李中，郭永賓，管申，劉智勤，彭巍

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

X1井為南海西部北部灣盆地K油田通過老井側(cè)鉆的一口大斜度長裸眼調(diào)整井，目的層位為潿洲組III段，完鉆深度為4 000 m，井段裸眼長度達2 300 m，井底井斜68.5°，井底靜止溫度為165 ℃，井底循環(huán)溫度140 ℃，儲層壓力系數(shù)0.53，氣油比高達370 m3/m3，此井為一口多因素制約下的復雜工況定向井。由于此井是在老井內(nèi)開窗側(cè)鉆，因此受到井眼尺寸的約束，需要下入φ177.8 mm尾管封固目的層；依據(jù)地質(zhì)油藏開發(fā)要求，需要在尾管內(nèi)使用深穿透射孔彈射孔完井，下入生產(chǎn)管柱和電泵進行油田開發(fā)生產(chǎn)。射孔完井方式對固井質(zhì)量要求較高，若大斜度井況下伴隨著高溫壓力衰竭且存在氣油比較高的油井采用常規(guī)靜態(tài)尾管固井方式，則會導致水泥漿頂替效率偏低，同時容易誘發(fā)氣竄和井下漏失，造成水泥漿漿柱無法有效地封固尾管與井筒環(huán)空，固井質(zhì)量難以保證。筆者通過對前期資料進行分析與梳理，為X1井定制復雜工況下的旋轉(zhuǎn)尾管固井方案，同時輔以抗高溫早強防氣竄水泥漿體系和新型油基鉆井液沖洗液和隔離液，有效地實現(xiàn)了油氣水層間封隔，SBT扇區(qū)水泥膠結測井結果表明高溫壓力衰竭儲層段封固質(zhì)量優(yōu)良，滿足了射孔完井的開發(fā)要求。

1 復雜工況固井方案難點梳理

1）尾管外壁和油基鉆井液潤濕過的井筒留下的濾餅難以被清潔。油基鉆井液的特征為：鉆井液的黏附力強、黏度較高；同時油基鉆井液的潤濕劑和乳化劑將井筒由水潤濕反轉(zhuǎn)為油潤濕，水泥漿漿柱難以與井筒進行良好的膠結。所以，油基鉆井液解決了井壁失穩(wěn)的難題，但對后續(xù)井筒與尾管外壁的濾餅清潔問題提出了挑戰(zhàn)，未經(jīng)有效清潔的濾餅給后續(xù)水泥漿漿柱的環(huán)空封固質(zhì)量造成了隱患。

2）由于井斜較大，尾管居中度難以保證，若尾管因井斜較大發(fā)生屈曲造成貼邊，則會影響油基鉆井液的驅(qū)替效果；并且由于油基鉆井液在低剪切速率或者靜止的情況下自發(fā)具備一定的靜膠凝強度，造成油基鉆井液流動時會產(chǎn)生較大的摩擦阻力，因此常規(guī)沖洗液和隔離液難以對油基鉆井液進行有效地驅(qū)替，但驅(qū)替效率恰好對固井質(zhì)量起到至關重要的作用。若固井過程中水泥漿與油基鉆井液的殘留物相混，將會極大地影響水泥石對尾管與井筒環(huán)空的封固質(zhì)量。油基鉆井液相比于水基鉆井液更難被沖洗液和隔離液驅(qū)替，將會產(chǎn)生更多的混漿。此油田臨近區(qū)塊在前期開發(fā)時采用常規(guī)的靜態(tài)尾管固井技術，水泥石與井筒的封固質(zhì)量欠佳，導致后續(xù)需要下封隔器擠水泥等一系列后續(xù)補救措施，嚴重地制約了生產(chǎn)時效[1]。

3）由于裸眼段較長，鉆開時間偏長，存在不同程度的縮徑和剝落片、掉塊；同時為了減少因為井斜較大導致尾管過度屈曲造成貼邊的程度，需要給尾管安置大量的扶正器保證居中度，但是扶正器數(shù)量過多則會造成尾管在長裸眼中下入困難。前期鄰近區(qū)塊在下入尾管時采用常規(guī)的靜態(tài)尾管下入技術，遇阻時因井斜大、裸眼段長，上提無法提活，下放沒有足夠的懸重放活，同時無法旋轉(zhuǎn)活動管串，處理手段有限，只能選擇就地固井，無法實現(xiàn)目的層位封固[2]。

4）此井存在氣油比較高的特點，在固井過程中如何防止氣竄，實現(xiàn)對地層有效壓穩(wěn)，并且成功封隔油氣水層，對后續(xù)開發(fā)起到重要意義。測試過程中發(fā)現(xiàn)氣油比達到370 m3/m3，且氣體具有較強的可壓縮性、膨脹性，造成氣竄難以精確控制。由于水泥漿漿柱封固段較長，氣竄因子經(jīng)過計算為4～5，隸屬于較高程度的氣竄風險，將給水泥漿漿柱環(huán)空封固質(zhì)量帶來較大的隱患，并可能引起開采期間的環(huán)空帶壓[3-4]。

5）油田經(jīng)過多年的開采，存在目的層位壓力系數(shù)偏低，并且由于φ177.8 mm尾管與φ215.9 mm井眼環(huán)空間隙較小，固井注水泥過程中漏失風險極高。井段目的層位壓力的系數(shù)低至0.53，因此需要精細控制固井注水泥過程中的高溫高壓濾失量，提高儲層保護效果和降低漏失風險，保障作業(yè)安全[5]。

6）壓力衰竭目的層位伴隨著高溫，高溫對水泥漿性能提出了嚴格的要求。目的層位靜止溫度達到165 ℃，循環(huán)溫度為140 ℃，因此對固井作業(yè)的現(xiàn)場作業(yè)安全，和水泥漿在高溫下的性能要求較高[6]。

2 復雜工況固井方案配套措施

2.1 沖洗液和隔離液優(yōu)選

由于潿洲K區(qū)塊地層條件復雜，潿洲二段上部灰色泥巖層理發(fā)育，遇水極易水化分散，井壁失穩(wěn)風險極高，因此選擇油基鉆井液進行φ215.9 mm井段的鉆井作業(yè)，為了平衡井筒坍塌壓力，完鉆鉆井液密度為1.52 g/cm3。由于儲層存在異常低壓，高排量下泵入加重隔離液會導致井漏。技術人員經(jīng)過大量實驗論證，引入截面剪切應力概念進行隔離液研究，在常規(guī)隔離液基礎上使用多種粒徑顆粒級配的優(yōu)質(zhì)鐵礦粉對鉆井液和濾餅的沖蝕、碰撞進行模擬，優(yōu)化流變性，增強隔離液對井筒上附著的濾餅與鉆井液的截面剪切應力。通過多次實驗模擬，優(yōu)選出了密度為1.60 g/cm3的加重隔離液，配方為：6.0%表面活性劑+1.7%強力懸浮劑+0.7%消泡劑+多粒徑顆粒級配優(yōu)質(zhì)鐵礦石粉（1 000目∶200目=80∶20），其在φ177.8 mm與φ215.9 mm的狹窄環(huán)空間隙中只需要11 L/s的排量即可以達到良好的清潔效果。為了提高油基鉆井液的驅(qū)替效率，經(jīng)過實驗室大量的配方實驗，形成了密度為1.03 g/cm3的沖洗液，配方為：鉆井水+1.3%螯合劑+6.0%表面活性劑。同時，為了實現(xiàn)較好的油氣水層間封隔，沖洗液需要具備良好的潤濕反轉(zhuǎn)效果。鉆井液工藝學里把潤濕值的范圍定義在35%～45%為宜。新型沖洗液通過實驗測試其潤濕值為37%，表明具有良好的潤濕效果[7-9]。

分別使用六速旋轉(zhuǎn)黏度計對優(yōu)選的沖洗液與隔離液和前期使用的沖洗液與隔離液配方在轉(zhuǎn)速為200 r/min和時間為7 min的統(tǒng)一工況下進行沖洗對比。實驗表明，使用優(yōu)選的沖洗液與隔離液配方可以清潔97.0%的油基鉆井液，而前期使用的沖洗液與隔離液配方僅能清潔33.0%的油基鉆井液。

2.2 抗高溫早強防氣竄水泥漿體系

由于X1井在高溫、 儲層壓力衰竭帶來的異常低壓， 同時具有較高的氣油比等因素下共同作用，水泥漿漿柱會在膠凝過程中失重造成環(huán)空靜壓差降低， 因此選用了抗高溫早強防氣竄水泥漿體系，配方為：山東“G” 級水泥+36%硅粉+0.6%分散劑+0.5%消泡劑+3.0%降失水劑+1.2%沉降穩(wěn)定劑+0.4%緩凝劑+3.0%降失水劑+1.5%膨脹劑+6.5%液硅防氣竄劑+43.29%鉆井水，其主要性能見表1和圖1。綜合來看，該體系具有良好的水泥漿流變性以及沉降穩(wěn)定性，在液硅防氣竄劑的作用下，稠化時間更短，水泥漿的靜態(tài)性能得到強化，能夠有效實現(xiàn)壓穩(wěn)地層，因此抗高溫防氣竄和防漏失性能滿足施工要求[10-12]。

表1 抗高溫早強防氣竄水泥漿體系性能

圖1 140 ℃，55 MPa溫度和壓力條件下的水泥漿稠化曲線

使用斯倫貝謝公司的水泥漿防氣竄經(jīng)驗公式，根據(jù)表1和圖1可以計算水泥漿在140 ℃，55 MPa條件下的防氣竄系數(shù)為0.88，防氣竄性能優(yōu)良。

2.3 旋轉(zhuǎn)尾管固井方案

2.3.1 旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器及其配套工具

X1井此次使用德州大陸架公司的RNDYXCFB多功能旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器。旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器主要由4部分組成，即回接筒、頂部封隔器、旋轉(zhuǎn)軸承部分和懸掛器部分。旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器的送入工具總成包括帶塞帽提拉管、旋轉(zhuǎn)坐封單元、液壓尾管丟手工具、中心管等。

2.3.2 管串設計組合

此次的管串組合為尾管浮鞋+2根尾管+雙浮箍組合+球座+懸掛器+旋轉(zhuǎn)軸承+頂部封隔器+回接筒+φ127 mm送入鉆桿。連接完尾管串，接φ127 mm送入鉆桿送尾管至設計深度，投球，進行憋壓坐掛、脫手、憋通球座等操作。

考慮到尾管在大斜度、長裸眼工況下的居中度，為了保證良好的頂替效率，需要給尾管串配置適量的扶正器。本次作業(yè)采用外徑為φ210 mm的減阻螺旋樹脂剛性扶正器，其特點在于抗壓強度大，具有摩擦系數(shù)低、耐磨性好、抗高溫等優(yōu)點，比傳統(tǒng)的樹脂扶正器在復雜工況下抗損毀能力強，并且在相同井況下的啟動扭矩可以降低20%。

根據(jù)完井射孔要求，尾管重疊段1 700～1 580 m每根尾管放置一個扶正器，保證重疊段的封固質(zhì)量；3 620～3 320 m井段每隔2根尾管放置一個扶正器；從3 405 m至井底每根尾管放置一個扶正器，重點封固油氣水層。按照完鉆時掃重稠漿反算井徑擴大率為23%，使用固井專業(yè)軟件Cemcade模擬計算尾管居中度。從模擬結果可知，全井段的居中度大于68%，是較為理想的居中情況，如圖2所示[13-21]。

圖2 尾管居中度軟件模擬結果

2.3.3 旋轉(zhuǎn)扭矩值與摩阻分析測試

鉆進至完鉆井深4 000 m，進行短起下作業(yè)，通井到底，循環(huán)調(diào)整鉆井液性能，期間在鉆井液里加入塑料小球和石墨，減小摩擦阻力，為尾管順利下入和管串旋轉(zhuǎn)創(chuàng)造有利條件，循環(huán)期間進行旋轉(zhuǎn)扭矩值測試，轉(zhuǎn)速10～15 r/min，記錄扭矩值為27.3～36.4 kN·m。起鉆至上層φ244.5 mm套管鞋（1 700 m）位置處進行第二次扭矩值測試，轉(zhuǎn)速為10～15 r/min，記錄扭矩值為24.2～31.8 kN·m。使用Wellplan軟件反算摩阻系數(shù)，套管內(nèi)的摩阻系數(shù)為0.23，裸眼部分的摩阻系數(shù)為0.25。

按照管串下入組合，利用φ127 mm鉆桿送入φ177.8 mm尾管串，使用Wellplan軟件模擬送入至設計位置時的旋轉(zhuǎn)扭矩情況。模擬結果為：轉(zhuǎn)速為10～15 r/min，模擬扭矩值為29.7～38.2 kN·m，可以滿足旋轉(zhuǎn)尾管工況下的作業(yè)需求；φ127 mm鉆桿的最佳上扣扭矩值為60.0 kN·m，φ177.8 mm尾管的最佳上扣扭矩為25.2 kN·m。

3 現(xiàn)場應用

3.1 應用概況

潿洲K油田開發(fā)評價井項目共部署5口井，主要開發(fā)K油田北塊，均為大斜度、長裸眼定向井，主要目的層為潿洲組三段的V、VII、VIII油組。5口井的φ215.9 mm井段全部采用抗高溫早強防氣竄水泥漿體系、旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器。水泥漿使用密度為1.90 g/cm3，水泥返回至懸掛器坐掛位置以上60 m。在固井作業(yè)結束后，使用高清扇區(qū)水泥膠結測井儀器進行SBT扇區(qū)水泥膠結測井，5口井的φ177.8 mm尾管固井作業(yè)質(zhì)量全部優(yōu)良。下面以X1井為例進行詳述。

X1井為老井側(cè)鉆調(diào)整井，一開在φ399.7 mm套管內(nèi)采用海水膨潤土漿鉆井液開窗側(cè)鉆φ311.1 mm井眼至1 700 m，下入φ244.5 mm套管作為表層套管；二開使用油基鉆井液鉆φ215.9 mm井眼至4 000 m，裸眼段長達2 300 m，下入φ177.8 mm尾管封固目的層，尾管內(nèi)射孔完井，后續(xù)回接至井口。井底井斜68.5 °，井底靜止溫度為165 ℃，循環(huán)溫度140 ℃，儲層存在異常低壓，壓力系數(shù)低至0.53，氣油比高達370 m3/m3，完鉆鉆井液密度為1.52 g/cm3。

3.2 尾管串下入

在旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器及送入工具入井后，進行旋轉(zhuǎn)扭矩測試，轉(zhuǎn)速為15 r/min時，扭矩值為1.2 kN·m；φ177.8 mm尾管串下至φ244.5 mm套管鞋（1 700 m）前，接頂驅(qū)以排量0.15 m3/min開泵循環(huán)，以不超過坐掛憋壓值60%的泵壓進行循環(huán)，確保循環(huán)通路；待泵壓和返出穩(wěn)定后進行旋轉(zhuǎn)扭矩值測試，轉(zhuǎn)速10～15 r/min，記錄扭矩值為30.2～37.2 kN·m；尾管串下至設計位置后，循環(huán)期間再次測試扭矩值，轉(zhuǎn)速為10～15 r/min，記錄扭矩值為32.4～40.3 kN·m，與軟件模擬扭矩值相近；小于φ127mm鉆桿上扣扭矩60.0 kN·m，可以實現(xiàn)旋轉(zhuǎn)尾管固井作業(yè)。

尾管下入過程中，在遇阻點下壓懸重6 kN無法通過時，可以嘗試旋轉(zhuǎn)順時針旋轉(zhuǎn)通過；值得注意的是，旋轉(zhuǎn)扭矩值不能超過尾管上扣扭矩值的0.9倍，并且在尾管旋轉(zhuǎn)過程中不能突然釋放扭矩，否則會導致送入工具中途脫手。

3.3 全過程旋轉(zhuǎn)尾管固井作業(yè)

尾管串順利下至設計位置后，需要測試懸掛器在坐掛位置附近的下放和上提懸重來判斷后續(xù)懸掛器是否能夠正常坐掛。測試下放上提懸重后，連接好水泥頭，投球開泵泵送球至球座，憋壓至12.4 MPa坐掛尾管懸掛器，隨后下壓鉆具懸重230 kN驗證坐掛成功；繼續(xù)憋壓至16.6 MPa，脫手送入工具，上提送入鉆具至自由狀態(tài)，懸重不變，脫手成功；下壓鉆具懸重230 kN，憋壓至20.68 MPa，憋通球座，建立正常循環(huán)。循環(huán)期間，按照轉(zhuǎn)速15 r/min進行旋轉(zhuǎn)尾管串，記錄扭矩值為33.1～41.2 kN·m。隨后按照固井施工設計進行固井作業(yè)，依次泵入沖洗液、隔離液、和水泥漿，全過程保持尾管串旋轉(zhuǎn)；固井作業(yè)期間沒有出現(xiàn)井下漏失，直至膠塞正常碰壓至14.2 MPa，固井作業(yè)順利完成。

3.4 固井質(zhì)量評估

采用高清扇區(qū)水泥膠結測井儀器對X1井固井質(zhì)量進行評估，主要目的層潿洲組三段的V、VII、VIII油組及φ177.8 mm與φ244.5 mm套管重疊段的封固質(zhì)量優(yōu)良，滿足完井射孔要求（見表3和圖 3）。

表3 φ177.8 mm尾管固井質(zhì)量評估結果

圖3 3750～3850 m電測固井質(zhì)量圖

4結論與探討

1.針對潿洲K油田的固井工藝難點進行系統(tǒng)梳理，優(yōu)選了沖洗液與隔離液，并與抗高溫早強防氣竄水泥漿體系及旋轉(zhuǎn)尾管固井工藝相結合，形成了復雜工況下的旋轉(zhuǎn)尾管固井技術。

2.復雜工況下的旋轉(zhuǎn)尾管固井技術在潿洲K油田成功應用，根據(jù)高清扇區(qū)水泥膠結測井結果表明，尾管串在重疊段與目的層段的固井質(zhì)量優(yōu)良，有效地封固油氣水層，保障了井筒完整性，滿足后期完井射孔的要求，可以為地區(qū)類似復雜工況下的尾管固井作業(yè)提供技術參考與借鑒。

3.此次在水泥漿評價實驗時重點考慮防氣竄性能和壓穩(wěn)效果，但未考慮長期開發(fā)過程中井筒溫度與應力變化對水泥石強度的影響，下步需要開展此方面的研究，以滿足長期開采的油井井筒完整性。