LD27-2油田稠油熱采井固井技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)策

韓雪銀付建民劉玉杰尚 磊王吉龍方國(guó)偉

（1.中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海油（中國(guó)）天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津 300452；3.中海油服油田化學(xué)事業(yè)部固井業(yè)務(wù)部（塘沽），天津 300452）

LD27-2油田稠油熱采井固井技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)策

韓雪銀1付建民2劉玉杰3尚 磊3王吉龍1方國(guó)偉3

（1.中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海油（中國(guó)）天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津 300452；3.中海油服油田化學(xué)事業(yè)部固井業(yè)務(wù)部（塘沽），天津 300452）

引用格式：韓雪銀，付建民，劉玉杰，等. LD27-2油田稠油熱采井固井技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)策［J］.石油鉆采工藝，2015，37（6）：31-35.

以LD27-2油田作為渤海代表性的整裝稠油油田，按固井主要涉及的固井化驗(yàn)、固井工程以及固井設(shè)備這3個(gè)板塊，對(duì)稠油固井作業(yè)中遇到的難點(diǎn)進(jìn)行了分析。優(yōu)選出滿足350 ℃稠油開(kāi)采的水泥漿體系，并結(jié)合體系及地層壓力特點(diǎn)采取了領(lǐng)尾漿雙漿柱結(jié)構(gòu)和使用封隔器等的工程技術(shù)措施，針對(duì)海洋平臺(tái)空間受限，灰罐罐容不足的問(wèn)題，采取了拖輪固井的辦法。試驗(yàn)井固井后聲波幅度測(cè)井（CBL）數(shù)據(jù)顯示，水泥全井段封固，封固質(zhì)量完全滿足要求。該井自開(kāi)泵一年以來(lái)生產(chǎn)狀況良好，最高分配日產(chǎn)油74 m3。由此，形成了新的稠油熱采井固井技術(shù)體系，指導(dǎo)今后海洋稠油油田固井作業(yè)。

固井；稠油井；熱采井；水泥漿；拖輪固井；預(yù)應(yīng)力

稠油熱采固井方面，現(xiàn)場(chǎng)更多的是G級(jí)油井水泥加砂體系，耐溫多是300℃以內(nèi)，鋁酸鹽、磷酸鹽水泥漿體系的研究也有相關(guān)方面的報(bào)道。文中以G級(jí)油井水泥加砂體系為基礎(chǔ)，研究高溫度（350℃）、多吞吐周期下水泥石的耐高溫性能及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用技術(shù)，以滿足海洋石油經(jīng)濟(jì)開(kāi)采要求，達(dá)到固井的目的。

1　海洋稠油熱采井固井技術(shù)難點(diǎn)

中國(guó)陸地稠油熱采技術(shù)自20世紀(jì)70年代開(kāi)始研究到現(xiàn)在已基本擁有了較為成熟的技術(shù)［1］。稠油蒸汽吞吐技術(shù)在遼河、勝利等油田應(yīng)用較廣，多數(shù)使用溫度為300 ℃左右［1］。所用水泥漿體系以常規(guī)密度加砂水泥漿體系為主，低密度體系采用泡沫水泥漿體系［2］。

截至2010年底，渤海海域發(fā)現(xiàn)原油地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)數(shù)十億方，其中半數(shù)以上為稠油，代表油田有LD27-2等。目前海上常規(guī)稠油水驅(qū)采收率只有10%～20%，而對(duì)于地下黏度大于300 mPa·s的稠油資源，常規(guī)冷采則難以動(dòng)用，熱力開(kāi)采意義重大。

1.1高溫風(fēng)險(xiǎn)

對(duì)水泥漿體系而言，常規(guī)水泥石在高溫條件下，晶體結(jié)構(gòu)會(huì)發(fā)生變化，水泥石產(chǎn)生強(qiáng)度衰退。在注蒸汽期間井下套管、水泥將承受高達(dá)300 ℃以上的溫度。由于溫度升高，熱膨脹在套管和水泥環(huán)上將產(chǎn)生很大的熱應(yīng)力，因此，稠油熱采井的固井必須適應(yīng)和滿足蒸汽吞吐開(kāi)采的要求。圖1是水泥石抗壓強(qiáng)度隨養(yǎng)護(hù)溫度變化情況。

圖1　水泥石強(qiáng)度隨養(yǎng)護(hù)溫度的變化關(guān)系

從圖1可以看出，隨著溫度的升高，水泥石強(qiáng)度曲線存在2個(gè)明顯的衰退點(diǎn)，即當(dāng)溫度低于100 ℃時(shí)，水泥石強(qiáng)度基本呈增加趨勢(shì)；而養(yǎng)護(hù)溫度超過(guò)100 ℃后，隨溫度的增加，水泥石強(qiáng)度開(kāi)始下降；當(dāng)養(yǎng)護(hù)溫度達(dá)到150 ℃時(shí)，再一次產(chǎn)生較明顯的衰退變化。因此，可以將100 ℃和150 ℃分別看作產(chǎn)生強(qiáng)度衰退的2個(gè)臨界溫度點(diǎn)。

圖2為模擬蒸汽吞吐過(guò)程所做的套管試件在20～320 ℃熱循環(huán)加熱過(guò)程的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，熱應(yīng)力的存在常導(dǎo)致水泥環(huán)的過(guò)早損壞，進(jìn)而引起井口抬升或套損的產(chǎn)生［3］。

1.2地層漏失風(fēng)險(xiǎn)

LD27-2油田以河道、灘壩型淺水三角洲沉積為主，屬于高孔高滲儲(chǔ)層，在高當(dāng)量作業(yè)或高激動(dòng)壓力作業(yè)過(guò)程中極易發(fā)生漏失，如注水泥和下套管期間，產(chǎn)生的激動(dòng)壓力和高當(dāng)量密度常造成井漏，進(jìn)而導(dǎo)致水泥封固不足、不滿足熱采井要求，但又無(wú)法射孔回?cái)D。

1.3固井設(shè)備限制

LD27-2平臺(tái)為L(zhǎng)D32-2油田群附屬小平臺(tái)，平臺(tái)自身備有2臺(tái)45 m3灰罐，共90 m3罐容；熱采井的井深普遍在2 200 m以上，全井段封固的水泥整體用量在160 t左右，現(xiàn)場(chǎng)灰罐罐容遠(yuǎn)不能滿足熱采井的固井用量要求，設(shè)備能力限制作業(yè)的順利開(kāi)展。

圖2　套管熱應(yīng)力循環(huán)實(shí)驗(yàn)［4］

2　固井技術(shù)對(duì)策

2.1技術(shù)思路

固井作業(yè)主要由固井化驗(yàn)、固井工程以及固井設(shè)備工具附件3部分組成［4］；結(jié)合上文所提熱采井固井難點(diǎn)，確定首要完成水泥漿的優(yōu)選，為此項(xiàng)目組開(kāi)展了先期專項(xiàng)研究，確定熱采井水泥漿的穩(wěn)定性關(guān)鍵參數(shù)，用以指導(dǎo)后續(xù)固井方案的確定以及配套工具的選取?；緦?duì)策如下：（1）水泥漿體系方面，開(kāi)展水泥漿體系高溫強(qiáng)度穩(wěn)定性研究，確定關(guān)鍵影響因素，研發(fā)熱采井專用固井配方，并配以低密度體系，降低漏失風(fēng)險(xiǎn)［5-8］；（2）固井工程方面，采取優(yōu)良的固井技術(shù)方案；（3）固井設(shè)備工具附件方面，調(diào)配設(shè)備資源，彌補(bǔ)平臺(tái)硬件短板，順利施工。

2.2水泥漿體系

2.2.1水泥石高溫穩(wěn)定性 對(duì)于蒸汽熱采井而言，水泥環(huán)強(qiáng)度必須滿足在高溫條件下不衰退，保持水泥環(huán)在蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)條件下的完整性，延長(zhǎng)熱采井的使用壽命。結(jié)合備選水泥石類型，對(duì)低密度（1.4 g/cm3）及常規(guī)密度（1.9 g/cm3）水泥石展開(kāi)熱穩(wěn)定性試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

表1實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，低密高強(qiáng)（1.4 g/cm3）水泥石在315 ℃養(yǎng)護(hù)2 d 強(qiáng)度大于10 MPa，但抗壓強(qiáng)度隨養(yǎng)護(hù)時(shí)間延長(zhǎng)衰退跡象明顯，水泥石在315 ℃養(yǎng)護(hù)14 d 強(qiáng)度為2 MPa，水泥石內(nèi)部已經(jīng)粉化；常規(guī)密度（1.9 g/cm3）水泥石在315 ℃養(yǎng)護(hù)2 d 強(qiáng)度為24.8 MPa，并且7 d、14 d、28 d不衰減，強(qiáng)度大于24 MPa。相較而言，常規(guī)密度（1.9 g/cm3）水泥石性能穩(wěn)定，適合重點(diǎn)儲(chǔ)層段的油氣封固。

2.2.2熱采井專用固井配方 強(qiáng)度衰退的根本原因是在高溫高壓下水泥水化生成產(chǎn)物的穩(wěn)定性及自身強(qiáng)度性能的綜合體現(xiàn)，因此根據(jù)硅酸鹽水泥水化原理，通過(guò)調(diào)整水泥中鈣硅比，形成高溫結(jié)構(gòu)穩(wěn)定的水化產(chǎn)物，如硬硅鈣石、托貝鈣石，來(lái)改善水泥漿強(qiáng)度衰退情況。在此方面，獨(dú)聯(lián)體作了大量研究工作，指出高溫水泥鈣硅克分子比在0.6～0.8左右，水泥石強(qiáng)度達(dá)到最佳［8］。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步從硅粉的純度、摻量以及細(xì)度3個(gè)方面來(lái)考察硅粉對(duì)水泥石高溫性能的影響（表2、表3、表4），從而優(yōu)選出適宜于熱采井固井用高溫穩(wěn)定材料：其中表2是檢驗(yàn)硅粉純度對(duì)水泥石強(qiáng)度的影響，表3是驗(yàn)證高純硅粉摻量對(duì)水泥石強(qiáng)度影響，表4是檢驗(yàn)硅粉細(xì)度對(duì)水泥石強(qiáng)度影響。

表1　不同溫度下低密度及常規(guī)密度水泥石強(qiáng)度穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)

表2　粉純度對(duì)水泥石強(qiáng)度的影響（硅粉粒度為150 目）

表3　高純硅粉摻量對(duì)水泥石強(qiáng)度影響（硅粉細(xì)度為150 目，純度＞96%）

表4　硅粉細(xì)度對(duì)水泥石強(qiáng)度影響（純度＞96%）

實(shí)驗(yàn)結(jié)論如下：（1）表2試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，對(duì)于相同密度配方，在315 ℃條件下養(yǎng)護(hù)7 d 后，含高純度（＞96%）的硅粉配方的水泥石抗壓強(qiáng)度明顯高于對(duì)應(yīng)的含低純（88.56%）硅粉的水泥石；（2）根據(jù)表3實(shí)驗(yàn)結(jié)果以及對(duì)文獻(xiàn)的對(duì)比研究，當(dāng)鈣硅比C/S克分子比在0.6～0.8有效范圍內(nèi)，蒸汽熱采井的水泥漿強(qiáng)度達(dá)到最大，即低密高強(qiáng)水泥漿體系中最佳硅粉含量約為120%，常規(guī)密度高純硅粉含量約為60%，（3）高純硅粉的細(xì)度對(duì)水泥石強(qiáng)度影響較小。

2.2.3提高低密度水泥石強(qiáng)度 為了提高低密度水泥漿的24 h早期抗壓強(qiáng)度性能，開(kāi)發(fā)了低密度增強(qiáng)材料PZW-C，其中部分材料為自然成型的球體材料，而研磨的粉體材料采用氣流研磨技術(shù)，提高粉體材料的圓形系數(shù)。它是一種粉末材料，具有較強(qiáng)的滾珠效應(yīng)和火山灰效應(yīng)，摻入水泥漿中，可發(fā)生水硬性反應(yīng)，進(jìn)一步充填水泥石孔隙，形成更加致密的水泥石。高強(qiáng)低密度水泥漿與相同密度的普通漂珠低密度水泥漿相比，相同條件下，水泥石的抗壓強(qiáng)度大大提高（表5），一般可以達(dá)到普通漂珠水泥石的2倍以上。

2.2.4實(shí)驗(yàn)結(jié)論及配方優(yōu)選 綜合上述試驗(yàn)數(shù)據(jù)，得到以下結(jié)論：（1）高溫條件下，常規(guī)密度水泥漿（1.9g/cm-3）熱穩(wěn)定性更佳，適合儲(chǔ)層段油層的封固；（2）硅粉的純度、摻量對(duì)水泥漿熱穩(wěn)定性影響較大，其中高純度硅粉水泥漿強(qiáng)度顯著大于低純度硅粉水泥漿，而硅粉摻雜量滿足鈣硅克分子比在0.6～0.8有效范圍內(nèi)，水泥漿強(qiáng)度強(qiáng)度最大，即低密度水泥漿硅粉摻加量為120%，常規(guī)密度水泥漿則是60%；（3）硅粉細(xì)度對(duì)水泥漿強(qiáng)度影響不大；（4）在配合硅粉的情況下，增強(qiáng)材料對(duì)水泥漿強(qiáng)度有明顯的提升作用。

表5　高強(qiáng)低密度水泥石抗壓強(qiáng)度

結(jié)合以上試驗(yàn)結(jié)論，基本確定了適合熱采井專用的水泥配方：采用純度≥96%的硅粉，低密度水泥漿硅粉摻量為水泥用量的120%，常規(guī)密度水泥漿硅粉摻量為60%；粒度為150 目或300 目的硅粉均可采用，考慮到水泥漿的穩(wěn)定性，最終采用300目的硅粉；同時(shí)配合使用增強(qiáng)材料PZW-C，以此進(jìn)一步充填水泥石孔隙，形成更加致密的水泥石，從而大幅提高水泥石的強(qiáng)度。

2.3固井技術(shù)方案

依據(jù)提高固井質(zhì)量的八字方針“壓穩(wěn)、居中、替凈、密封”優(yōu)選固井技術(shù)方案。根據(jù)地層壓力特點(diǎn)，采用熱采井專用配方體系，領(lǐng)尾漿雙漿柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，領(lǐng)漿采用低密高強(qiáng)混合水泥（配方為：G級(jí)水泥100%+硅粉120%+懸浮劑1.37%+增強(qiáng)劑82.7%+漂珠82.7 %+分散劑2.07 %+降失水劑5.51 %+水），密度為1.4 g/cm3，保證水泥漿充填高度，有效降低井底液柱壓力；尾漿采用常規(guī)硅粉混合水泥（配方為：G級(jí)水泥100%+硅粉58%+懸浮劑2%+降失水劑5.2%+水），密度為1.9 g/cm3，提高水泥石早期強(qiáng)度，封固下部重要油氣區(qū)塊。另外，依據(jù)水泥漿體系特點(diǎn)及溫度場(chǎng)分布特點(diǎn)在尾漿頂部處套管內(nèi)環(huán)空加放封隔器，降低封隔器上部套管及水泥石的實(shí)際溫度。領(lǐng)尾漿水泥漿性能穩(wěn)定，初始稠度小于30 Bc，滿足施工要求，稠化曲線見(jiàn)圖3、圖4。

碰壓后井下壓力數(shù)據(jù)見(jiàn)表6，井底當(dāng)量比重得到有效控制，避免了發(fā)生漏失的風(fēng)險(xiǎn)。

圖3　LD27-2-A22H井尾漿（1.9 g/cm3）的稠化曲線

圖4　LD27-2-A22H井領(lǐng)漿（1.4 g/cm3）的稠化曲線

表6　碰壓后井下壓力數(shù)據(jù)計(jì)算

2.4創(chuàng)新模式利用固井設(shè)備

針對(duì)LD27-2油田灰罐罐容不足的問(wèn)題，項(xiàng)目組提出了多個(gè)解決方案：（1）整改設(shè)備，對(duì)小平臺(tái)原有設(shè)施進(jìn)行改造，添加大容量灰罐，但改造工期較長(zhǎng)，費(fèi)用昂貴；（2）動(dòng)員鉆井平臺(tái)進(jìn)行固井作業(yè)，但此方案受鉆機(jī)資源影響，同時(shí)就位時(shí)間較長(zhǎng)，費(fèi)用較高；（3）固井拖輪，將固井設(shè)備安放在拖輪上，由拖輪完成固井的相關(guān)任務(wù)，可大幅降低作業(yè)費(fèi)用，又可節(jié)約整改時(shí)間。綜合上述信息，采用拖輪固井（圖5）。

圖5　拖輪固井

3　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與效果

LD27-2油田明化鎮(zhèn)組屬于典型的稠油油藏，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，原油密度大、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、凝固點(diǎn)低、含蠟量低、含硫量低。前期在該層位設(shè)計(jì)了A14H和A15H這2口?215.9 mm裸眼水平井進(jìn)行試采，采用射流泵和螺桿泵冷采的方式，開(kāi)采效果不理想。本次設(shè)計(jì)的蒸汽吞吐熱采先導(dǎo)試驗(yàn)井為?215.9 mm裸眼水平井，與之前試采的A14H和A15H井的開(kāi)發(fā)層位和完井方式相同，A22H直接下注入管柱進(jìn)行熱采注蒸汽。該井總井深2 430 m，其中?339.7 mm套管下至398 m，?244.5 mm套管下至2 123 m，采用拖輪方式固井。

依據(jù)前面的分析與對(duì)策，該井采用了最高耐溫350 ℃的熱采井專用水泥漿體系配方，主要是由硅酸鹽G級(jí)油井水泥加砂以及相應(yīng)添加劑組成，固井工程方面也參照?qǐng)?zhí)行相關(guān)技術(shù)措施，以“壓穩(wěn)、替凈、居中、密封”為原則，水泥漿全井封固，底部液柱壓力當(dāng)量密度控制在漏失壓力與地層壓力之間，為1.55 g/cm3，為固井作業(yè)的順利實(shí)施打下良好的基礎(chǔ)。固井設(shè)備方面在拖輪上也配備了共計(jì)200 m3容量的灰罐滿足作業(yè)要求，固井施工順利。

固井后24 h測(cè)聲幅質(zhì)量：低密度領(lǐng)漿段的相對(duì)聲幅在15%；常規(guī)密度的水泥漿平均相對(duì)聲幅都在8%左右。CBL數(shù)據(jù)顯示，該井水泥全井段封固，封固質(zhì)量完全滿足要求；在之后的注蒸汽過(guò)程中也得到了驗(yàn)證，注蒸汽溫度達(dá)350 ℃，環(huán)空及井口均安全正常。350 ℃為國(guó)內(nèi)稠油注采溫度之首，相較國(guó)內(nèi)普遍采用的注蒸汽溫度300 ℃，可更有效地提高熱滲透及燜井效果，對(duì)稠油資源的開(kāi)發(fā)起到更顯著的效果。

A22H井自2013年12月31日開(kāi)始注蒸汽，累計(jì)入3 000 t，燜井5 d之后開(kāi)始放噴，并于2014年1月31日開(kāi)始產(chǎn)出油。自噴期間最高日產(chǎn)油58 m3，累計(jì)產(chǎn)油199 m3。停止自噴后采取下泵作業(yè)，自3月1日啟泵后，分配日產(chǎn)油呈逐步升高趨勢(shì)，最高分配日產(chǎn)油74 m3，生產(chǎn)情況良好。

4　結(jié)論及建議

（1）研制出適用于稠油熱采井固井專用G級(jí)油井水泥加砂優(yōu)化體系，該體系可用于350 ℃以內(nèi)的稠油熱采井固井作業(yè)。

（2）采用領(lǐng)尾漿雙漿柱結(jié)構(gòu)滿足油藏地層壓力要求，利用封隔器降低頂部套管、水泥處的溫度，減少或避免熱應(yīng)力產(chǎn)生的井口套管抬升等影響。

（3）依據(jù)設(shè)備特點(diǎn)及作業(yè)要求，調(diào)配設(shè)備資源，采用拖輪方式固井可以彌補(bǔ)平臺(tái)硬件短板。

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（修改稿收到日期 2015-08-11）

〔編輯 薛改珍〕

Diffculties in cementing technology for heavy oil thermal recovery wells LD27-2 Oilfeld and relevant solutions

HAN Xueyin1，F(xiàn)U Jianmin2，LIU Yujie3，SHANG Lei3，WANG Jilong1，F(xiàn)ANG Guowei3
（1. Engineering Technology Branch，CNOOC Enrygy Techndogy Serνices Limited，Tianjin 300452，China；2. Engineering and Technology Operation Centre，Tianjin Branch of CNOOC（China），Tianjin 300452，China；3. Cementing Business Department（Tanggu），COSL Oilfield Chemical Diνision，Tianjin 300452，China）

The LD 27-2 Oilfield is taken as a representative mono-block heavy oil field in Bohai region. Analysis was conducted to the difficulties in cementing job in heavy oil wells in terms of cementing test，cementing engineering and cementing equipment. A cement slurry system is chosen which can be used in heavy oil production under 350 °C. Engineering techniques such as double-slurry column structure of lead slurry and tail slurry and the use of packers were adopted in combination with the formation pressure characteristics and the cement slurry system. In view of limited space and insufficient cement tank capacity on offshore drilling platforms，tugboat was used in cementing. After cementing job was finished in the test well，the CBL data shows that the entire hole was filled with cement and cementing quality was fully acceptable. This well has been producing favorably for one year since pumping started and its maximum daily oil production was 74 m3. Hence，a new cementing system has been developed for heavy oil thermal production wells，which can provide guidance for cementing jobs in offshore heavy oil fields.

cementing； heavy oil well； thermal recovery well； cement slurry； cementing with tugboat； pre-stress

TE 256

A

1000-7393（ 2015 ） 06-0031-05 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.008

中國(guó)海洋石油總公司重大專項(xiàng)項(xiàng)目“渤海稠油熱力開(kāi)發(fā)與開(kāi)采技術(shù)研究”的子課題“多元熱流體、蒸汽吞吐和SAGD熱采關(guān)鍵技術(shù)研究”（編號(hào)： YXKY-2013-TJ-01）。

韓雪銀，1984年生。2006年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）機(jī)械設(shè)計(jì)制造及其自動(dòng)化專業(yè)，現(xiàn)主要從事鉆完井作業(yè)及研究工作。E-mail：hanxy2@cnooc.com.cn。