復雜井況條件下的固井技術及應用

劉亮，夏宏南，張文澤

?

復雜井況條件下的固井技術及應用

劉亮，夏宏南，張文澤

（長江大學， 湖北 武漢 430000）

油田開發勘探至今已經步入后期，開發面臨難度逐漸增大，水平井的開發比重不斷增多，水平井開發的油藏類型日趨多樣化，完井方法日益豐富，同時,越來越看重固井質量。實踐證明,低滲透油藏、地層不整合油藏、斷裂儲層和超薄油藏可以用水平井成功開采，大大提高了石油和天然氣產量；水平井對老井的二次開采也十分有效。A油田地質構造復雜，地層傾角大，斷層及裂縫多，地層壓力層系混雜、儲層薄，滲透率低，含較多鹽膏層，易漏失，固井難度大,改善起來困難。針對A油田復雜的地質構造，對固井工藝和水泥漿性能加以改進,以提高A油區的固井質量[1]。

水泥漿體系； 防氣竄； 凝膠強度

建南、四川東北部和貴州官渡地區鉆井固井施工時容易發生井漏原因在于這些地區地質條件及開采的井的狀況差，單級固井封固段長、防漏、防氣竄等一系列問題。地質主要特征為：斷層多，砂巖傾角大，含砂巖多，地層壓力系數波動大，產層壓力高，地層承壓能力不足，含淺層氣和含H2S，含膏鹽層。提高固井質量是一個復雜的工程，要想達到預計的效果應該綜合全方面考慮而不是只抓某一項技術，應考慮不同的情況，造成形成條件的差異的各個方面。本文針對建南地區、川東北地區及貴州官渡地區的復雜地質條件做出合理的固井解決方案[2]。

1 固井難點分析

A油田固定區塊氣層多，壓力系統復雜多樣，在裸眼地層中,固技套與固井難度主要表現在井口質量差，氣體泄漏出現在后期開采期間等問題。具體表現在：聲幅一般在25％～40％期間,較高，不含水泥段，層間密封性差等方面。造成的原因如下。

1.1 有許多氣層且壓力系統不同

固井壓力系統存在不同的氣藏。7″套管固井時新場2側1井含有10個水層、10多種產氣層。官9井共有5個氣藏，跨度748 m。

1.2 漏層多、漏失嚴重

氣層固井要求封固長度長，漏失層多，屬于只“入"裂縫性，甚至溶洞性漏失。鉆井中出現泄漏,伴隨著多種不同堵漏的方式。固井施工期間，由于水泥漿有較大流動阻力，施工壓力高，會導致滲漏層擠壓強烈，再次發生漏失。泄漏速度快，泄露量大，造成大泥漿泄漏，形成空套管段。同時，固井過程中出現了一些惡性漏失，導致下井環套管和無水泥漿的出現[3]。

1.3 封固段長

氣層固井要求封固長度長且高密封性，一般情況下，水泥需返回地面（官9井等）。水泥封固段長度通常在2 500～3 500 m（普光3井尾管固井封固段長為2 658.35 m，回接時封固段長為3 439.75 m），造成諸多問題。

（1）施工高壓使施工不安全，易造成蹩漏地層，甚至導致地層被破壞。建平1井在一、二級技套管固井作業中損失95方水泥。后反擠400袋水泥補救，但整體效果不理想。聲幅測井發現竟還有400 m空井段。

（2）同一水泥漿在候凝環境中差異性較大，位于高溫環境的下部水泥漿，稠化、凝固、靜態凝膠用時短，上部水泥漿位于低溫環境（溫度梯度為1.8 ℃/100 m，單級水泥漿跨度達2 000時，上下溫差36 ℃），因此緩凝，大大影響固井質量大。

1.4 環空間隙小

該地區常在用直徑為Φ311.1 mm鉆頭二開鉆到2 500~3 000 m的位置,下直徑為Φ244.5 mm技套固井,對上部易漏淺氣層進行密封的同時調整鉆井液為下部井段做井眼準備。該地區固井作業期間,環型空間間隙通常在40～50 mm； 然后，用直徑為Φ215.9 mm鉆頭三開，下直徑為Φ177.8 mm產層套管或Φ177.8 mm＋Φ139.7 mm異徑套管。該區海相地層鉆探過程中，井眼孔徑膨脹率非常小，環空間隙僅為20～25 mm[4]。

該地區固井難度大，環空小，地層低滲透率，工藝復雜造成固井困難。首先，施工壓力高，水泥環薄，很難有效封固地層。因此，套管處于產層套管固井的中間位置十分重要。

1.5 井眼軌跡不平滑

狗腿，巖屑床，鍵槽，橢圓型井眼和“糖葫蘆”型井眼往往是由于水平和高梯度井，水平井方位角和傾角變化，巖層的不同，地層應力，水平井段地質夾層等因素共同作用產生。大井眼等復雜井眼會造成固井替換效率差，固井質量與固井渠道相互影響，可能引發固相的橋堵“憋泵”等安全故障。

井眼軌跡平滑毫無疑問對固井質量有很大影響，井位隨地理環境的限制而受限制，導致多數為大位移井及側鉆井，極少鉆直井。同時，根據井位位置選擇的井位通常鉆井作業能力差，后勤保障困難，綜合成本太高等問題，導致很難采用自然變形和漂移規律來確定井的位置。由此產生的鉆井結果是當方位角劇烈變化時需扭曲方位來調整中靶。而且，由于該地區特殊的地理構造，山地陡峭，控制井斜和方位的難度較大，即使滿足中靶要求，也需反復調整井眼軌跡。因此，該區大部分井眼軌跡粗糙、全角變化率大、井傾斜角度大，套管難以居中，固井難度大[5]。

2 針對復雜井況采取的固井措施

在復雜工況條件下，難以保障固井質量，必須處理，分析和深入地研究水泥漿的頂替效率、砂堵憋泵、滲透層或井眼處水泥漿橋堵失重、水泥漿水化造成的體積收縮及損失、膠凝強度差等問題，以確定采取合適的固井工藝技術[6]。

2.1 分級注水泥

對氣層多，層間間距大的井，固井是很困難的，需要全部封固好所有氣層，使用更多的冷凝水泥漿從底部到頂部封固，以防止在侯凝期間水泥漿失重而造成氣竄。

使用兩段水泥漿，在1 600～2 600 m深井段使用密度范圍在1.60～1.65 g/cm3水泥漿；井段2 600～3 400 m采用常規密度水泥漿1.85～1.88 g/cm3。將兩級水泥漿的初始稠度調控在16 BC以下，確保其流動性良好。將兩級水泥漿的失水控制在50 mL以下，以避免過多的水泥漿流失，造成施工壓力過大，導致間隙小。兩組之間的水泥漿稠化時間差異為138 min，確保到達兩凝的目的[7]。

分級注水泥優勢主要體現在：流動性好，減小了施工時的循環壓力；增稠時間合理，確保安全施工，同時,在等待期間水泥漿迅速形成強度和避免氣竄；減少高溫水損失，防止氣竄,保障安全施工；較高強度的水泥石；隔離液在環空中高達到300 m以上，能夠將泥漿稀釋，對井壁充分沖刷，提高水泥漿對泥漿的替代效率[8]。

2.2 優選水泥漿體系

2.2.1 稠化時間

在淺井深度2 000 m以內，加入凝結劑縮短增稠時間，避免因淺井地層的低溫造成稠化用時較長所導致在侯凝時有油氣水的竄槽。添加速凝劑在水泥底部，縮短水泥漿增稠時間，確保固井質量。但在深井應考慮使用緩凝劑來延長增厚時間，滿足水泥漿泵送和更換，以達到預期的恢復到施工時間所需的安全性。

2.2.2 設計水泥漿體密度

水泥漿體密度滿足下列條件：

（0.9～0.95）孔隙<<（0.9～0.95）破裂

式中：—固井施工中對地層最大壓力；

破裂—地層的破裂壓力；

孔隙—地層的孔隙壓力。

破裂壓力低或滲透性良好的易漏地層多使用低密度水泥漿體系[9]。

2.2.3 選擇微膨脹增韌性水泥漿

通過試驗，加入外加劑來調節水泥漿各項性能見下表，最后選定該微膨脹增韌水泥漿體系為：

緩凝領漿：嘉華G級+清水+ 0.8%~1.5%降失水劑（G33S）+0.1%~0.15%緩凝劑（GH-6）+ 0.5%分散劑+1.0%~1.5%晶格膨脹劑+ 1%~3%增韌劑+ 0.2%消泡劑（FRY）,密度：1.85～1.88 g/cm3。

速凝尾漿：嘉華G級+清水+ 0.8%~1.5%降失水劑（G33S）+0.02%~0.1%緩凝劑（GH-6）+ 0.5%分散劑+1.0%~3.0%晶格膨脹劑+1%~3%增韌劑+0.2%消泡劑（FRY），密度：1.90～1.92 g/cm3。

表1 微膨脹增韌水泥漿性能

備注：水泥漿試驗壓力40 MPa。

2.3 提高頂替效率

由于A油層的特殊性，定鹽水水泥漿體系為水泥漿系統，其配方必須與井底大段的下密封固段鹽膏層相適應。隨著長年的探索和實踐，A油區已建成一套鹽水水泥漿體系，其性能強度高、反映微小、失水少、漏失特性好。

（1）充分循環提高鉆井液性能。先注入水泥充分循環2周以上再注入鉆井液，把下部靜止高溫造成水凝膠鉆井液嚴重漏失的部分頂替出來，保證鉆井液的流動性能，當≥0.7時，替換出井眼環空微間隙中的鉆井液，克服鉆井液的屈服應力。

（2）API失水量小于50 mL/（6.9 MPa/30 min）。水泥漿失水，不僅讓油氣層遭到了污染，而且由于水泥漿增稠和流變性能變差，導致水泵堵塞和降低水泥漿的頂替效果；水泥漿失水嚴重，降低了水灰比，穩定性變差，容易形成泥餅，在高滲透性地層中“堵塞”井眼，水竄出現在井眼高邊位置。

（3）水泥石強度高，抗沖擊韌性強。在大位移水平井中，膠結質量不夠和封固不牢固是由于水泥石強度低，容易斷裂；套管的損壞加劇也是由于水泥環脫鹽膏層蠕變和抗沖擊韌性減弱造成。

（4）控制頂替排量，保持套管鞋的低密度水泥漿之前排量提高頂替效率，控制施工壓力，等到常規密度水泥漿出套管鞋時立即降低頂替排量，控制返回速度在1.6 m/s以內，工作壓力可達10 MPa。

2.5 采用固井新技術

2.5.1 采用不留水泥塞技術

擠壓和堵塞時，用堵漏劑阻止泄漏或炮眼，達到預定壓力后，在初始凝結時形成砂漿，達到一定程度的流體在下層柱子里面，將里面的砂漿沖洗干凈，上提管柱待灰漿凝固，擠堵后井筒內無水泥漿是不留塞擠堵技術最大的特點。

該技術的關鍵在于調整灰漿初凝時間和擠壓過程以及堵塞過程。

①炮眼封堵劑用量的計算：

水泥漿體積的計算公式:

式中:-水泥漿用量, m3;

-套管內徑, m;

-水泥塞長度, m;

-附加系數(1.5~1.7)。

②施工壓力的確定：炮眼封堵劑完全壓實固化必須保證施工結束時的壓力要大于試驗擠壓的穩定壓力5 MPa，任何情況下，地層的破裂壓力要大于炮眼封堵劑的噴射壓力，所以噴射壓力存在上限，所以，用下式計算井口注入終結壓力上限值:

式中:-井口注入終結壓力上限，MPa；

1-地層破裂壓力，MPa；

1-工作液注入摩阻，MPa；

2-液柱壓力，MPa；

-保險系數，0.8。

2.5.2 運用平衡壓力固井技術

平衡壓力固井技術定義為:在高效頂替和減少污染生產層前提下，環形封固環空井段的設計成功規定水泥漿數量，固井液在整個注入、更換甚至凝固過程中不流失，油、氣、水層也不竄流，實現整個候凝過程壓力平衡及注替施工。它的核心是“高效頂替，整體壓力平衡”。

3 復雜井況條件下固井的體會

在該地區固井，主要需在水泥漿配方、前置液、及固井特殊工藝技術等方面綜合配套。針對每口井的主要復雜情況重點解決。

3.1 防漏

固井質量對井漏的要求很高，特別對只進不出和容易發生堵漏的低壓地層影響更大。鄂、渝、川地區，防漏對固井質量起著至關重要的作用。所以鉆井過程中要注意堵漏層被堵塞，力求使其形成一定的壓力，同時在固井過程中，提高固井工藝技術。主要采取的技術措施有：分級注水泥、密度低的水泥漿、降低施工壓力、調整水泥漿綜合性能。

3.2 水泥漿體系

提高固井質量水泥漿起決定作用。有效的水泥漿體系對那些容易發生井漏氣層井保障固井的質量很有必要。對井下工作環境及井的周邊狀況充分了解后咨詢有關機構，測試相應的水泥漿體系，對其防氣竄性及靜態凝膠強度做充分評價，最終確定最優的水泥漿體系。

3.3 扶正器

由于湖北、重慶、四川海相地層直徑小，井眼軌跡變化大，環空小，合理設計和應用套管扶正器在固井時十分重要。扶正器應首尾加密處理后用于井眼軌跡變化較大的井段，而不僅僅是大斜度井段使用。

4 案例分析

表2 A井井身結構

表 3 泥漿性能

表4 水泥漿設計

表5 水泥量計算

表6 施工工藝流程

5 結論與建議

（1）許多固井技術也可以推廣到多數低壓和長密封井、易泄漏井和稠油熱采井的固井施工。

（2）長封固段固井時的損失及低壓易形成漏地層問題可用加強老區井泄漏壓力提承壓技術有效解決，確保水泥漿返高。

（3）在固井作業前，多收集掌握井的地層壓力信息很重要，地層的破裂壓力系數和孔隙壓力系數對固井設計和后期固井質量的保證起關鍵作用。

（4）水平井下套管作業困難，且風險大，要求進一步優化井身結構，提供良好的井眼軌跡和井身質量，搞好通井和模擬通井，潤滑泥漿，控制套管下放速度，下套管作業連續。

（5）提高研究效率和水平井固井水泥漿體系的研究是加強水平井固井技術的研究的重點。

［1］張文澤.調整水平井固井工藝技術[J].當代化工，2016,（8）：20-26.

［2］王希雄.多套壓力層系固井技術的應用研究[M].2004年固井技術研討會，2004.

［3］ 宋桂玲.水泥不留塞擠堵工藝的應用[J].內江科技,2011，（4）：15-20.

［4］吳柏志.樁西地區炮眼封堵技術[J].油田化學，2003，（2）：30-35.

［5］吳柏志.樁西炮眼封堵技術研究[D].天津大學,2001.

［6］孫澤秋.鹽膏地層封固的平衡尾管固井技術探討[J].石油與化工設備，2014，（12）：25-40.

［7］ 唐純靜.柴達木盆地柴東氣田開發固井技術研究與應用[D].中國石油勘探開發研究院，.2006.

［8］彭園.固井防竄用復合膨脹水泥漿體系研究[D].南京工業大學,2012.

［9］ 楊春麗.固井防竄用油氣觸發性膨脹水泥漿體系研究[D].南京工業大學，2011.

Cementing Technology and Its Application Under Complex Well Conditions

,,

（Yangtze University, Hubei Wuhan 430000, China）

When the exploration and development of oil fields enter the late-stage development, the difficulty of development is bigger and bigger, the number of horizontal drilling well is increasing, horizontal well reservoir type is becoming more diverse, well completion methods are more and more, the cementing quality is very important. The practice has proved that the horizontal well can be successfully used to develop low permeability reservoirs, unconformity reservoirs, fractured reservoirs and thin oil layers, so that oil and gas production can be increased significantly; and the horizontal well also is very effective to secondary recovery of old oil and gas wells. The geological structure of oilfield A is complex, the dip angle of strata is big, there are many faults and fractures, the permeability is low, the cementing is difficult, and it is difficult to improve cementing effect. In order to improve the cementing quality of A oil area, aiming at the complex geological structure of the specific block in oilfield A, the cementing technology and the performance of cement slurry were improved.

slurry system; gas channeling prevention; gel strength

TE 256

A

1004-0935（2017）10-0963-05

2017-07-18

劉亮（1991-）， 男, 碩士生在讀，現就讀于長江大學武漢校區石油工程學院，主修石油與天然氣工程 方向鉆井工程。

夏宏南，教授，博士，碩士生導師，中國石油學會會員，長江大學石油工程學院副院長，主要從事巖石力學、井下工具、深井鉆井和防漏堵漏的研究工作。