塔河油田桥古区块防气窜固井技术

2013-12-23杨广国常连玉

石油钻采工艺 2013年6期

高元杨广国常连玉高丽

（1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.中国石油大学胜利学院，山东东营 257061）

桥古区块位于塔里木盆地沙雅隆起雅克拉断凸构造带，是塔河油田的重要勘探区块之一，主要钻遇地层有第四系、新近系、古近系、白垩系、石炭系、前震旦系，钻探目的层为前震旦系。该区块自2010 年第1 口探井桥古1 井开钻至今，累计完成6 口井固井施工，优良率仅为33%，远低于塔河油田70%的平均水平，严重制约了该区块勘探开发进程，成为塔河油田主要难点区块之一。

1 固井难点

1.1 地层稳定性差，易垮塌掉块

该区块白垩系卡普沙良群组深5 500 m 左右，由巴西盖组、舒善河组、亚格列木组组成，为一套干旱炎热气候条件下沉积的陆相红层，以棕色、棕褐色、褐色粗粒砂岩和泥岩为主，局部夹灰绿色、灰色砂岩、泥岩互层。由于压实作用及构造活动的应力作用影响，形成了部分构造微裂缝及压溶缝。卡普沙良群地层泥质含量高，黏土矿物含量45%～80%，巴西盖组棕红色泥岩蒙脱石含量可达黏土矿物总量的60%以上，地层水敏性强，在钻井、固井过程中，自由水易沿裂缝进入泥页岩深部，导致泥岩产生膨胀与水化应力，改变原有应力平衡，进而产生剪切破坏，产生破碎、掉块与垮塌，造成井径不规则［1-2］。

1.2 井眼缩径，钻具易阻卡

该区块吉迪克组、苏维依组、库姆格列木群地层泥岩、膏质泥岩、粉砂质泥岩、泥膏岩、泥质粉砂岩、粉砂岩互层发育。该泥岩层属“软泥岩”，在上覆地层压力和构造应力的作用下可产生塑性流动，同时地层较多的石膏和盐具有较强的水化分散性及吸水膨胀性，特别是当石膏充填于泥岩粉砂岩孔洞、裂缝中时，在石膏水化分散后，地层失去骨架支撑，引起缩径。另外，强烈水化后的泥岩混入钻井液中，造成钻井液中有害固相增加，钻井液流变性变差，从而在井壁形成劣质滤饼，造成井眼缩小。粉砂岩由于渗透率高，钻井液滤失量大，易在井壁形成厚厚的滤饼，也会使得井径缩小，造成该地层段易发生管具遇阻、黏卡等复杂情况［3］。

此外，因井眼缩径造成的环空间隙变小，容易导致岩屑在缩径处堆积，造成井眼憋堵，导致施工高泵压，甚至憋漏地层，严重影响固井质量。

1.3 油气活跃，油气层压稳困难

该区块库姆格列木群、卡普沙良群、巴什基奇克组油气水活跃，主要表现为气测异常层、油斑、油迹、含油水层等油气显示［4］。该区块井油气显示层数多，分布井段长，油气层间互，起下钻作业中后效较严重，油气层压稳困难。如QG4 井在井深4 998～ 5 768.79 m之间油气显示异常活跃，油气显示达22个，各显示层厚度不均，其中最厚为15.00 m，最薄仅为0.25 m。

2 技术对策

针对桥古区块膏泥岩发育、油气水活跃、防漏与压稳困难等问题，通过环空浆柱结构与流变学优化设计、优选水泥浆体系、改进施工工艺等技术措施解决该区块固井技术难题。

2.1 井眼准备

下套管前，使用原钻具结构通井，消除井内台阶，参照电测井径曲线对缩径点和井眼曲率变化大的井段反复认真划眼，确保起下钻通畅。通井到底后，使用超级纤维有效清洁井眼，清除井底沉砂，并将纤维充分循环出井。套管下入前，调整钻井液性能，但原则上不做大幅调整，只适当降低钻井液黏度和切力，调整流变性，以保证井下稳定，确保不漏、不涌、不垮塌［5］。待钻井液性能达到要求后，向裸眼井段加入适量的固体和液体润滑剂，降低下套管摩阻。严禁裸眼段注入高黏钻井液作为封闭浆。

2.2 水泥浆体系优选

桥古区块尾管固井水泥浆密度在1.88～1.92 g/cm3之间，封固段长度为1 000 m 左右。前期使用胶乳防气窜水泥浆4 井次，其中1 口固井质量优质，2口合格，1 口不合格；使用其他防气窜水泥浆体系2井次，1 口良好，1 口合格；绝大部分井油气显示井段封固质量为合格或不合格。上述6 口井施工过程中均未出现漏失。因此，从增加水泥浆抗盐性能，抑制水泥石体积收缩入手，综合考虑地层岩性特征，改用微膨胀防气窜盐水水泥浆体系。该体系中的稳定剂包含有超细活性材料，可以增加水泥石密实性，降低水泥石孔隙度与渗透率，增加气体运移阻力；晶格膨胀剂可有效弥补水泥浆因失水和水化造成的体积收缩；盐可有效抑制地层黏土矿物的水化膨胀与分散，维持井眼稳定，防止井壁坍塌，改善水泥石与地层的胶结。为应对可能出现的漏失情况，室内优化出不同密度的水泥浆体系，配方如下，性能见表1。

1#：G 级水泥+90%粉煤灰+5%稳定剂+4%膨胀剂DZP-2+14%降失水剂DZJ-Y+2%早强剂H+1.0%缓凝剂DZH-2+18%NaCl+133%水；

2#：G 级水泥+4%稳定剂+2%膨胀剂DZP-2+5%降失水剂DZJ-Y+0.85%缓凝剂DZH-2+5% NaCl+48%水；

3#：G 级水泥+35%SiO2+4%稳定剂+2%膨胀剂DZP-2+5%降失水剂DZJ-Y+0.85%缓凝剂DZH-2+5%NaCl+48%水；

4#：G 级水泥+2%膨胀剂DZP-2+5%降失水剂DZJ-Y+0.5%缓凝剂DZH-2+5%NaCl+44%水。

表1 微膨胀防气窜盐水水泥浆综合性能

由表1 可以看出，微膨胀防气窜盐水水泥浆体系流变性好、API 失水低、稠化过渡时间短，SPN 值小于3，防气窜效果好。室内对配方3 进行超声波实验，动态观察水泥浆发展状况，直观地评价水泥石胶凝强度发展，实验结果如图1 所示。

图1 微膨胀防气窜盐水水泥浆静胶凝强度发展曲线

从图1 可以看出，该体系在静胶凝强度从48 Pa发展到240 Pa 时间在5 min 左右，其过渡时间短，降低了因水泥浆失重造成的气窜风险。

2.3 气窜预测

水泥浆在候凝期间，按传压方式可分为液体传压阶段、液塑态孔隙传压阶段、塑固态孔隙传压阶段。其中在液塑态孔隙传压阶段，水泥浆静胶凝强度（SGS）在48～240 Pa 之间，水泥浆内部结构力、与套管和井壁的连接力的增加，阻挡了上部液柱压力的有效传递，但其结构强度却还不足以阻挡气体的运移，此时因失水造成的体积收缩也不能得到有效补偿，各种因素导致该阶段气窜风险最大［6-9］。

参考胶凝失水系数法［6］，并考虑环空加压的影响，同时引入分段气窜预测模型［10］指导气层压稳设计。只考虑水泥浆因胶凝失重和失水造成的压力损失，前置液按钻井液近似计算，其压稳系数GELFL的计算公式为

式中，ρl，ρt，ρm分别为领浆、尾浆、钻井液的密度，g/cm3；ll，lt，lm分别为领浆、尾浆、钻井液液柱长度，m；pr为通过井口对环空液柱施加的压力，MPa；pls为领浆最大胶凝失重，MPa；pts为尾浆最大胶凝失重，MPa；pfl为失水失重，MPa；pg为气层压力，MPa。

该压稳设计中，水泥浆为双凝体系，短候凝高早强尾浆封固油气层段，领、尾浆静胶凝强度呈阶梯状发展，在尾浆静胶凝强度达到240 Pa 时，领浆的静胶凝强度小于48 Pa。领、尾浆最大胶凝失重分别发生在SGS 为48 Pa 和240 Pa 时，计算公式为

式中，Dh，Dp分别为井眼直径和套管外径，mm。

当式（3）计算的尾浆胶凝失重大于尾浆段初始液柱压力时，pts为尾浆初始液柱压力与该段净水压力之差

式中，ρw为水的密度，g/cm3。

因失水造成的失重pfl为

式中，Aj为井眼在水泥浆段裸眼面积，cm2；t1为水泥浆静胶凝强度达到48 Pa 时间，min；t2为水泥浆静胶凝强度达到240 Pa 时间，min；qt为水泥浆在过渡阶段单位面积上的失水速率，mL/（cm2·min）；Cf为水泥浆体积压缩系数，2.6×10-2m3/MPa。

若GELFL 值大于1，则表明环空水泥浆静液柱压力在尾浆静胶凝强度为240 Pa 时，可以压稳气层；若GELFL 值小于1，则表明气层未压稳，发生气窜的可能性大。

2.4 固井技术措施

（1）使用双凝水泥浆体系，缓凝领浆保证传递上部液柱压力；速凝尾浆在气层段形成高早强水泥环控制气窜，上返至油气层顶部以上50～100 m［11］。

（2）使用抗高温盐水研磨型冲洗液（密度1.07 g/cm3）和抗高温盐水加重隔离液（密度1.50 g/cm3）相结合的MS 前置液体系，冲洗液低返速下易达到紊流顶替，低黏高切加重隔离液可有效驱替钻井液并有效隔离水泥浆，前置液紊流接触时间不少于10 min，或占环空高度不低于300 m。

（3）使用固井软件模拟，套管鞋以上200 m 每2根套管放一个树脂旋流刚性扶正器，油气层段旋流刚性扶正器和弹性扶正器交替安放，每5 根套管安放一只扶正器，现场根据实际井径对扶正器进行调整优化，确保套管居中度大于70%。

（4）采用紊流—塞流复合顶替技术，在冲洗液出套管时即达到紊流顶替，施工后期降低排量，使用塞流顶替。

（5）采用大陆架NSSX-C Ø244.5 mm×Ø177.8 mm 内嵌式悬挂器，并在主要层段使用树脂旋流刚性扶正器。

（6）替浆到位后，上提立柱3 柱，先大排量正循环2 周，再反循环2 周，最后关井憋压候凝。

3 现场应用

使用微膨胀防气窜盐水水泥浆体系，结合使用新型分段压稳气窜预测模型在桥古区块使用2口井，固井质量均为优质。下面以S53-1 井Ø177.8 mm 尾管固井为例详细介绍固井情况。

S53-1 井是一口油藏评价井。该井Ø215.9 mm钻头从4 786.00 m 钻至5 692.00 m 中完，套管下深5 691.63 m，悬挂器位于4 673.82～4 679.34 m。该井在库姆格列木群和卡普沙良群地层钻遇油气显示层位14 个，气层活跃，通井下钻到底循环有后效，固井压稳与防漏难度大。虽然该井三开在下套管前使用超级纤维携砂清洗井眼，但裸眼段经过长时间浸泡后，井壁滤饼厚；多次通井作业后，测井曲线显示下部油气层段井径扩径严重，且存在“糖葫芦”井眼，使得固井质量难以保证。通过地层承压能力分析和分段压稳预测模型计算，设计隔离液密度1.50 g/cm3，领浆密度1.92 g/cm3，封固段为4 473～5 000 m；尾浆密度1.92 g/cm3，封固段为5 000～5 691.63 m，利用式（1）～（5）计算的GELFL 压稳系数为1.09。水泥浆主要性能如表2 所示。

表2 S53-1 井Ø177.8 mm 尾管固井水泥浆性能

该井固井施工注入冲洗液4 m3，隔离液8 m3，领浆31 m3，尾浆15 m3；替浆前期大排量2 m3/min 顶替，替浆至最后5 m3左右排量降至0.5 m3/min 顶替至碰压；替浆结束后先正循环2 周，循环排量2 m3/min；然后反循环2 周，排量0.8 m3/min，关井憋压候凝16 h，压力0.2 MPa，然后开井候凝24 h 后下钻探扫塞，测声幅。声幅测井解释结果为优秀井段占69.2%，良好井段占27.1%，综合评定为优质。