順南井區高溫高壓防氣竄尾管固井技術

路飛飛，王永洪，劉　云，斐，班生富，朱文豪

（中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院，烏魯木齊 830011）

順南井區高溫高壓防氣竄尾管固井技術

路飛飛，王永洪，劉云，斐，班生富，朱文豪

（中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院，烏魯木齊 830011）

路飛飛等.順南井區高溫高壓防氣竄尾管固井技術[J].鉆井液與完井液，2016，33（2）：88-91，95.

順南井區井溫超高，地層壓力系統復雜，氣層異常活躍，防氣竄固井難度大，導致固井質量不合格。為解決氣體竄通和水泥石高溫強度衰退的難題，開展高溫高壓防氣竄固井優化研究。通過優化外加劑，得到了新型膠乳液硅防氣竄水泥漿體系。研究結果表明，用粒徑為0.18、0.125或0.09 mm的硅砂復配，能夠克服178 ℃下水泥石高溫強度衰退的難題；膠乳水泥漿體系加入液硅后，防氣竄能力增大；加入纖維可以使水泥石彈性模量降低48%，抗沖擊性好；水泥漿呈直角稠化，具有較好的防氣竄能力。優化前置液結構，使用加重隔離液技術實現低速紊流頂替。為防止水泥漿失重導致氣層不穩，替漿后反循環洗井并盡快進行環空憋壓，實現以快治竄。同時，配套抗高溫氣密封固井工具與附件，以保證防氣竄固井質量。順南井區φ177.8 mm尾管防氣竄固井質量得到良好改善，為該工區高溫高壓防氣竄固井提供重要的技術支撐。

尾管固井；高溫高壓井；防氣竄；膠乳水泥漿；液硅；硅砂；強度衰退

順南區塊位于塔克拉瑪干沙漠腹地，屬于超深、超高溫、高壓、含酸性氣體的干氣氣藏。該區塊奧陶系儲層埋深6 500～7 700 m，不同儲層段儲集空間及類型差異較大，一間房～鷹山組上段成像測井見溶蝕孔洞發育特征，鷹山組下段縫洞型儲層發育，蓬萊壩組巖心裂縫不發育，孔洞少，充填嚴重。地層壓力復雜，一間房和鷹山組壓力系數大于1.21 g/cm3，蓬萊壩組壓力系數大于1.44 g/cm3。井底溫度超高，根據測井和測試溫度資料推測，一間房底部溫度大于170 ℃，鷹山組底部溫度大于190 ℃。氣層活躍，防氣竄難度大。目前順南井區已鉆多口探井、評價井，φ177.8 mm尾管固井施工過程中因氣侵嚴重、儲層易漏失及頂替效率低等技術難題，固井質量不合格，嚴重制約了后期生產作業。

1　主要固井難題

1） 裂縫溶洞型氣層壓穩難度大。高壓氣層活躍，安全窗口窄，鉆井液密度過高會導致縫洞型儲層嚴重漏失，固井前無法壓穩氣層，防氣竄困難。

2）抗200 ℃防氣竄水泥漿體系選擇難度大。順南區塊氣層固井已使用發氣型防氣竄水泥漿體系、膠乳水泥漿體系及鹽水膠粒防氣竄水泥漿體系，均無法達到防氣竄效果。高溫使功能外加劑失效并導致水泥石強度衰退[1]，同時水泥漿流變性和穩定性發生改變，水泥漿黏度下降，氣竄阻力減小。

3）裂縫型干氣藏氣竄原因尚不明確。氣竄和氣液置換現象可能同在，同時聚磺鉆井液體系高溫下易發生稠化，虛泥餅厚，可能在水泥石與地層間形成竄流通道，致使固井質量不合格。

4）儲層段套管下深接近7 000 m，對替漿精度要求高，并且深井高溫給井下工具抗溫性能帶來重大挑戰。

5）順南區塊已施工井在掃塞過程中均出現不同程度后效，如何保證套管鞋及重疊段的固井質量是尾管固井的主要難點。

6）高溫高壓條件下，水泥環要經受射孔、增產措施的考驗，對水泥環的抗沖擊性要求高。

2　防氣竄固井技術

2.1井眼準備

1）為防止固井過程中低壓地層發生漏失，考慮循環壓耗及后續憋壓等因素，下套管前進行地層承壓試驗，使地層承壓能力不小于12 MPa。

2）下套管前提高鉆井液的密度，把油氣上竄速度控制在小于10 m/h。

3）尾管到位后充分循環，點火排后效，使進出口密度差小于0.02 g/cm3。

2.2前置液體系優化

鉆井液密度為1.70～1.90 g/cm3，為了避免低密度沖洗液造成壓力波動，誘導氣竄，使用密度為1.75～1.95 g/cm3的加重隔離液。該隔離液密度高于鉆井液而小于水泥漿，并加大用量，設計加量為20 m3，起到有效隔離與沖洗作用。不同密度加重隔離液配方如下。

1.75 g/cm3：水+12%隔離液MS+3.5%隔離液助劑MS-R+140%鐵礦粉+2.5%緩凝劑DZH-2+ 0.5%消泡劑DZX

1.95 g/cm3：水+8%MS+3%MS-R+210%重晶石+1%DZH-2+0.5%DZX

2.3水泥漿體系的優化

2.3.1外加劑

前期順南井區6井次的尾管固井施工中，水泥漿密度在1.90～2.05 g/cm3之間，固井后均出現不同程度的氣竄現象。分析了發氣型防氣竄水泥漿、膠乳防氣竄水泥漿及鹽水膠粒防氣竄水泥漿防氣竄失敗的原因，決定在膠乳防氣竄水泥漿體系的基礎上進行改進。

1）粗細硅粉搭配使用。粗硅粉較細硅粉更有利于抑制長期強度衰退，而細硅粉活性更強，能增加水泥石早期抗壓強度，降低水泥石滲透率。

2）納米液硅無機防氣竄材料。根據已固井情況分析，膠乳作為聚合物型有機防氣竄劑，具有良好的防氣竄效果[2-4]，但是在高溫下可能發生軟化，影響防氣竄效果。加入納米液硅剛性顆粒可提高水泥漿高溫條件下的穩定性和觸變性，增大水泥漿氣竄阻力，實現防氣竄目的。

3）使用纖維堵漏，同時可增加水泥石的抗沖擊性，改善水泥石力學性能。

2.3.2膠乳液硅水泥漿配方及性能

根據外加劑優選，配制成雙凝抗高溫膠乳液硅防氣竄水泥漿體系。領漿為緩凝漿，用量原則是填充上塞與重合段；尾漿為速凝漿，目的是實現以快制氣，用量原則為填充裸眼段與下塞。膠乳水泥漿主要性能見表1。領漿、尾漿均為直角稠化，說明了水泥漿防氣竄性能好。領漿和尾漿的配方如下。

1#領漿AG水泥+16%硅粉（0.09 mm）+24%硅粉（0.18 mm）+0.8%纖維SFP-2+1.5%降失水劑DZJ-Y+8%膠乳DC200+0.8%穩定劑SD-1+ 8%液硅SCLS+2.76%抗高溫緩凝劑DZH-L+1.2%消泡劑DZX+0.5%分散劑DZS+42%現場水

1#尾漿AG水泥+16%硅粉（0.09 mm）+24%硅粉（0.18 mm）+0.8%SFP-2+1.5%DZJ-Y+ 8%DC200+0.8%SD-1+8%SCLS+2.65%DZH-L+ 1.2%DZX+0.5%DZS+42%現場水

2#領漿AG水泥+31%鐵礦粉+22%硅粉（0.18 mm）+35%硅粉（0.125 mm）+2.5%SFP-2+ 4.5%微硅+2.5%D Z J-Y+0.4%D Z S+1 0% DC200+1.5%SD-1+10%SCLS+3.5%緩凝劑DZH-3+ 2.0%DZX+68%現場水

2#尾漿AG水泥+31%鐵礦粉+22%硅粉（0.18 mm）+35%硅粉（0.125 mm）+2.5%SFP-2+ 4.5%微硅+2.5%D Z J-Y+0.4%D Z S+1 0% DC200+1.5%SD-1+10%SCLS+3.0%DZH-3+ 2.0%DZX+68%現場水

表1　膠乳液硅水泥漿性能

采用超聲波靜膠凝強度分析儀測量水泥石的抗壓強度和靜膠凝強度發展，見圖1～圖2。

圖1　1#配方在178 ℃下抗壓強度的發展曲線

圖2　2#配方在178 ℃下抗壓強度的發展曲線

由圖1和圖2可知，粒徑為0.18 mm和0.125 mm、0.18 mm和0.09 mm的硅粉復配，加入納米液硅，在178 ℃、240 h內，水泥石抗壓強度分別由20.61和21.20 MPa降低到18.87和19.96 MPa，較前期膠乳體系強度衰退問題明顯好轉。

不同配方的靜膠凝強度發展曲線見圖3和圖4。由圖3和圖4可知，水泥石的強度發展較快，有利于降低氣竄風險。另外，配合纖維使用后，水泥石彈性模量降低了48%以上，說明水泥石抗沖擊性能好，可以保證外力沖擊下水泥環的完整性。

圖3　1#配方在178 ℃下的靜膠凝強度發展曲線

圖4　2#配方在178 ℃下的靜膠凝強度發展曲線

2.4固井工具與固井工藝優化

1） φ177.8 mm尾管選用氣密封扣TIGER扣套管，提高固井防氣竄能力。

2）采用244.5 mm×177.8 mm NSSX-C型內嵌卡瓦式尾管懸掛器，整體使用氣密封扣TP-CQ扣加工連接，減少氣竄風險的同時使過流面積增加30%，降低懸掛器處的憋堵。

3）使用進口氟膠加工球座，與浮箍、浮鞋采用氣密封扣TIGER扣連接，抗溫能力達到250 ℃。

4）實現以快制竄。替漿后，起鉆反循環洗井，減少洗井時間，盡快進行環空憋壓候凝，針對固井候凝期間水泥漿失重，根據文獻公式設計出合理的憋壓值[5-8]。

5）高溫深井難以保障膠塞的密封性，為了保證下塞質量及施工安全，使用1 m3水泥漿+1 m3密度為1.02 g/cm3配漿水作為壓塞液，下塞設計為100 m；為了保證重疊段的固井質量，上塞設計為200 m。

3　現場應用

3.1工程概況

為實現分層評價，順南井區均采用五級井身結構，四開下入φ177.8 mm尾管封固奧陶系一間房組、鷹山組及蓬萊壩組。由于裸眼段短，水泥漿量過少，為了保證實際固井的水泥漿量，設計長重疊段尾管固井。

以本井區順南5-2井為例，四開井深為6 920 m，懸掛器位置為5 727.98 m，裸眼段長為629.93 m，重疊段長為560.52 m。鉆至一間房組氣測異常，后效嚴重，結果見表2。固井前鉆井密度提至1.70 g/cm3，漏失風險大。下套管前測得油氣上竄高度為469.64 m，井口點火火焰高為2 m，持續時間為30 min。井底溫度為178 ℃，裸眼段平均井徑為231.9 mm，平均井徑擴大率為7.4%。

表2　順南5-2井氣竄速度

3.2水泥漿性能及流變學設計

為提高頂替效率，對固井液進行流變學設計。結果見表3。

表3　固井液流變學性能

由表3可以看出，優化加重隔離液流變學性能，實現低排量紊流頂替；鉆井液密度較高，漿柱結構密度差小，實際施工中水泥漿無法達到紊流頂替，故在尾漿出管鞋時降低替漿排量至0.35 m3/min，采取塞流頂替。

3.3現場施工

順南5-2井下套管前測得油氣上竄速度為6.65 m/h，套管到位循環，油氣上竄速度為8.71 m/h，點火時間為30 min。固井施工注入20 m3隔離液，注入4 m3過渡漿，12 m3領漿，13 m3尾漿；注入2 m3壓塞液（1 m3密度為1.91 g/cm3的水泥漿+1 m3密度為1.02 g/cm3的配漿水）。大排量替漿53 m3，排量為1.5 m3/min，壓力為14 MPa；在膠塞復合前4 m3降低排量至0.8 m3/min，壓力為11 MPa；膠塞復合后重新上提排量至1.5 m3/min，壓力為14.5 MPa，替漿6.3 m3；當尾漿出管鞋后，使用塞流頂替，排量至0.35 m3/min，壓力為3 MPa上升至4 MPa，替漿12 m3到量，碰壓為4 MPa上升至9.5 MPa，回水正常。

起鉆1柱反循環10 h，循環結束再起鉆3柱，關井憋壓6 MPa候凝48 h。掃塞作業時鉆壓不超過3 t，掃穿上塞后套管試壓合格，反替清水靜止觀察無異常。繼續掃下塞后套管試壓合格，掃穿水泥塞靜止觀察無異常，循環檢驗無氣竄異常。聲幅曲線顯示固井質量良好，懸掛器頂部與管鞋實現封固，達到了防氣竄固井的目的。

4　結論

1.改進膠乳水泥漿體系，添加液硅并進行硅粉復配，不僅提高了水泥漿的防氣竄能力，還克服了水泥石高溫強度衰退的難題，對防氣竄固井具有重大意義。

2.固井施工實現以快制竄，并進行環空憋壓候凝，降低候凝期間快速失重引起氣竄的風險。

3.配套使用抗高溫氣密封固井工具與附件，是實現高溫高壓氣井固井的必要條件。

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Anti-channelingHTHP Liner Cementing Technologies Used in Block Shunnan

LU Feifei, WANG Yonghong, LIU Yun, LI Fei, BAN Shengfu, ZHU Wenhao
(Research Center of Petroleum Engineering Technology, Sinopec Northwest Oil Field Company, Urumqi, Xinjiang 830011,China)

Ultra-high formation temperatures, complex formation pressure system, active formation gases have long resulted in difficulties in well cementing， such as gas channeling and poor cementing job quality. Studies on HTHP anti-channeling cementing optimization reveal that 0.18 mm， 0.125 mm and 0.09 mm silica sand can be used in cementing slurries to solve the decreasing of HTHP strengths of set cement at 178 ℃. Latex cement slurry， when treated with active SiO2water suspension， has enhanced gas channeling control performance. Addition of fibers in latex cement slurry reduces the elastic modulus of the set cement by 48%， greatly improving the impact resistance of the set cement. Right-angle thickening set cement has better gas channeling control. To prevent the column of the cement slurry from losing weight， therefore destabilizing the gas zones to be cemented， reverse circulation after mud displacement should be carried out and pressurize the annulus as soon as possible， a way to effectively control gas channeling. High temperature gastight cementing tools and accessories will also help control gas channeling. Using technologies， gas-channeling control in cementing of the φ177.8 mm liner string has been successfully realized in the Block Shunnan. These technologies are of importance to gaschanneling control in HTHP well cementing in the block.

Liner cementing; High temperature high pressure; Gas-channeling control; Latex cement slurry; Active SiO2water suspension; Silica sand; Strength decreasing

TE256.3

A

1001-5620（2016）02-0088-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.019

路飛飛，工程師，1985年生，現在主要從事固井技術的研究工作。電話 （0991）3161160；E-mail：lufeifei501@163.com。

（2015-12-09；HGF=1601C12；編輯王超）