伊拉克M油田鹽膏層固井難點與針對性措施

梅文博,王 超

鹽膏層固井問題是世界范圍內的難題，這是由于鹽巖的高度水溶性、可塑性以及高礦化度。在注水泥過程中鹽膏層和鹽水層中的鹽及金屬離子如Ca2+、Mg2+等會溶入水泥漿，導致水泥漿產生閃凝、促凝、密度升高、緩凝或稠而不凝等性能變化，給固井施工帶來風險，影響固井膠結質量[1-2]。伊拉克M油田位于伊拉克東南部M省，該區域鹽膏層段的固井作業難點主要體現在鹽膏層厚、封固段長、安全壓力窗口窄、夾層鹽水孔隙壓力高等。之前進行的75口井鉆井作業，因鹽膏層井段固井出現問題影響下步作業的高達15口，占比20%。同時，因鹽膏層井段固井問題導致的非生產時間損失也較大。

筆者針對M油田鹽膏層固井中出現的井漏、井口帶壓、鉆穿壓力過渡帶時高壓鹽水竄流等問題，選取典型案例分析研究，針對鹽膏層井段固井前井眼處理、固井工藝及操作、工具穩定性等關鍵點進行分析研究，提出針對性解決措施。經現場應用，無漏失及溢流等復雜情況發生，固井質量得到明顯改善。

1　M油田鹽膏層固井技術難點

1.1　鹽膏層固井難點

伊拉克M油田鹽膏層段的固井作業主要技術難點見表1。主要體現在鹽膏層厚、封固段長、安全壓力窗口窄、夾層鹽水孔隙壓力高等方面，易出現超緩凝、井漏、欠壓竄槽等問題，固井質量難以保證。

1.2　固井復雜情況典型案例分析

以A15井為例，在Φ244.5 mm套管下入及一級固井期間出現漏失,一級固井結束后分級箍循環孔無法順利打開，鉆進至原井深替清水溢流檢查期間發生溢流。

表1　M油田鹽膏層段固井特點與難點

1.2.1下Φ244.5 mm套管，循環漏失，固井期間漏失

基本情況：排量0.06 m3/min見返出后控制泵壓3.2 MPa，逐漸提高排量至0.38 m3/min，循環漿中未加入防漏失材料，共漏失泥漿2.96 m3，漏速6.83 m3/h。排量降低至0.3 m3/min，仍有漏失；停泵觀察，無漏失。前置液及水泥漿設計中未加入堵漏材料，降低排量至0.5 m3/min，共漏失11.95 m3。打開分級箍，循環候凝。以0.8 m3/min循環時發生漏失，逐漸降排量至0.5m3/min循環出多余水泥漿。

循環候凝期間排量控制在1.03～1.23 m3/min，泵壓3.77～4.9MPa，液面穩定。逐漸提高排量至1.20m3/min，泵壓4.5～5.2 MPa，液面穩定，進行二級固井作業。頂替期間發生漏失，降低排量頂替，漏失9.72 m3。關閉分級箍，坐卡瓦50 t，環空憋壓候凝。

分析原因：下套管及固井過程中發生漏失，管鞋處未封固。

1.2.2鉆至原井深2 800 m后，下鉆至2 000 m用清

水替出鉆井液，發生溢流

基本情況：關井求壓，套壓上升至1.28 MPa。放壓，開井用原鉆井液替出井內清水。起鉆至井口，組合擠水泥鉆具下鉆到井。循環井底鉆井液密度值1.98 g/cm3，進行試擠作業。固井泵泵注前置液5.4 m3，泥漿泵頂替到位，關閘板防噴器，擠注壓力8.96 MPa，計入量0.27 m3，泄壓回吐0.27 m3，循環替出前置液。

擠水泥作業。固井泵泵注前置液3.2 m3、水泥漿7.2 m3，其中水泥漿平均密度1.9 g/cm3，隨后泵注尾水1.26 m3。泥漿泵替鉆井液25.94 m3。起鉆至2 292 m，關閘板防噴器固井泵擠水泥。擠注壓力11.03 MPa，注入量5 m3，憋壓候凝，固井泵泄壓后回流量0.3 m3。

而后下鉆分別在600 m、1200m、1800m及2420 m分別用清水替出泥漿進行溢流檢驗，井筒內最低當量比重1.15 g/cm3，不溢不漏。

分析原因：下替入清水做溢流檢查時，井底當量密度過低，導致溢流發生。

1.3　已完成井固井問題及原因分析

分析已完成的16口井，典型鹽膏層固井問題見表2。

通過對以上鹽膏層固井問題分析，得出主要原因如下。

1）M油田Φ311.15 mm井段，特別是AB區塊MB1頂石膏層中間壓力過渡帶夾有0.3～0.6 m厚的白云質砂巖，易發生井漏。

2）前置液和水泥漿與泥漿的配伍性不佳。

3）使用高密度泥漿，井壁上泥餅虛厚，固井前循環泥漿性能處理不到位。

4）高壓鹽水層未壓穩。

表2　典型鹽膏層固井問題分析

2　鹽膏層固井關鍵性技術措施

通過對以上鹽膏層固井問題的原因分析，分別從井筒準備、前置液設計、水泥漿設計及施工等環節入手，提出了針對性技術措施。

2.1　井筒準備

下套管前，需要確保井眼的完整性及承壓能力，確保固井循環、頂替等作業的順利進行。

2.1.1下套管前井眼要求

1）壓穩措施。短起下和通井過程中，觀察是否發生鹽水侵，如發生鹽水侵應逐步提高泥漿密度直至壓穩，確保下套管前壓穩高壓鹽水水層。

2）地層防漏。鉆進和通井過程中如發生漏失，應進行堵漏作業，或提高地層承壓能力作業，為固井施工提供良好的井眼條件，確保施工順利。

3）通井。采用原鉆具通井，通井過程中遇阻、遇卡井段反復劃眼，保證井眼通暢；通井循環時逐步提高排量，循環排量2.3 m3/min，保證井眼清潔；密切觀察泥漿量變化，防止發生井漏或水侵，保證井下正常。

2.1.2固井前井筒要求

1）保證套管居中度。為保證套管居中度，直井每3根套管安放1只彈性扶正器。斜井段彈性扶正器和剛性扶正器交互安放,提高套管居中度和水泥漿頂替效率。

2）循環洗井。循環時要控制好排量和泵壓，避免井漏。套管到位后，灌滿排空，小排量頂通，0.5 h后排量提高至0.5 m3/min；至少1.0 h后逐步將排量提高到1.0 m3/min；正常后分階段逐步將排量提高至2.1 m3/min，同時記錄泵壓和返出。至少循環3個循環周，總循環時間不得少于8 h。

3）調整泥漿性能。循環時調整泥漿性能，要求振動篩干凈，泥漿密度不低于完鉆泥漿密度，且進出口密度一致，流動性能良好。

隨著神經網絡深度不斷增加,特征圖的細粒度大小也不斷遞增,更能反映全局信息。重組層分別將Darknet中的第16、第10和第6層包含不同細粒度的特征圖進行重組。從圖5中可以看出,將Darknet-19中的第10層和第16層輸出的特征圖利用類似殘差網絡的短路連接重組后的平均IOU值均高于其它策略,相對于Yolov2模型由0.81增長到0.83。

4）如下完套管后發生漏失，應立即堵漏。泥漿中加入堵漏材料，逐步提高泥漿密度至2.05 g/cm3以上，壓穩地層進而確保地層不能出水。循環排量達到1.9 m3/min后，如無漏失，再考慮固井作業。

2.2　前置液設計

根據鹽膏層的地質特性，采取針對性的水泥漿體系和配套的隔離液及沖洗液體系。

1）采用沖洗型隔離液段長250 m，一級沖洗液段長100～150 m，二級沖洗液段長350 m，密度1.10 g/cm3，提高沖洗效率。

2）對于發生過漏失的井，在隔離液中加入防漏纖維0.05%。

根據現場試驗，從固井質量圖上觀察，前置液黏度調高到120 mPa·s時，能夠有效防止在頂替過程中水泥漿發生竄槽的問題。建議隔離液黏度調高到120 mPa·s。

2.3　水泥漿設計

鹽膏層采用抗鹽水泥漿體系，水泥漿應具有以下性能：水泥漿失水可控、尾漿直角稠化、高強度的水泥石、稠化時間可控、良好的流變性。另外，水泥漿應采用尾漿雙凝設計，確保壓穩系數＞1。

1）采用“三壓穩”技術措施，即固井前的壓穩，固井過程中的壓穩和候凝過程中水泥漿失重時的壓穩[3]。

2）采用PC-HDSCMT鹽膏層固井高密度抗鹽防漏防竄水泥漿體系，優選水泥漿中混鹽類型及濃度（5%氯化鉀鹽水水泥漿具有更優良的性能,在稠化時間相同的情況下，其失水量更低，靜膠凝強度過渡時間更短，早期強度發展更加迅速，24 h抗壓強度更高，綜合防竄能力更強）[4]。

3）縮短稠化時間，速凝水泥漿稠化時間嚴格控制為施工時間加45 min。

4）采用雙凝水泥漿體系和縮短稠化時間提高水泥漿的防水竄性能。

5）加入防漏纖維，提高水泥漿的防漏性能。

6）要提前做好水泥漿、前置液與鉆井液的相容性實驗。

7）固井施工注替排量采用大排量注替，注水泥1.0 m3/min，高速替漿時替速2.0 m3/min（裸眼段環空返速1.0 m/s），采用大排量頂替提高頂替效率。

8）可根據固井前井筒情況等，適當增加分級箍在上層套管內的重疊高度，以增加分級箍下固井質量。

9）通過調整流體性能使壁面剪切應力：水泥漿＞隔離液＞泥漿。

2.4　漏失井固井主要技術措施

1）循環期間進行堵漏作業，提高地層承壓能力。

2）隔離液和水泥漿中加入防漏增韌劑PCB60，替泥漿過程中如發生漏失，能減少漏失，保證水泥返高。

3）降低水泥漿密度至2.25 g/cm3，增加沖洗液環空高度至200 m，減少井底壓力，降低頂替過程中漏失風險。

4）循環和頂替排量選擇，循環排量大于1.8m3/min，替泥漿排量大于1.6 m3/min，水泥漿返到Φ339.7 mm套管后降低排量至1.4 m3/min（重合段返速與裸眼段返速相同），替泥漿至剩水泥附加量時將排量降至1.0 m3/min至碰壓。

5）針對浮鞋浮箍有可能失效的情況，在注完水泥后用密度2.16 g/cm3的泥漿（在分級箍以下的套管內）進行頂替，以平衡套管外的水泥漿，盡量減少因套管附件失效造成的回流。

3　現場應用

3.1　采取的關鍵性技術措施

以A34井為例，設計井深3 237 m。一開Φ762 mm套管下深35 m，二開Φ508 mm套管下深140 m，三開Φ339.7 mm套管下深2 204 m，四開Φ244.5 mm套管下深2 984 m，五開Φ168.28 mm尾管下至3 175 m。其中Φ244.5 mm套管為雙級固井且封固鹽膏層井段。

Φ311.15 mm鹽膏層井段鉆進過程中，地層承壓試驗數據為試驗井深2 210 m，試驗當量密度為2.34 g/cm3，未漏。鉆進至MB1頂部時，發生漏失，采用憋壓堵漏泥漿方式；電測至2 363 m時黏卡電測儀器，打撈成功。

1）井筒準備階段。下Φ244.5 mm套管前，鑒于發生黏卡測井儀器事故，下套管前細致通井，通順井壁且破壞井壁上虛厚泥餅。通井至井底循環過程中在原漏失層MB1頂部再次發生漏失，堵漏成功后，循環排量開到2.3 m3/min未發生漏失，起鉆前進行地層承壓試驗，試驗當量密度2.6 g/cm3，未漏。下套管到位后，探底后上提0.1 m，浮箍下深2 928 m，分級箍下深1 502～1 503 m。裸眼段嚴格執行每3根套管安放1只彈性扶正器。且針對井徑曲線，在井壁規則處，加密安放扶正器。根據模擬計算可知，Φ244.5 mm套管居中度＞90%。

2）固井階段。緩慢分段提高循環排量至2.1 m3/min，充分循環10 h調整泥漿性能。循環期間，井漿密度2.26 g/cm3，未發生漏失。采用雙級固井，并增加一級固井在上層套管內長度以加強分級箍以下水泥石質量：一級固井采用雙凝水泥漿體系，2.33 g/cm3速凝尾漿封至2 000 m（高壓鹽水層頂部），2.33 g/cm3緩 凝 首 漿 封 至 分 級 箍，循 環 候凝，MB4高壓鹽水層頂部2 338 m處壓穩系數為1.02；一級返高1 503 m，進入Φ339.7 mm套管701 m，封固1 481 m。二級固井返至地面，全井段封固。固井期間高速替漿時替速2.0 m3/min，紊流頂替。

3）固井防漏方面。在前置液及水泥漿中加入5%PC-B60。PC-B60在水泥漿中加量為1%（BWOC）時，水泥漿在0.5 mm的裂縫中的承壓可提高5 MPa。同時，PC-B60還能提高水泥石韌性，避免水泥漿使用的低濃度鹽水配方由于抗壓強度過高造成的脆性問題[5]。

3.2　具體應用效果

制定的鹽膏層段固井針對性技術措施在M油田20口井中得到了應用，其中僅有1口井因分級固井工具失效導致固井質量不合格，其余19口井全部合格，固井質量得到了極大改善。

1）頂替效率大幅提高。以固井水泥漿壁面剪切應力設計水泥漿的流變性能，控制壁面剪切應力數據如下：水泥漿＞隔離液＞泥漿，如圖1所示，頂替效率大大提高。

2）固井質量明顯改善。根據CBL數據，A34井較之前的固井質量有了明顯改善，A34井單井交井周期69.71 d。如圖2所示，井口、分級箍、管鞋等關鍵層位的封固質量較好，CBL幅值平均在10%左右；膏層段封固質量相對較好，CBL幅值平均在20%～25%；泥巖、頁巖、鹽層、泥巖膏巖互層等層位的CBL幅值平均在30%～40%。一級、二級固井質量完全滿足下步作業要求，且未出現下步作業過程中溢流、漏失等問題。

圖1　前置液性能調整

圖2　兩級固井質量前后對比

4　結論和認識

1）井筒準備階段合理防漏及堵漏以確保固井作業期間地層承壓能力，大排量循環清洗井壁及固井期間的紊流頂替，是保證固井質量的關鍵項。

2）對套管扶正器類型及性能進行優選，確保套管扶正器能有效起到作用，提高套管居中度。

3）在M油田鹽膏層固井過程中，結合使用壓穩系數進行漿柱設計使得雙凝水泥漿體系時刻壓穩地層，防止出現溢流問題；泥漿體系直角稠化，減少竄槽發生幾率。

4）井筒質量好時，可增加分級箍在上層套管內的重疊段長度，以提高分級箍下套管內的固井質量。

5）壁面剪切應力是衡量頂替效率的有效表觀參數。

參考文獻:

[1]劉崇建,黃柏宗,徐同臺,等.油氣井注水泥理論與應用[M].北京:石油工業出版社,2001:166-170.

[2]聶 臻,許岱文,鄒建龍,等.HFY油田高壓鹽膏層固井技術[J].石油鉆采工藝,2015,37(6):39-43.

[3]張春濤.鹽膏層固井技術及應用[J].鉆采工藝,2008,31(3):146-148.

[4]許前富,羅宇維,馮克滿,等.一種高密度鹽膏層固井水泥漿的研究與應用[J].鉆井液與完井液,2014,31(1):68-71.

[5]Bryan Simmons.Cement across salt formation[J].World Oil,September 2008.