LD27-2油田稠油熱采井固井技術難點與對策

韓雪銀付建民劉玉杰尚 磊王吉龍方國偉

（1.中海油能源發展工程技術分公司，天津 300452；2.中海油（中國）天津分公司工程技術作業中心，天津 300452；3.中海油服油田化學事業部固井業務部（塘沽），天津 300452）

LD27-2油田稠油熱采井固井技術難點與對策

韓雪銀1付建民2劉玉杰3尚 磊3王吉龍1方國偉3

（1.中海油能源發展工程技術分公司，天津 300452；2.中海油（中國）天津分公司工程技術作業中心，天津 300452；3.中海油服油田化學事業部固井業務部（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難點與對策［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、固井工程以及固井設備這3個板塊，對稠油固井作業中遇到的難點進行了分析。優選出滿足350 ℃稠油開采的水泥漿體系，并結合體系及地層壓力特點采取了領尾漿雙漿柱結構和使用封隔器等的工程技術措施，針對海洋平臺空間受限，灰罐罐容不足的問題，采取了拖輪固井的辦法。試驗井固井后聲波幅度測井（CBL）數據顯示，水泥全井段封固，封固質量完全滿足要求。該井自開泵一年以來生產狀況良好，最高分配日產油74 m3。由此，形成了新的稠油熱采井固井技術體系，指導今后海洋稠油油田固井作業。

固井；稠油井；熱采井；水泥漿；拖輪固井；預應力

稠油熱采固井方面，現場更多的是G級油井水泥加砂體系，耐溫多是300℃以內，鋁酸鹽、磷酸鹽水泥漿體系的研究也有相關方面的報道。文中以G級油井水泥加砂體系為基礎，研究高溫度（350℃）、多吞吐周期下水泥石的耐高溫性能及現場應用技術，以滿足海洋石油經濟開采要求，達到固井的目的。

1　海洋稠油熱采井固井技術難點

中國陸地稠油熱采技術自20世紀70年代開始研究到現在已基本擁有了較為成熟的技術［1］。稠油蒸汽吞吐技術在遼河、勝利等油田應用較廣，多數使用溫度為300 ℃左右［1］。所用水泥漿體系以常規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，渤海海域發現原油地質儲量達數十億方，其中半數以上為稠油，代表油田有LD27-2等。目前海上常規稠油水驅采收率只有10%～20%，而對于地下黏度大于300 mPa·s的稠油資源，常規冷采則難以動用，熱力開采意義重大。

1.1高溫風險

對水泥漿體系而言，常規水泥石在高溫條件下，晶體結構會發生變化，水泥石產生強度衰退。在注蒸汽期間井下套管、水泥將承受高達300 ℃以上的溫度。由于溫度升高，熱膨脹在套管和水泥環上將產生很大的熱應力，因此，稠油熱采井的固井必須適應和滿足蒸汽吞吐開采的要求。圖1是水泥石抗壓強度隨養護溫度變化情況。

圖1　水泥石強度隨養護溫度的變化關系

從圖1可以看出，隨著溫度的升高，水泥石強度曲線存在2個明顯的衰退點，即當溫度低于100 ℃時，水泥石強度基本呈增加趨勢；而養護溫度超過100 ℃后，隨溫度的增加，水泥石強度開始下降；當養護溫度達到150 ℃時，再一次產生較明顯的衰退變化。因此，可以將100 ℃和150 ℃分別看作產生強度衰退的2個臨界溫度點。

圖2為模擬蒸汽吞吐過程所做的套管試件在20～320 ℃熱循環加熱過程的實驗結果，熱應力的存在常導致水泥環的過早損壞，進而引起井口抬升或套損的產生［3］。

1.2地層漏失風險

LD27-2油田以河道、灘壩型淺水三角洲沉積為主，屬于高孔高滲儲層，在高當量作業或高激動壓力作業過程中極易發生漏失，如注水泥和下套管期間，產生的激動壓力和高當量密度常造成井漏，進而導致水泥封固不足、不滿足熱采井要求，但又無法射孔回擠。

1.3固井設備限制

LD27-2平臺為LD32-2油田群附屬小平臺，平臺自身備有2臺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，現場灰罐罐容遠不能滿足熱采井的固井用量要求，設備能力限制作業的順利開展。

圖2　套管熱應力循環實驗［4］

2　固井技術對策

2.1技術思路

固井作業主要由固井化驗、固井工程以及固井設備工具附件3部分組成［4］；結合上文所提熱采井固井難點，確定首要完成水泥漿的優選，為此項目組開展了先期專項研究，確定熱采井水泥漿的穩定性關鍵參數，用以指導后續固井方案的確定以及配套工具的選取。基本對策如下：（1）水泥漿體系方面，開展水泥漿體系高溫強度穩定性研究，確定關鍵影響因素，研發熱采井專用固井配方，并配以低密度體系，降低漏失風險［5-8］；（2）固井工程方面，采取優良的固井技術方案；（3）固井設備工具附件方面，調配設備資源，彌補平臺硬件短板，順利施工。

2.2水泥漿體系

2.2.1水泥石高溫穩定性 對于蒸汽熱采井而言，水泥環強度必須滿足在高溫條件下不衰退，保持水泥環在蒸汽吞吐和蒸汽驅條件下的完整性，延長熱采井的使用壽命。結合備選水泥石類型，對低密度（1.4 g/cm3）及常規密度（1.9 g/cm3）水泥石展開熱穩定性試驗，試驗數據見表1。

表1實驗數據表明，低密高強（1.4 g/cm3）水泥石在315 ℃養護2 d 強度大于10 MPa，但抗壓強度隨養護時間延長衰退跡象明顯，水泥石在315 ℃養護14 d 強度為2 MPa，水泥石內部已經粉化；常規密度（1.9 g/cm3）水泥石在315 ℃養護2 d 強度為24.8 MPa，并且7 d、14 d、28 d不衰減，強度大于24 MPa。相較而言，常規密度（1.9 g/cm3）水泥石性能穩定，適合重點儲層段的油氣封固。

2.2.2熱采井專用固井配方 強度衰退的根本原因是在高溫高壓下水泥水化生成產物的穩定性及自身強度性能的綜合體現，因此根據硅酸鹽水泥水化原理，通過調整水泥中鈣硅比，形成高溫結構穩定的水化產物，如硬硅鈣石、托貝鈣石，來改善水泥漿強度衰退情況。在此方面，獨聯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，水泥石強度達到最佳［8］。在此基礎上，進一步從硅粉的純度、摻量以及細度3個方面來考察硅粉對水泥石高溫性能的影響（表2、表3、表4），從而優選出適宜于熱采井固井用高溫穩定材料：其中表2是檢驗硅粉純度對水泥石強度的影響，表3是驗證高純硅粉摻量對水泥石強度影響，表4是檢驗硅粉細度對水泥石強度影響。

表1　不同溫度下低密度及常規密度水泥石強度穩定性實驗

表2　粉純度對水泥石強度的影響（硅粉粒度為150 目）

表3　高純硅粉摻量對水泥石強度影響（硅粉細度為150 目，純度＞96%）

表4　硅粉細度對水泥石強度影響（純度＞96%）

實驗結論如下：（1）表2試驗數據表明，對于相同密度配方，在315 ℃條件下養護7 d 后，含高純度（＞96%）的硅粉配方的水泥石抗壓強度明顯高于對應的含低純（88.56%）硅粉的水泥石；（2）根據表3實驗結果以及對文獻的對比研究，當鈣硅比C/S克分子比在0.6～0.8有效范圍內，蒸汽熱采井的水泥漿強度達到最大，即低密高強水泥漿體系中最佳硅粉含量約為120%，常規密度高純硅粉含量約為60%，（3）高純硅粉的細度對水泥石強度影響較小。

2.2.3提高低密度水泥石強度 為了提高低密度水泥漿的24 h早期抗壓強度性能，開發了低密度增強材料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，提高粉體材料的圓形系數。它是一種粉末材料，具有較強的滾珠效應和火山灰效應，摻入水泥漿中，可發生水硬性反應，進一步充填水泥石孔隙，形成更加致密的水泥石。高強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，水泥石的抗壓強度大大提高（表5），一般可以達到普通漂珠水泥石的2倍以上。

2.2.4實驗結論及配方優選 綜合上述試驗數據，得到以下結論：（1）高溫條件下，常規密度水泥漿（1.9g/cm-3）熱穩定性更佳，適合儲層段油層的封固；（2）硅粉的純度、摻量對水泥漿熱穩定性影響較大，其中高純度硅粉水泥漿強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，水泥漿強度強度最大，即低密度水泥漿硅粉摻加量為120%，常規密度水泥漿則是60%；（3）硅粉細度對水泥漿強度影響不大；（4）在配合硅粉的情況下，增強材料對水泥漿強度有明顯的提升作用。

表5　高強低密度水泥石抗壓強度

結合以上試驗結論，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，考慮到水泥漿的穩定性，最終采用300目的硅粉；同時配合使用增強材料PZW-C，以此進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度。

2.3固井技術方案

依據提高固井質量的八字方針“壓穩、居中、替凈、密封”優選固井技術方案。根據地層壓力特點，采用熱采井專用配方體系，領尾漿雙漿柱結構設計，領漿采用低密高強混合水泥（配方為：G級水泥100%+硅粉120%+懸浮劑1.37%+增強劑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；尾漿采用常規硅粉混合水泥（配方為：G級水泥100%+硅粉58%+懸浮劑2%+降失水劑5.2%+水），密度為1.9 g/cm3，提高水泥石早期強度，封固下部重要油氣區塊。另外，依據水泥漿體系特點及溫度場分布特點在尾漿頂部處套管內環空加放封隔器，降低封隔器上部套管及水泥石的實際溫度。領尾漿水泥漿性能穩定，初始稠度小于30 Bc，滿足施工要求，稠化曲線見圖3、圖4。

碰壓后井下壓力數據見表6，井底當量比重得到有效控制，避免了發生漏失的風險。

圖3　LD27-2-A22H井尾漿（1.9 g/cm3）的稠化曲線

圖4　LD27-2-A22H井領漿（1.4 g/cm3）的稠化曲線

表6　碰壓后井下壓力數據計算

2.4創新模式利用固井設備

針對LD27-2油田灰罐罐容不足的問題，項目組提出了多個解決方案：（1）整改設備，對小平臺原有設施進行改造，添加大容量灰罐，但改造工期較長，費用昂貴；（2）動員鉆井平臺進行固井作業，但此方案受鉆機資源影響，同時就位時間較長，費用較高；（3）固井拖輪，將固井設備安放在拖輪上，由拖輪完成固井的相關任務，可大幅降低作業費用，又可節約整改時間。綜合上述信息，采用拖輪固井（圖5）。

圖5　拖輪固井

3　現場應用與效果

LD27-2油田明化鎮組屬于典型的稠油油藏，儲層非均質性強，原油密度大、黏度高、膠質瀝青質含量高、凝固點低、含蠟量低、含硫量低。前期在該層位設計了A14H和A15H這2口?215.9 mm裸眼水平井進行試采，采用射流泵和螺桿泵冷采的方式，開采效果不理想。本次設計的蒸汽吞吐熱采先導試驗井為?215.9 mm裸眼水平井，與之前試采的A14H和A15H井的開發層位和完井方式相同，A22H直接下注入管柱進行熱采注蒸汽。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。

依據前面的分析與對策，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級油井水泥加砂以及相應添加劑組成，固井工程方面也參照執行相關技術措施，以“壓穩、替凈、居中、密封”為原則，水泥漿全井封固，底部液柱壓力當量密度控制在漏失壓力與地層壓力之間，為1.55 g/cm3，為固井作業的順利實施打下良好的基礎。固井設備方面在拖輪上也配備了共計200 m3容量的灰罐滿足作業要求，固井施工順利。

固井后24 h測聲幅質量：低密度領漿段的相對聲幅在15%；常規密度的水泥漿平均相對聲幅都在8%左右。CBL數據顯示，該井水泥全井段封固，封固質量完全滿足要求；在之后的注蒸汽過程中也得到了驗證，注蒸汽溫度達350 ℃，環空及井口均安全正常。350 ℃為國內稠油注采溫度之首，相較國內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，對稠油資源的開發起到更顯著的效果。

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

4　結論及建議

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

（2）采用領尾漿雙漿柱結構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，減少或避免熱應力產生的井口套管抬升等影響。

（3）依據設備特點及作業要求，調配設備資源，采用拖輪方式固井可以彌補平臺硬件短板。

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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，FU Jianmin2，LIU Yujie3，SHANG Lei3，WANG Jilong1，FANG 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

中國海洋石油總公司重大專項項目“渤海稠油熱力開發與開采技術研究”的子課題“多元熱流體、蒸汽吞吐和SAGD熱采關鍵技術研究”（編號： YXKY-2013-TJ-01）。

韓雪銀，1984年生。2006年畢業于中國石油大學（華東）機械設計制造及其自動化專業，現主要從事鉆完井作業及研究工作。E-mail：hanxy2@cnooc.com.cn。