cementing fluids’ density and rheological parameters[J].Petroleum Drilling Techniques，2011，39（5）：45-48.

[12]劉崇建，黃柏宗，徐同臺(tái)，等.油氣井注水泥理論與應(yīng)用[M].北京：石油工業(yè)出版社，2001：81-84.

LIU Chongjian，HUANG Baizong，XU Tongtai，et al.Theory and application in oil and gas well cementing [M]，Beijing ：Petroleum Industry Press，2011 ： 81-84.