伊拉克米桑AGCS-41井φ168.275 mm小間隙尾管固井技術

普艷偉，杜　娟，劉文明，齊　奔，王　浪，岳新慶

（1.渤海鉆探第二固井公司，天津　300280；2.渤海鉆探工程技術研究院，天津　300280）

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伊拉克米桑AGCS-41井φ168.275 mm小間隙尾管固井技術

普艷偉1，杜娟2，劉文明1，齊奔1，王浪1，岳新慶1

（1.渤海鉆探第二固井公司，天津300280；2.渤海鉆探工程技術研究院，天津300280）

摘要：米桑油田Abu區塊地層壓力異常，鉆井過程中常發生漏失，井徑不規則；環空間隙小，尤其懸掛器座掛后最小間隙2.13 mm，環空流動阻力大；地層壓力紊亂，水泥漿候凝期間難以壓穩地層流體，影響固井質量；針對區塊固井難點，為有效解決尾管固井前復雜井下情況難題，該井從優化環空流體結構、優化水泥漿體系、設計高性能隔離液體系、相容性實驗、頂替流態、鉆井液性能調整、相應技術措施等多方面入手，該井SBT顯示95%以上井段為優質。經現場應用表明，該井采用的綜合配套技術措施，有效解決了該區塊固井質量差難題，對該油田固井質量提升具有重要意義和對于類似井況固井具有重要的借鑒意義。

關鍵詞：小間隙；固井水泥漿；流體結構；相容性；配套技術

伊拉克米桑油田Abu區塊，開發目的層為Asmari油藏，井深3 200m左右，由于開發原因，原始地層孔隙壓力系數由1.1降至0.98，地層壓力紊亂；鉆遇Upper Kirkuk地層時由于大段連續灰巖常常發生漏失，目前該區塊完成21口井，發生漏失井10口，漏失量最大的約4 000m3，鉆遇Middle-Lowkirkuk地層時由于連續頁巖常發生坍塌且掉塊相對嚴重；未發生漏失的井裸眼段平均井徑擴大率在5%以內；發生漏失的井，井眼擴大率大部分大于10%，最高達16.34%，而頁巖段井徑擴大率最高達55.55%，客觀上造成井眼質量相對較差。

該區塊油層固井為非常規井眼（8-1/4''）和完井方式（9-5/8''套管+7''尾管懸掛器+轉換接頭+6-5/8''套管），環空間隙小，尤其在懸掛器座掛后環空間隙最小為2.13 mm，導致環空流動阻力增大，制約了循環清洗井眼排量，嚴重時出現憋高壓情況。在已施工井中，有4口井施工時出現憋高壓情況。此外，開發目的層A組油層厚度大，一般70m左右，B組油水同層110m左右，C組水層80m左右，而裸眼段較短（300m左右），水泥漿在候凝期間難以有效壓穩地層流體。該井鉆至3 029.47m發生漏失，泥漿密度1.10g/cm3，漏速12m3/h，漏層為Upper Kirkuk，巖性主要為灰巖，配堵漏泥漿堵漏4次，漏失215.5m3；鉆至3 079m發生漏失，泥漿密度1.15g/cm3，漏速8m3/h，漏層為Upper Kirkuk，巖性主要為灰巖，夾薄層頁巖、泥質白云巖和砂巖，堵漏10次，漏失185.5m3，其中酸溶性水泥塞堵漏4次；鉆進至3 097.46m發生漏失，泥漿密度1.18g/cm3，漏速3m3/h，漏層為Middle-Low Kirkuk，巖性為頁巖與泥質灰巖互層，頁巖為主，堵漏3次，漏失35.5m3；該井共漏失泥漿436.5m3，泥漿堵漏共17次，地層承壓堵漏3次；通井期間（在不同井深）短起下3次，井底研磨破碎巖屑，注入稠塞（滴流）4次（每次15m3）攜帶巖屑。

1　固井特點與難點分析

（1）井底頁巖坍塌剝落，掉塊嚴重。（2）懸掛器（最大外徑210 mm）與244.475 mm套管（壁厚15.11 mm）之間間隙小，最小間隙2.13 mm，懸掛器座掛后過流面積小，施工過程中環空壓耗大，泵壓高，極易壓漏地層或壓破地層，嚴重影響固井質量與施工安全。（3）井壁和環空間隙小，水泥環薄，要求水泥漿具有早強、低失水、零析水、沉降穩定性及防竄性能好等特點［1］。（4）該井裸眼段僅為290m，候凝期間難以有效壓穩；此外，環空間隙小，水泥漿量少，施工過程中水泥漿與鉆井液易發生接觸污染，嚴重影響注水泥施工安全。（5）B組油水同層，C組水層能量大，易發生水侵。（6）該井為頂部帶封隔器尾管固井作業，對工具性能、可靠性要求高。

2　綜合配套技術措施

2.1優化水泥漿體系

水泥漿體系中加入膨脹劑和纖維，提高水泥漿體系的防竄、防漏性能及水泥石韌性［2-4］。油井水泥主要為硅酸鹽水泥，在水化反應后其體積會發生“收縮”［1］，固井水泥環柱的徑向收縮造成水泥環與套管或水泥環與地層之間的膠結變差，也可使水泥環自身產生裂紋，為了提高固井質量，加入膨脹劑，用以補償水泥環的收縮［2-4］；纖維不僅具有防漏、堵漏性能，還能提高水泥石的韌性。

水泥漿配方為：G級水泥+3%膨脹劑HLP-1+ 8%降失水劑BZF101+2%分散劑BZD202L+0.5%纖維+0.05%消泡劑BZP102 +1.0%～1.3%緩凝劑BZR101+水（見表1，圖1）。

表1　水泥漿性能與波動實驗結果

表1　水泥漿性能與波動實驗結果（續表）

圖1　水泥漿稠化曲線

2.2設計高性能隔離液體系

高性能隔離液具有一定的黏度與切力［5］，在水泥漿和鉆井液間起隔離和緩沖作用，在注水泥過程中具有沖洗井壁和套管壁，稀釋鉆井液作用，并攜帶殘留物，保證井眼的清潔質量，提高頂替效率和改善界面膠結質量。此外，隔離液流變性能易調節，與鉆井液、水泥漿具有很好的相容性，能有效保證層間封固質量與施工安全［5-7］。

在設計高性能隔離液體系時，應滿足以下要求：

（1）密度：ρ鉆井液＜ρ隔離液＜ρ水泥漿。

（2）相容性：要求隔離液與鉆井液、水泥漿具有良好的相容性，按不同比例混合后不能影響水泥漿稠化時間。

（3）穩定性：要求隔離液具有良好的沉降穩定性，靜止2 h，上下密度差不大于0.02g/cm3。

（4）流變性：具有良好的流變性，以利于提高頂替效率，滿足鉆井液動塑比＜隔離液動塑比＜水泥漿動塑比，或至少滿足φ100鉆井液＜φ100隔離液＜φ100水泥漿。

高性能隔離液配方：降失水劑BZF101+緩凝劑BZR101+懸浮穩定劑BZS201+稀釋劑BZS102+加重劑+現場水，基本性能（見表2）。

表2　隔離液基本性能

2.3調整鉆井液性能

為了降低泥漿開始流動時的壓力和提高水泥漿對泥漿的浮力，以利于水泥漿的頂替［6-8］。在固井前應盡量降低泥漿的切力、黏度，使其具有較好的流動性和穩定性，調整泥漿性能使其流性指數n值和稠度系數k值達到較理想的數值，以增大其和水泥漿性能之間的差距，提高頂替效率。該井鉆井液完鉆時性能與固井施工前的性能對比（見表3）。實驗結果表明，調整后的鉆井液具有良好的流變性能，可實現高效驅替。

表3　泥漿性能對比結果

3　現場應用

下完套管座掛懸掛器之前循環排量1.2m3/min，壓力約5.3MPa，座掛之后循環排量1.1m3/min，壓力約4.9MPa。固井前鉆井液密度1.20g/cm3，黏度54s，塑性黏度33 mPa·s，動切力4.1 Pa，動塑比0.124。固井施工注入沖洗液4.5m3，隔離液8m3，領漿11m3，密度1.90g/cm3，尾漿2.6m3，密度1.92g/cm3，壓膠塞4.9m3，注入間隔液4.2m3，替泥漿24.9m3，頂替排量0.93m3/min～1.0m3/min，最高施工壓力8MPa，水泥車替清水2m3，壓力碰至12MPa，放回水泄壓正常，座封頂部封隔器，憋壓3MPa起鉆拔出中心管，用1.1m3/min～1.2m3/min排量循環清洗多余水泥漿。整個施工過程未發生漏失、憋堵等復雜情況，110 h測聲幅，SBT顯示95%以上井段固井質量為優質。

4　結論

（1）對于小間隙井固井，合理的環空流體結構和優良的水泥漿體系性能對固井質量至關重要。

（2）設計的高性能隔離液流變性、穩定性與水泥漿和鉆井液的相容性好；不僅可以在較低排量下達到紊流，提高頂替效率，還可以大大降低頂替排量和環空流動摩阻壓力。

（3）對于小間隙井固井，井眼清潔、井壁穩定和固井施工前泥漿性能調整至關重要。

（4）對于坍塌、掉塊嚴重井，需提高泥漿抑制性能和嚴格控制泥漿失水。

（5）采用的綜合配套技術措施，大大提高了固井質量，對該油田或類似井況固井具有重要的借鑒意義。

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Small annular clearance φ168.275 mm liner casing cementing technology of AGCS-41 well at Missan oilfield，Iraq

PU Yanwei1，DU Juan2，LIU Wenming1，QI Ben1，WANG Lang1，YUE Xinqing1
（1.No.2 Cementing Company of Bohai Drilling Engineering Co.，Ltd.，Tianjin 300280，China；2.Engineering Technology Research Institute of Bohai Drilling Engineering Co.，Ltd.，Tianjin 300280，China）

Abstract:Occurred losing during drilling generally and borehole diameter irregular due to abnormal pressure of formation at Abu block，Missan oilfield. The annular clearance between casing and liner hanger is small and only 2.13 mm after setting liner especially and led to increase flow resistance in annulus. The hydrostatic fluid pressure at borehole is very difficult to balance the formation pore pressure during WOC and it will affect the cement bonding quality. In order to resolve down hole complex problems before cementing to take a series of measures such as optimizing annular fluid structure and cement slurry system and designing spacer with better flow behavior and stability properties and compatibility between fluids and rheological model for displacing and condition the drilling fluid property and so on. The SBT shows that the cement bonding quality is excellent more than 95%hole sectionthrough taking these measures and to resolve the Abu block's poor cement bonding quality，so it has important significance and reference for improving cement bonding quality to missan oilfield or similar situations cementing.

Key words：small annular clearance；cement slurry；fluid structure in annulus；compatibility；technology

中圖分類號：TE256.4

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0045-04

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.011

*收稿日期：2016－04-20

作者簡介：普艷偉（1980-），工程師，本科，2004年畢業于西南石油學院石油工程專業，現從事固井現場施工和固井技術研究工作，郵箱：puyanwei2008@163.com。