委內瑞拉低壓高滲漏地層小間隙尾管固井技術

劉振通，黨冬紅，和建勇，王瑩，宋元洪，郭文猛，張玉鵬，王洪峰

委內瑞拉P.D.M（PUNTA DE MATA）油氣田開發于20世紀80年代中期， 地質條件復雜， 鉆井采用5層套管結構， 主要目的層為漸新統Merecure組地層， 儲層性質為輕質原油和伴生天然氣并高含H2S， 埋藏深度為5 200 m左右， 儲層粗砂巖、砂礫巖，孔隙發育， 滲透率高， 開發初期單井日產原油量為636 m3/d，經長期開發產能下降，當前日均單井產量不足60 m3/d；部分區塊Merecure儲層已進入衰竭期，地層壓力虧空，需向油氣藏內注入氮氣提高地層能量。這種低壓高滲漏地層，給φ139.7 mm小間隙尾管固井帶來難度。

1 概況

1.1 地質概況

P.D.M 油田，依據斷塊結構分為：JUSEPIN、EL FURRIAL、CARITO等6個油田區塊。地質結構復雜，上部為泥巖、砂巖互層，含淺層油氣水；中上部為泥巖、砂巖和煤層，油氣活躍，地層承壓能力低；中下地層為泥巖、泥頁巖、砂巖互層及薄煤層，含高壓油氣，地層壓力系數高達1.80～1.90；下部次目的層為泥頁巖、砂巖和煤層，井壁穩定性較差，地層壓力當量密度為1.30～1.50 g/cm3，井底溫度為150 ℃左右；井底主要目的層為下漸新系和始新系粗砂巖、砂礫巖層，地層巖性穩定較好，該儲層為輕質原油和伴生天然氣且高含硫化氫的油氣藏，原始地層壓力系數為1.05，井底溫度為150℃～155 ℃；隨著各區塊開發程度不同，目前個別區塊主油氣藏經過長期開采，地層壓力虧空，需要向圈閉內注氣恢復儲層壓力，維持產能。該儲層的粗砂巖或砂礫巖地質特性，地層孔隙度發育，滲透性強，部分圈閉內的壓力虧空，使鉆井過程中井漏現象突出。

1.2 井身結構

該油氣田為五層套管井身結構。φ508 mm表層套管和φ339.7 mm技術套管， 封固上部泥巖地層和淺油氣水層；三開φ244.5 mm技術套管， 封固井深4 800 m以上井段的高壓油氣層；四開φ215.9 mm井眼下入φ193.68 mm技術尾管，封固井深5 000 m以上井壁不穩的地質井段，該層尾管與井眼環空間隙狹小，地層穩定性差，井壁不規則，糖葫蘆瓶頸狀的井下條件，固井質量通常較差；五開φ165.1 mm井眼下入φ139.7 mm尾管，封固底部主要目的層，并覆蓋上層φ193.6 mm的技術尾管，全段懸掛器坐掛在φ193.68 mm尾管喇叭口以上100 m左右的φ244.5 mm技術套管內，水泥漿封固φ244.5 mm×φ139.7 mm尾管懸掛器以下所有的環空井段，以確保不同壓力體系地層的有效封隔，實現分層開采，φ139.7 mm尾管下深5 200 m左右。

1.3 鉆井液體系

一開、二開井段為水基鉆井液，密度依據地層壓力確定；三開油基鉆井液， 密度為1.95～1.98 g/cm3；四開油基鉆井液， 密度為 1.50～1.65 g/cm3；五開油基鉆井液， 密度為0.98～1.30 g/cm3。

2 φ139.7 mm完井尾管固井技術難點

1） 高滲透地層對固井的影響。低壓高滲透地層，會使井下液體（包括鉆井液、固井前置液及水泥漿等）失水量增大，近井壁側液體增稠，流動性變差，導致近套管壁側單邊流動，近井壁側鉆井液滯留，頂替效率低，固井二界面膠結質量差；水泥漿的液相失水，漿體增稠，稠化時間縮短，流阻增大，形成“環堵”現象，增加固井施工作業安全風險。

2）井漏對固井的影響。Merecure粗砂巖、砂礫巖儲層，孔隙度大，鉆井過程中亦發生井下漏失，下入φ139.7 mm尾管后的井眼環空間隙遠遠小于鉆柱與井眼形成的環空間隙，且水泥漿密度、黏度大于鉆井液，較高的環空流動阻力和液柱壓力，增大固井施工井漏風險，井控風險增加。裸眼段單位環空容積僅為6 L/m，施工水泥漿總量有限，一旦發生井漏，便導致水泥低返，大段環空漏封，固井失敗。

3）油基鉆井液對固井的影響[7]。油基鉆井液與水泥漿相容性差，井下殘留的油基鉆井液對水泥漿造成污染，使水泥漿流動性降低，形成線型或滴流狀竄槽；受污染的水泥漿形成超緩凝現象，水泥石強度降低；油基泥餅的非親水性，水泥界面膠結能力差，影響封固質量。

4）剪切速率對水泥漿的影響[3，9]。在一定的井下溫度和壓力下，水泥漿稠化時間受剪切速率影響較大。剪切速率受井下幾何尺寸、等效直徑、平均流速、水泥漿流性指數等關聯因素影響。剪切速率對水泥漿稠化時間的影響，國內外均有相關報道，依據中油渤星工程科技有限公司馮望生博士等，在30 ℃和80 ℃下模擬不同井眼尺寸套管固井，做水泥漿剪切速率對稠化時間影響的實驗，30 ℃模擬大尺寸套管固井的剪切速率小于130 s-1時，稠化時間隨剪切速率增加而延長，稠化儀轉速為30 r/min時比5 r/min的稠化時間延長近120 min；當剪切速率大于130 s-1后，則對稠化時間影響較小。80 ℃模擬小尺寸套管固井，剪切速率低于531 s-1時，對水泥漿稠化時間影響較小，當剪切速率高于531 s-1后水泥漿的稠化時間明顯縮短，當剪切速率達到708 s-1時，水泥漿稠化時間縮短60 min。筆者模擬120 ℃、50 MPa的井下條件做不同配方的水泥漿稠化實驗證明，稠化儀轉速由150 r/min提高到175 r/min時，水泥漿稠化時間縮短1/6以上。這對小間隙尾管固井來講是非常危險的。因為小間隙環空相對較低排量便可使水泥漿高速上返，高剪切速率導致水泥漿產生“豆腐腦”化的急劇稠化現象，引發工程事故。

5）施工不連續對固井的影響[3]。施工作業工序變更間歇時間長，設備故障等施工不連續，井下液體產生靜膠凝強度，環空流阻增大，再次啟動作業，泵壓增高；靜壁懸掛效應，使頂替效率降低。相關實驗研究表明，高滲透小間隙套管固井，施工停泵5 min，頂替效率下降17%。

3 優化前置液體系設計

3.1 小間隙尾管固井對前置液體系的要求

1）良好的相容性。前置液對油基鉆井液有良好的稀釋、溶解、置換作用，與水泥漿有良好的相容性，前置液與兩者接觸混合后有良好的流動性。

2）良好的隔離、 頂替效果。利用液體間密度差浮力效應， 膠凝強度差拖曳和黏性推移作用， 及有效接觸時間的作用原理， 滿足ρ鉆井液＜ρ隔離液＜ρ水泥漿的階梯差，接觸時間大于10 min的性能和用量要求。充分隔離相互污染的井下液體，確保井下安全前提下，盡可能增大前置液用量，提高前置液對鉆井液的驅替置換和凈化作用。

3）良好的封堵作用。對高滲透地層和漏失層有良好的封堵作用，堵塞地層孔隙喉道；提高井壁泥餅密實性和致密性，降低滲透率，阻止水泥漿失水，確保漿體性能穩定和水泥返高。

4）改善界面膠結條件。對于油基鉆井液體系，固井前置液在具備良好隔離、沖洗效果的同時，能實現油基泥餅的親油性向親水性的濕潤翻轉，提高水泥界面的膠結強度。

3.2 前置液結構及配方

前置液基本結構為油基沖洗液+水基沖洗液+氯化鈣水溶液+清水隔離液+硅酸鈉水溶液[1-2]+活性隔離液。

基礎配方：①油基沖洗液為75%柴油+20%二甲苯+5%乳化劑；②水基沖洗液 為 清水+5%BCS-010L；③氯化鈣水溶液為清水+（35%～45%）CaCl2；④清水隔離液為淡水；⑤硅酸鈉溶液為 清水+55%硅酸鈉；⑥活性隔離液為淡水+（5%～10%）BCS-010L沖洗劑+（3%～5%）懸浮劑BCS-040S+（0.5%～1%）稀釋劑BCS-021L，潛活性材料加重至設計密度。

3.3 前置液各組分功能及作用機理

1）油基沖洗液。密度為0.86～0.87 g/cm3，用量為2～3 m3。充分隔離沖洗油基鉆井液，溶解稀釋井壁油污，實現井壁油基泥餅向親水性的濕潤反轉，改善水泥與井壁膠結條件。

2）水基沖洗液。密度為1.01 g/cm3，用量為1～2 m3左右。充分隔離驅替環空油基沖洗液和殘留的鉆井液，沖洗清除井壁油污，提高井壁泥餅水潤性和親和力，改善水泥與井壁膠結環境和條件。

3）氯化鈣溶液：用量為1.5～2 m3，增加井壁泥餅及地層孔隙喉道內的鈣離子含量，為絮凝生成硅酸鈣凝膠沉淀物創造條件。清水隔離液：用量為1～2 m3，隔離氯化鈣溶液與硅酸鈉溶液，避免二者在固井管柱內及環空接觸絮凝，降低管柱內外“橋堵”風險。

4）硅酸鈉水溶液密度為1.26 g/cm3。硅酸鈉可與地層孔隙內及井壁泥餅中的Ca2+、Mg2+等金屬離子化合物反應，生成硅酸鈣、硅酸鎂等硅凝膠絮凝物[1]。向硅酸鈉水溶液內加入0.3 g的CaCl2室內實驗，常溫下攪拌觀察可發現迅速產生約5 mL的灰白色絮凝沉淀物，放在50 ℃和80 ℃常壓稠化儀內攪拌10 min，取出植入量筒內靜止3 min觀察沉淀物量無變化，證明其化學反應生成物不受溫度影響。該絮凝物沉淀、堆積，膠結充填到地層孔隙喉道內，發揮膠凝封堵作用，提高井筒承壓能力，降低井壁滲透率，見圖1。

圖1 CaCl2分別放入硅酸鈉水溶液和清水內的實驗對比

硅酸鈉是潛活性玻璃體材料的強激發劑，可擊斷井壁泥餅和潛活性隔離液中的CaO、Al2O3、Fe2O3、SiO2等氧化物玻璃體的網絡鏈鍵結構，水分子進入晶體內部產生水化反應，使井壁泥餅和殘留隔離液產生水化膠結能力，實現井壁-泥餅-水泥環3者之間的整體凝結固化，利用MTC（Mud to cement）原理[10-11]，改善二界面膠結質量和強度；據中國石油大學石油工程學院郭勝來、步玉環等教授研究實驗證明[2]：一定模數和加量的硅酸鈉，除對一定加量范圍內的葡萄糖酸鈉緩凝劑配制的水泥漿具有階段性緩凝作用外，對其他緩凝劑配制的水泥漿均有較強的促凝作用。吸附在兩壁上的硅酸鈉能夠促進水泥的早期強度形成和發展，縮短水泥漿的稠化膠凝失重的氣竄風險期，增強水泥界面膠結強度和封固質量。

通過進行室內實驗得到：向常規密度水泥漿中加入3%的硅酸鈉，在70 ℃下養護8 h的水泥早期強度與純水泥漿同期養護強度相比可提高5.47 MPa，養護12 h后強度可提高3.49 MPa；硅酸鈉對油污具有較強的清除作用，硅酸鈉前置液可提高環空兩壁清洗效果；硅酸鈉是堿性材料，可中和地層中的H2S和CO2等酸性流體。附著在套管金屬表面形成的致密硅酸鈉膜，對井下套管可起到較好的防腐保護作用[1]。

5）活性隔離液[10-11]。用潛活性材料配制一定密度的隔離液，充分隔離驅替硅酸鈉水溶液，避免與水泥漿接觸污染，稠化時間縮短，導致施工事故；隔離液中的氧化物玻璃體材料，在小井眼環空流動過程中，類似于“噴砂”作業，對井壁和套管壁產生沖刷作用，清除界面油污和稀疏粗糙泥餅，改善水泥界面膠結環境；二氧化硅潛活性材料作為隔離液和抗高溫強度衰減水泥漿的共同外摻料，使兩者具有良好的相容性。

4 水泥漿優化設計

4.1 設計原則

①依據Merecure儲層低壓高滲漏和伴生天然氣高含H2S的地層特性，在滿足環空水泥強度基礎上，應用低密度水泥漿降低環空液柱壓力，降低井漏風險，提高水泥石韌性。②應用緊密堆積理論，優化固相顆粒級配，提高漿體密實性、穩定性、潤滑性，以及水泥石抗高溫強度衰減能力[12]。③控制水泥漿低失水和良好流動性，防止水泥漿在高滲透性地層的液相濾失，減少漿體增稠、流動性變差、流阻增大、環空“橋堵”的施工風險。④水泥漿48～240 Pa的靜膠凝強度過渡時間TT（transition time）不大于25 min，實現直角稠化，縮短膠凝“失重”期，降低環空氣竄幾率[13-14]。

4.2 基礎配方

G級油井水泥+55%減輕劑BXE-600S（主要成分為漂珠和增強劑）+25%硅粉+微硅+降失水劑BXF-200L+防竄劑BCG-200L+分散劑CF40S+高溫緩凝劑BCR-300L+消泡劑G603。

4.3 水泥漿性能

測得水泥漿密度為1.50 g/cm3，失水量為27 mL，自由水為0，稠度為30 Bc的稠化時間為343 min，稠度為100 Bc的稠化時間為360 min，SPN值為2.46，靜膠凝強度由48 Pa增加到240 Pa的過渡時間為440 s，24 h抗壓強度為9.2 MPa。水泥漿的φ300

/φ200/φ100/φ6/φ3為 144/116/63/6/5， 靜 止 10 s和10 min的旋轉黏度計讀值為6和14。

由此可以看出，水泥漿具有失水量低、漿體穩定性好、流動性好以及好的防竄能力，滿足水泥漿性能設計要求。

5 配套技術措施

①下套管及固井前充分循環鉆井液，攜帶井筒內巖屑，確保井下干凈暢通；②調整鉆井液性能，在井下穩定前提下，將鉆井液黏度切力調至最低值，降低環空流阻；③做好固井施工前設備、工具及工序的檢查準備，確保施工工序轉換銜接緊湊、施工連續，避免長時間靜止，井下液體形成較高靜膠凝強度；④合理確定套管扶正器類型、數量和加放位置，并用固定環鎖定，防止在套管上竄動挪位，確保套管居中度不小于70%；⑤控制適當施工參數，避免水泥漿在環空流速過快，剪切速率過高，水泥漿稠化時間偏離設計要求；⑥采用封隔式尾管懸掛器，施工結束立即關閉尾管環空，以防水泥漿“失重”期環空氣竄。

6 現場應用

應用以上工藝技術措施，在委內瑞拉P.D.M復雜油氣田φ165.1 mm井眼×φ139.7 mm尾管實施固井8井次，施工安全，質量合格。以SBC-197井為例介紹現場應用情況。

6.1 SBC-197井概況

SBC-197井是P.D.M油氣田Santa Barbara斷塊SBC-1油氣藏圈閉內的一口注氣井，目的是向SBC-1圈閉的Merecure砂巖儲層注入氮氣恢復地層壓力，為圈閉內7口生產井提供動能，設計注氣量為283×104m3/d。MER SBC-1圈閉為輕質油和伴生天然氣并含硫化氫，地層原始壓力系數為1.05，長期開采，壓力虧空，當前壓力系數僅為0.88。五開φ165.1 mm鉆頭，鉆穿Merecure粗砂巖和砂礫巖高滲透地層，井下滲漏嚴重，完鉆深度5 176.83 m，油基鉆井液密度為0.94 g/cm3。φ139.7 mm生產層尾管，跨越上層4 473.78～4 895.73 m封固質量差的φ193.7 mm尾管段，懸掛在φ244.5 mm技術套管的4 382.32 m位置實施固井作業。

6.2 井身結構

該井井身結構為φ508 mm表層套管×372.56 m + φ339.7 mm技術套管×1 767.68 m +φ244.5 mm技術套管×4 563.11 m+ φ193.68 mm尾管×封固段4 473.78～4 895.73 m。本層φ139.7 mm生產層尾管封固281.10 m砂巖裸眼段和上層φ193.68 mm尾管的421.95 m重疊段， 及φ244.5 mm技術套管91.46 m的重疊段。

6.3 水泥漿性能

測得現場水泥漿密度為1.50 g/cm3，失水量為22 mL，自由水為0，稠度為30 Bc的稠化時間為453 min，稠度為100 Bc的稠化時間為461 min，SPN值為0.38，靜膠凝強度由48 Pa增加到240 Pa的過渡時間為220 s，24 h抗壓強度為8.9 MPa。水泥漿的φ300/φ200/φ100/φ6

/φ3為 136/108/64/9/7，靜止10 s和10 min的旋轉黏度計讀值為6和12 Pa。

6.4 施工參數和封固質量

循環泥漿3.5周，攜帶巖屑調整泥漿性能。施工注入密度0.86 g/cm3的油基沖洗液2.5 m3；密度1.01 g/cm3的水基沖洗液1.5 m3；密度1.04 g/cm3濃度40%的氯化鈣水溶液2 m3；注清水隔離液1 m3；注濃度55%、密度為1.26 g/cm3的硅酸鈉水溶液2 m3；密度1.31 g/cm3活性隔離液3 m3；注密度1.50 g/cm3水泥漿8 m3；投放鉆桿膠塞，頂替密度1.01g/cm3完井液48.2 m3。施工注替排量6～8 L/s，施工壓力6.2 MPa，中空膠塞銷釘剪斷壓力9 MPa，碰壓壓力9 MPa。放回壓0.4 m3止回流正常，上提中心管1 m，下壓鉆具15 t，穩壓10 min坐封封隔器，拔出中心管，反循環出多余水泥漿，施工結束。CBL和VDL固井質量檢測優質。

7 結論

1.高滲透地層，油基鉆井液條件下固井，優選復合型多功能前置液體系，利于井下防漏堵漏，油基泥餅親水性的濕潤反轉，改善界面條件，提高水泥漿界面膠結強度。

2.小間隙尾管固井，水泥漿穩定性、流動性和控制失水非常重要；優化施工參數，控制環空水泥漿上返速度，防止高剪切速率下水泥漿稠化時間縮短，確保施工安全。

3.對于砂礫巖或火成巖漏失層固井，前置液中使用一定量的氯化鈣溶液、硅酸鈉溶液和活性隔離液，增加地層孔隙喉道內鈣離子含量，促進硅酸鈣凝膠的生成絮凝沉淀，發揮凝膠封堵作用；高濃度硅酸鈉溶液可激活泥餅及殘留在井壁上的隔離液中氧化物潛活性成分，打破其鏈鍵結構使水分子進入晶體內部而水化反應產生凝結能力，使地層-泥餅-水泥環之間實現整體固化膠結，改善二界面膠結強度。氯化鈣溶液和硅酸鈉溶液兩者之間需適量隔離，以免在管柱內或環空接觸絮凝。

4.氣層或含氣層尾管固井作業，高防氣竄性能水泥漿與封隔式尾管懸掛器結合使用，固井后關閉尾管環空，可避免水泥漿“失重”狀態下環空氣竄。

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