南海东部大位移井固井技术

2013-11-22康建平中海油服油田化学事业部广东深圳518067

石油天然气学报 2013年10期

康建平（中海油服油田化学事业部，广东深圳 518067）

近年来，南海东部地区大位移井作业频繁。尤其是康菲－西江油田和CACT惠州油田等对外合作项目，康菲－西江24－3油田目前已完成对西江24－1区块开采的A－22ST2井、A－24ST2井、A－14ST2井3口大位移井及CACT惠州油田目前已完成HZ25－4区块开采的3～8号6口大位移井，均采用油基钻井液钻进；固井时主要存在的问题有：地层承压能力低；封固段长，水泥浆量大［1］。针对该区域大位移井的特点，中海油服优选出一套较为全面的大位移固井技术，确保固井施工的安全和固井质量的要求。

1 大位移固井难点

1）大位移井的井眼清洁较困难，易形成岩屑床，且井壁不稳定。

2）地层承压能力低。裸眼段长，XJ24－1区块中目的层地层压力当量密度为1.00～1.49g／cm3，HZ25－4区块为1.00～1.43g／cm3。各井均穿过断层，存在漏失风险。

3）套管下入困难。上面提到的9口大位移井，水垂比均大于2.9，下入管串长度最短2835m，最长4823m，套管下入风险高。

4）套管居中难。通常情况下为了减少摩阻，便于套管下入，一般会控制套管扶正器数量以降低风险，使套管居中度无法保证。

5）顶替效率不高。ECD（当量循环密度）的限制影响水泥浆的顶替速度，泵送排量偏低，环空流体很难达到紊流。而塞流顶替速度太慢，而且顶替量较大，施工安全无法保障。套管低边的泥浆、岩屑难以清除，容易形成窜槽。管串的摩阻大，在顶替过程中上下活动及旋转套管很难实现。由于体积庞大，用低密度液体顶替使套管漂浮的措施无法实现。

6）自由水难控制。水泥浆在胶结过程中析出自由水，自由水极易聚集在井眼上侧形成连续的水槽或水带，影响固井质量。

7）油基钻井液影响水泥胶结强度。为保障井壁稳定、减少钻具摩阻及保护产层，该9口大位移井全部使用油基钻井液钻进。渗透性地层形成的油性泥饼胶结良好，不易被冲洗清除掉，造成水泥与地层的胶结强度降低；水泥浆与油基钻井液的相容性差，地层、泥饼的亲油性和少量的残留油基钻井液可导致水泥浆超缓凝甚至不凝固而失去封隔能力。

8）水泥浆性能要求高，如密度、流变性能、自由水、失水、沉降稳定性、强度要求高；水泥浆的抗污染性要求高；水泥浆的稠化时间、井底循环温度难于确定。

9）设备要求高，固井质量的补救难度大。

2 保证大位移井固井质量的技术要点

2.1 优选水泥浆配方

为防止大位移井出现高边水带，保证水平段油层上部隔盖层的封固质量和施工安全，强化了水泥浆的性能控制，特别强调了近零自由水、低失水、直角稠化和紊流的高流动性能［2］。

2.1.1 水泥浆体系

针对南海东部片区大位移井裸眼段长、斜度大、油水层多、易漏失的特点，结合油基钻井液影响固井质量的主要因素，通过长期的室内水泥浆配方设计、外加剂体系的优选与改进和反复的研究性试验，成功优选出了一套适合该区域大位移井的低密高强水泥浆体系。

低密高强水泥浆体系的基本配方以漂珠为减轻材料，辅以增强材料和多种外加剂配制而成，具有密度低、强度高的特点。体系以线性堆积模型和固体悬浮模型为基础，以紧密堆积技术为理论，提高了单位体积水泥浆中的固相含量，增强了水泥石的致密性；利用合理材料改善物料的表面性质，减少物料颗粒间的充填水和表面的润滑水，使水泥有良好的流变性，改善了水泥浆的整体性能。其基本组成及性能见表1、2。

表1 低密高强水泥浆体系的基本组成

表2 低密高强水泥浆体系的性能

水泥浆组成不只局限于表中材料，根据现场要求可以添加其他材料或更改部分材料，使其性能达到所需要求。如近期广泛应用的新材料PC－GS12L（防窜增强剂）、PC－B10（膨胀剂）、PC－B60（增韧堵漏剂），以及当井底温度高于110℃时，添加的抗高温材料硅粉等。

2.1.2 水泥浆特性

低密高强水泥浆性能有如下特点：①密度可调控在1.2～1.7g／cm3范围内。②适用温度27～110℃，有良好的流变性能，失水量可控制在40ml以内，水泥浆稠化曲线良好，可调。③水泥石强度高，24h强度可超过20MPa。④沉降稳定性能良好，可达到0%自由液的要求。⑤防漏失和抗污染性能良好。⑥采用颗粒级配原理，水泥石致密，渗透率低，有良好的防气窜性能。⑦可用淡、海水配浆，PC－F41L（分散剂）能有效改善水泥浆流变性，消除触变现象。⑧与PEM泥浆和冲洗液、隔离液相容性较好。

低密高强水泥浆与普通低密度水泥浆性能对比见表3。低密高强水泥浆与漂珠低密水泥浆24h抗压强度对比见图1。

表3 低密高强水泥浆与普通低密度水泥浆性能对比

2.2 保证套管居中

保证套管居中是确保泥浆顶替干净、环空水泥环分布均匀的重要一环，是提高固井质量的前提和基本措施之一。临界紊流排量随套管偏心度增加而增大，当套管居中度由100%下降至67%和50%时，套管环空紊流顶替排量分别增加l倍和3倍。研究表明，水泥浆最佳顶替流态为紊流，因此为降低水泥浆紊流顶替临界排量，提高水泥浆顶替效率，需提高套管居中度。

套管扶正器目前是提高套管居中度的技术方法之一，现场使用的扶正器中旋流式刚性扶正器具有扶正力最强，阻力小，不易变形、损毁，且有旋流作用，能提高水泥浆顶替效率，故在大多数大位移井中被选用［3］。利用连续梁理论和三弯矩方程组计算可得知：每2根套管加1个刚性扶正器时，两扶正器中点居中度为0。但是，箍鞋部位又不能加太多，以免顶部刚性过强而增加套管下入难度。另外，扶正器的加放位置应避开 “大肚子”和稀软地层，避免失去扶正作用。

增加扶正器数量，势必影响套管的下入，而解决这一难题最普遍的做法是选用漂浮接箍。DAVIS漂浮接箍是一种自动装置，不需要使用任何其他的下入或回收工具。该装置的内筒可以在钻水泥塞时和浮箍浮鞋一起用PDC钻头或牙轮钻头钻掉，在作业过程中操作也很容易。另一个重要的套管附件——BBL Reamer Shoe扩眼鞋，往往与漂浮接箍配套使用。采用漂浮接箍和扩眼鞋后，降低了下套管的风险。康菲－西江油田大位移井封固段每2根套管加1个旋流扶正器，套管均顺利下到位，有效地保证了套管居中度，确保了该地区钻井的成功。

2.3 提高顶替效率

顶替效率主要由钻井液、前置液、水泥浆、顶替技术等几大因素决定［4］。通过循环洗井和调整钻井液性能、固井前使用前置液将油基泥浆顶替出来并清洗井壁、采用更合理的顶替参数和技术等都能提高顶替效率。

图1 2种水泥浆强度对比示意图

3 现场应用

随着大位移技术的不断发展，固井技术的不断成熟，南海东部海域各油田大位移井固井施工均按照优选的方案顺利完成，固井质量满足油田开发生产要求。下面以XJ24－3A24ST02ERW井7in尾管固井为例。

1）基本数据井型为定向井，补心海拔52m，水深100m（井位海平面），完钻井深8808m，井底温度预测为106℃，地层压力预测为正常压力（压力因数小于1.1），井眼尺寸9in（1in＝2.54cm），套管尺寸7in，井眼深度8808m，套管鞋深度8803m，水泥浆返高6900m，套管内水泥塞长度69.7m，裸眼附加量20%，替浆结束后井底EMW（井底当量密度）1.16g／cm3，钻井液类型为油基钻井液Versaclean，钻井液密度1.11g／cm3。

2）井眼数据和套管程序表4为井眼数据和套管程序。

表4 井眼数据和套管程序

井眼规格9in，侧深8808m，垂深2840m，井底静止温度106℃，井底循环温度90℃，MWD（随钻测井）实测温度95℃。平均地温梯度为3.4℃／100m。

3）技术措施采取如下技术措施：①固井前充分循环（两个循环周）；②环空400m长度的基油，稀释钻井液；③环空200m长度的浓缩型油基钻井液冲洗液，软化稀泥饼、岩屑；④环空400m长度的隔离液，清洁套管与井眼环空及环空低边岩屑（漏斗黏度70～80s、岩屑密度高于钻井液0.24g／cm3）；⑤环空400m长度的油基钻井液冲洗液，将井眼转为亲水面；⑥环空大于200m长度的混合水加稀水泥浆，作为过渡浆，隔离、清洁井眼；⑦水泥浆密度控制均匀；⑧在释放胶塞后，顶替之前，注加重高黏隔离液3.18m3，以防止胶塞磨损失效时顶替液走高边导致套管鞋替空；⑨使用海水顶替，增加管内外密度差，从而加大套管串向上的漂浮趋势，减少管串偏心度；⑩采用紊流、塞流相结合的顶替泵速。

4）配方 JH “G”水泥＋6.24gps淡水F／W＋0.056gps消泡剂PC－X603L＋0.098gps分散剂PCF41L＋0.358gps降失水剂PC－G80L＋0.05gps缓凝剂PC－H21L＋21%漂珠CP62＋11%低密度增强剂PC－BT1（注：gps为加仑／袋（液体添加剂与纯水泥比）；百分比为干混添加剂占纯水泥比例）。

5）实施效果安全顺利施工，有效封固油、水层，达到开发生产要求（未电测固井质量）。