川西氣田二開長裸眼固井質量保障工藝

2021-04-22 03:40:34楊大春嚴仕現陳瑤棋

石油地質與工程 2021年6期

楊潔，董波，鄭義，楊大春，嚴仕現，陳瑤棋

（1.中國石化西南石油工程有限公司鉆井一分公司，四川新都 610500；2.中國石化西南油氣分公司彭州氣田

（海相）開發項目部，四川彭州 611930；3.中國石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川德陽 618000）

川西氣田海相雷口坡組氣藏位于四川盆地川西坳陷龍門山構造帶中段，PZ1井、YS1井等多口井獲得工業氣流，表明雷口坡組氣藏具有良好的勘探開發前景[1-3]。為進一步增加優質儲層鉆遇長度、提高單井產量，降低鉆井成本，井身結構由四開制優化為三開制。優化后的二開井眼尺寸為φ241.3 mm，裸眼段長3 300～4 000 m，最大井斜角55°～65°；采用φ193.7 mm油層套管先懸掛后回接的方式固井。鉆井液為復合鹽強抑制聚磺防塌鉆井液體系，中完密度為2.00～2.15 g/cm3。二開井段自上而下鉆遇須家河組、小塘子組、馬鞍塘組地層，縱向上壓力體系復雜，須家河組二段低壓易漏，小塘子組存在高壓裂縫氣層，須家河組頁巖和煤層易垮塌[4]。

二開裸眼井段長、井斜角大、溫差大、地質條件復雜且易漏失、高壓氣層活躍等原因，二開固井施工面臨很大難度，難以保證二開井段長效封固質量，直接影響著氣井長期安全生產。為此，文中針對川西氣田二開固井存在的難點開展相關研究。

1 固井技術難點

1.1 地層承壓能力低，固井易發生漏失

須二段發育大砂體，滲透性好，地層承壓能力較低，易漏失，小塘子組裂縫發育存在噴漏同層的風險。馬一段頁巖和灰巖交界面易漏失，同時高啟泵壓力、環空憋堵、尾管懸掛器座封帶來的壓力激動，增加了地層漏失發生的概率。PZ4-2D井固井時發生井漏，套管重疊段無水泥；PZ3-5D井下套管過程中發生井漏，套管到位后堵漏兩次失敗，降排量施工，水泥返高未達到設計要求。

1.2 氣層顯示活躍，防氣竄困難

須家河組、小塘子組氣層密集、分布廣，顯示活躍且能量大，特別是小塘子組發育高壓裂縫性氣層。二開固井封隔段長（大于3 500 m），水泥漿柱長，候凝時水泥漿“失重”嚴重，客觀上使得套管固井過程中極易發生氣竄而影響固井質量[5]。

1.3 使用常規尾管懸掛器，無法消除環空憋堵風險

為防止提前座掛，使用常規尾管懸掛器，中途不能大排量循環。而在套管下入過程中，套管接箍及其附件不斷刮削井壁，使大量沉床巖屑進入井筒，不斷被推擠進入井底[6]。二開套管下入作業時間長（超過40 h），鉆井液長時間靜止，鉆井液剪切力高。套管送放到位后循環，鉆井液攜砂上行，大量巖屑在全角變化率大、大小井眼交界、懸掛器與上層套管環空等窄間隙處聚積，易造成環空憋堵。PZ8-5D井套管到位循環中途環空堵塞，因泵壓高，施工排量受限僅12.7 L/s，環空速度0.51 m/s，遠低于頂替要求，固井優良率為2.50%。MJ112井懸掛器座掛后開泵環空憋堵，無法建立循環，固井施工中斷，通過“穿鞋”作業補救，水泥返高未達到設計要求。

1.4 鉆井液密度高且含油，影響頂替效率及膠結質量

二開采用復合鹽強抑制聚磺防塌鉆井液體系，密度大（2.00～2.15 g/cm3），黏切高，水泥漿與鉆井液相容性差；且鉆井液含油4%，潤濕反轉困難。二開井段易漏失風險高，安全壓力窗口窄，二開井段長，施工壓力高，制約了固井施工。以上因素對頂替效率、膠結質量造成很多不利影響。

1.5 二開井底高溫且溫差大，水泥石頂部強度發展慢

二開井底溫度高（約為140 ℃），存在大溫差（上下溫差約為60 ℃），水泥漿在高溫條件下穩定性差，漿體及稠化時間不易調節，大溫差固井水泥石頂部強度發展緩慢。

2 固井質量保障工藝

2.1 下套管前井筒強化工藝

2.1.1 專項承壓擠堵

川西氣田二開地層承壓能力普遍偏低，如對地層進行主動擠堵，提高地層承壓能力，則可人為地增大固井安全壓力窗口，降低固井漏失風險。根據水泥漿在失重情況下能壓穩氣層的原則，確定水泥漿密度，計算水泥漿進環空后作用于井底的最大壓力，進而確定固井所需裸眼段地層承壓當量密度。二開中完后，專項下入光鉆桿鉆具組合至小塘子組底部，注入堵漏漿（堵漏漿質量分數控制為8%～10%，粒徑小于1 mm的隨鉆堵漏劑、復合堵漏劑、超細配合），體積大于滿足封堵小塘子組裂縫氣層和須二組低壓層所需方量，替出堵漏漿至環空后，起鉆至堵漏漿頂面，關井憋壓11～13 MPa進行擠堵。第一次讓8～12 m3堵漏漿進入地層，自然降壓后多次補壓，直到穩壓值滿足計算承壓當量要求。承壓擠堵完成后下鉆到底，循環排堵漏漿，再次關井試擠檢驗承壓效果。

2.1.2 有效通井

下套管前依次使用單、雙、三扶鉆具組合進行通井，對存在嚴重狗腿和阻卡井段重復劃眼，破壞沉床巖屑；根據井況適當增加鉆井液動塑比，提高其攜砂能力，通井到底大排量循環21 d以上清除井筒內巖屑[7]，確保井眼清潔，為套管的順利下入和固井施工創造良好的井眼條件。通井組合結構為：單扶：φ241.3 mm3A+φ177.8 mmDC×1根+φ238.0 mmSST+φ177.8 mmDC×1根+φ127.0 mmDP+φ139.7 mmDP；雙扶：φ241.3 mm3A+φ177.8 mmDC×1根+φ238.0 mmSST+φ177.8 mmDC×1根+φ236.0 mmSST+φ177.8 mmDC×1根+φ127.0 mmDP+φ139.7 mmDP；三扶：φ241.3 mm 3A+φ177.8 mmDC×1根+φ238.0 mmSST+φ177.8 mmDC×1根 +φ237.0 mmSST+φ177.8 mmDC×1根+φ236.0 mmSST+φ177.8 mmDC×1根+φ127.0 mmDP+φ139.7 mmDP。

2.2 管串結構設計

2.2.1 壓力平衡式尾管懸掛器

選用德州大陸架新研發的壓力平衡式尾管懸掛器，該懸掛器坐掛驅動機構基于壓力平衡原理設計（圖1），采用雙向牽制型液缸。當中途循環管內產生高壓時，雙向液缸處的壓力P1和P2相等，且液缸作用面積相等，產生的液壓力F1和F2相互抵消。因此，無論管內產生多大的壓力，坐掛驅動機構都不會推動卡瓦實現坐掛，徹底消除了循環憋堵或異常高壓導致卡瓦提前動作的風險，從而保證了中途循環的泵壓和排量不受工具性能的限制[8]。套管下入過程中，在遇阻井段或復雜井段開泵，采用大排量循環，將井筒內殘余和刮削出的巖屑、泥皮分批清除，避免了直接開泵造成大量巖屑急劇聚集而帶來環空憋堵的風險。此外，為保障環空的過流面積，通過優化該類型懸掛器設計參數，減小本體外徑和縮短本體和膠筒長度，增大了懸掛器和上層套管之間的環空間隙，從源頭上降低了環空憋堵的風險。

圖1 常規液壓式尾管懸掛器與壓力平衡式尾管懸掛器

2.2.2 整體式扶正器

套管居中度不僅影響頂替效率，還會影響套管的順利下入。二開管串設計選用整體式彈性扶正器（圖2），采用整體成型工藝，無任何機械連接或焊接點，提高了扶正器的可靠性。采用高強度合金鋼材料及特定的熱處理工藝，既提高了扶正器的復位力，又可保證其韌性達到要求[8]。井斜角0～30°井段1只/3根套管，大于30°井段1只/2根套管，保證了居中度大于80%。

圖2 整體式彈性扶正器結構示意

2.3 低啟泵防漏工藝

川西氣田二開下套管作業時間長，鉆井液長時間靜止，套管到位后直接開泵啟泵壓力高，高泵壓作用在裸眼井段易引發井漏。為消除高泵壓的不利影響，在套管下完接懸掛器前，先循環鉆井液一周，降低上部環空鉆井液靜切力；同時在套管內替入低黏切鉆井液，有利于套管到位后的順利頂通。套管送放到位后，先用1～2 L/s小排量頂通循環，同時觀察泵壓變化情況，控制泵壓不超過7 MPa；如泵壓穩定，則按每10 min提高1～2 L/s的速度上提排量，直至上提至正常施工排量。

2.4 優化固井液設計

2.4.1 優化水泥漿漿柱結構

二開固井封固段長，防竄壓力大，受鉆井液影響和施工排量受限頂替效率低，合理選用固井液漿柱結構非常重要。在漿體設計時，不僅要考慮前置液對環空鉆井液的驅替效果，還要考慮鉆井液含油可能對膠面膠結帶來的影響；對水泥漿則要考慮其穩定性和防氣竄能力，避免大溫差的影響[9]。經過反復摸索，二開固井采用“先導漿+前置液（驅油型隔離液+沖洗型隔離液）+三凝水泥漿體系”的漿柱結構，取得了很好的效果。

2.4.2 優化前置液設計

考慮到鉆井液性能對固井的影響，在固井前注入30 m3以上的常溫先導漿，與井漿密度一致，加入1%～2%除油劑。選擇“加重驅油型隔離液+加重沖洗型隔離液”前置液體系，保證沖刷時間不低于10 min，可有效隔離鉆井液與水泥漿，提高水泥漿的頂替效率，沖洗套管表面，改善界面膠結質量[10]。此外，特別設計壓塞液和保護液，防止膠塞下行過程中水泥漿與鉆井液直接接觸以及起鉆時水泥漿與鉆井液接。

隔離液配方：水＋加重劑＋0.53%抑泡劑＋0.92%懸浮劑＋1.71%緩凝劑。隔離液與先導漿和水泥領漿的相容性實驗見表1。隔離液升溫至120 ℃，升壓至115 MPa時測稠化時間，從表1可以看出，隔離液與先導漿和水泥領漿的相容性良好。

表1 隔離液相容性實驗

2.4.3 優選三凝大溫差防竄水泥漿體系

二開井段氣層活躍，封固段長，上、下溫差大，為利用稠化時間差異來封固好氣層，優選并形成了三凝大溫差防氣竄水泥漿體系。領漿采用密度2.10～2.15 g/cm3的加重防氣竄水泥漿，封固上部微含氣層或尾管重疊段；中漿采用加砂加重防氣竄水泥漿、密度根據壓穩設計；尾漿采用密度1.90 g/cm3的加砂膠乳防氣竄水泥漿，封固須二段以下氣層。

室內優化出耐溫130～140 ℃（靜止溫度）三凝大溫差防竄水泥漿體系，常規性能見表2。選用抗高溫降失水劑，水泥漿體系失水控制能力強，循環溫度120 ℃條件下API失水小于50 mL。在用于封固主力氣層的尾漿中加入膠乳水泥外加劑，有效降低水泥漿的濾失量和滲透率，減少水泥石的收縮，提高水泥石的彈性，使水泥漿具有很強的阻力來阻止氣體進入水泥環，尾漿SPN小于0.5，防竄能力強?？紤]井底溫度高且上下溫差大，選用適用于高溫溫差80 ℃以上大溫差緩凝劑，水泥漿體系稠化時間與溫度、緩凝劑加量呈良好的線性關系，水泥漿呈直角稠化，過渡時間短（圖3）。解決了高溫大溫差條件下領漿超緩凝難題，保證頂部強度48 h可達14 MPa以上[9]。水泥漿沉降穩定性≤不大于0.01 g/cm3，析水0，綜合性能良好，可滿足深井高溫固井的要求。

表2 水泥漿基本性能

圖3 120 ℃條件下水泥領漿稠化曲線

領漿配方：G級水泥＋35%加重劑＋30.00%高溫穩定劑＋5.00%超細顆粒＋3.00%穩定劑＋2.00%膨脹劑＋0.25%增韌劑＋1.00%分散劑＋1.30%降失水劑＋5.00%防氣竄劑＋1.00%早強劑＋5.30%緩凝劑。

中漿配方：G級水泥＋35%加重劑＋30.00%高溫穩定劑＋5.00%超細顆粒＋3.00%穩定劑＋2.00%膨脹劑＋0.25%增韌劑＋1.00%分散劑＋1.30%降失水劑＋5.00%防氣竄劑＋1.00%早強劑＋3.27%緩凝劑。

尾槳配方：G級水泥＋30.00%高溫穩定劑＋10.00%超細顆粒＋3.00%穩定劑＋0.25%增韌劑＋1.20%降失水劑＋5.00%防氣竄劑＋2.10%膨脹劑＋1.00%分散劑+1.00%早強劑＋19.02%膠乳防氣竄劑＋2.04%緩凝劑。

2.5 注水泥頂替效率技術

高密度水泥漿流變性差，壓力安全窗口窄，易漏失，環空間隙小，施工泵壓高，難以實現紊流頂替。為此，在固井前充分循環鉆井液，降低鉆井液屈服值，進一步優化鉆井液性能。優化先導漿和前置液性能，控制先導漿黏度小于50 s、動切力小于8 Pa，保證在低排量下易達到紊流。為保證界面沖刷效果，先導漿有效入井量大于40 m3，前置液用量大于30 m3，保證沖刷時間大于10 min[10]。綜合考慮提高頂替效率和憋堵、井漏風險，注替水泥漿排量按理論環空返速0.8～1.0 m/s設計，注漿排量1.0～1.2 m3/min，替漿排量1.1～1.3 m3/min（若遇固井過程中發生憋堵或井漏，再根據實際情況調整），實際施工能滿足紊流-有效層流頂替要求。