神木区块天然气探井一次上返固井技术

胡富源，付雄涛，周兴春

1.中国石油长庆油田分公司工程技术管理部（陕西西安710021）

2.中国石油川庆钻探工程有限公司长庆固井公司（陕西西安710021）

神木区块天然气探井一次上返固井技术

胡富源1，付雄涛2，周兴春2

1.中国石油长庆油田分公司工程技术管理部（陕西西安710021）

2.中国石油川庆钻探工程有限公司长庆固井公司（陕西西安710021）

一次上返固井能缩短建井周期，提高套管的气密性及耐压性，但容易因漏失而导致水泥返高不够。针对神木区块气层段特点，选用轻珠水泥、降失水水泥、泡沫水泥三凝水泥浆体系，能够压稳气层同时不压漏地层。通过对水泥浆流变性和井径数据计算，确定紊流顶替临界排量，同时在水泥浆返至200m左右时应采用塞流顶替。通过现场应用，能够实现全井段封固，保证固井质量。

神木区块；天然气探井；一次上返固井；顶替排量；水泥浆

神木区块位于中国石油长庆油田分公司气田东部，目前主要以天然气预探井为主。为延长气井开采寿命，通常要求全井段封固，减少后期固井补救措施。一次上返固井工艺能够简化井身结构，提高套管的气密性及耐压性，缩短建井周期，降低投资成本。但同时受限于灰量大、施工时间长、对水泥浆性能要求高、施工压力高等因素，固井成功率相对较低。通过对水泥浆技术及固井工艺等方面研究，实现全井段封固，提高固井质量，为油气增储上产提供强有力的工程技术支撑。

1 地质及工程简况

神木气田构造位置属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，钻经地层依次为：新生界第四系；中生界侏罗系下统延安组，三叠系上统延长组、中统纸坊组、下统和尚沟组和刘家沟组；上古生界二叠系上统石千峰组、中统石盒子组、下统山西组和太原组，石炭系上统本溪组；下古生界奥陶系下统马家沟组（多数井未穿）。储层主要分布在1 600~2 400m不等，包括本溪组、太原组、山西组、石盒子组、石千峰组。储层属于低压砂岩气藏，资料显示地层最小压力梯度为0.008 4MPa/m,最大为0.010 2MPa/m,平均为0.009 2 MPa/m。通过压裂数据推算，地层破裂压力梯度在0.017~0.019 8MPa/m之间，地层破裂压力最低点在刘家沟组，通过承压能力试验，其破裂压力当量密度在1.38g/cm3左右。

神木气田井深一般在2 200~2 500m，一开采用Φ311.2mm钻头钻过稳定地层，表层采用Φ244.5mm的套管,下深一般在500m左右。二开采用215.9mm钻头钻至设计井深，Φ139.7mm生产套管下至距井底3~5m位置。多数井完井方式为套管射孔完井，要求全井段封固，固井质量满足射孔压裂等后续作业要求。

2 固井难点及技术对策

2.1 固井难点

1）本溪组、太原组、山西组煤层发育，单层厚1～10m，易坍塌；刘家沟组承压能力低，固井中易漏失，造成水泥返高不够。

2）目的层气藏埋藏浅、跨度较大，易发生气窜；当井下发生漏失，造成静液柱压力降低，存在未压稳地层而导致气窜的危险。特别是长封固段固井施工，水泥浆体系失重更为严重。

3）固井用灰量大，作业时间长。现场施工压力高，顶替过程中易出现复杂情况。部分井井径极不规则，顶替效率不仅无法保证，而且容易造成水泥浆与前置液（甚至钻井液）以及不同体系水泥浆之间窜流，导致固井质量不理想。

2.2 技术对策

2.2.1 水泥浆体系研究

1）在天然气井固井中，气层段固井质量的好坏对固井的成败起着决定性的作用。气层段水泥浆要具有较高的水泥固井强度，能满足压裂酸化的要求，同时要求防气窜性能优越。神木区块所用的水泥浆为泡沫水泥浆体系，利用化学发气剂发生反应生成气体，在稳泡剂的作用下，形成一种体系稳定，气泡均匀分布的泡沫水泥浆。泡沫在高压下几乎不可压缩，随着水泥水化的进行，静液柱压力随之减少，作用于地层的孔隙压力会快速下降，此时泡沫水泥浆中的气体可有效的补偿地层孔隙压力的下降，从而压稳气层。泡沫水泥浆表现出的这种弹性能够使水泥浆在整个凝结硬化过程中保持足够的孔隙压力。另外，由于泡沫水泥浆中含有一定的稳泡剂，即使发气量不够，不能产生足够的气体压稳气层，发生气侵现象，但侵入的气体通过稳泡剂的乳化作用，将生成微小的气泡，稳定的存在于泡沫水泥浆中，与泡沫水泥形成一体，直至压力平衡。

①1.90g/cm3泡沫水泥浆体系常规性能评价，其体系为：1#G级水泥+2%发气剂+0.25%缓凝剂+ 1.5%降失水剂+2.5%稳泡剂+水；2#G级水泥+2%发气剂+0.3%缓凝剂+1.8%降失水剂+2.5%稳泡剂+水；3#G级水泥+2%发气剂+0.6%缓凝剂+1.5%降失水剂+2.5%稳泡剂+水；4#G级水泥+2%发气剂+0.8%缓凝剂+1.8%降失水剂+2.5%稳泡剂+水。从表1可以看出，1.90g/cm3泡沫水泥浆体系综合性能良好，水泥浆的流动性好；API失水量可以控制在50mL以内；水泥浆稠化时间可调；24h抗压强度高；满足固井施工要求。②1.90g/cm3泡沫水泥浆体系流变性评价。该区块所用泡沫水泥浆配方为：G级水泥+2%发气剂+0.6%缓凝剂+1.5%降失水剂+2.5%稳泡剂+水，在65℃、常压下，水泥浆流变性能如表2所示。由F值可知，该水泥浆符合幂律流变模式，流变方程为：

式中：n为流性指数，无量纲；k为稠度系数，Pa·s。

由式（1）、（2）可知，该泡沫水泥浆流性指数n= 0.399，稠度系数k=0.587Pa·s。

2）对于非目的层段的填充，一般根据地层承压能力和水泥浆性能等确定。通过综合分析，选用密度为1.35g/cm3轻珠水泥浆体系作为领浆，密度为1.75g/cm3的降失水水泥作为中间浆。水泥浆体系常规性能评价结果如表3所示。

从表3可以看出，填充段两种水泥浆体系综合性能良好，水泥浆的流动性好；API失水量可以控制在100mL以内；水泥浆稠化时间可调；24h抗压强度高；满足固井施工要求。在65℃和常压下，水泥浆流变性能评价结果如表4、表5所示。

由表4、表5可知，F值均不在0.5±0.03范围内，故选用幂律流变模式，轻珠水泥浆n=1.054，k= 0.032Pa·s；降失水水泥浆n=0.798，k=0.203Pa·s。

2.2.2 现场施工技术措施

根据神木区块电测资料，二开Φ215.9mm井眼的平均井径扩大率约为10%，即237.5mm。平均环容28.97L/m。井深按2 400m计算，一般尾浆量为24m3，封固段长700m；中间浆10m3，封固段长300m；领浆50m3，封固段长1 400m。为防止漏失，保证固井质量，必须准确控制施工参数。

表1 常规密度水泥浆综合性能

表2 泡沫水泥浆流变性能参数

表3 填充段水泥浆综合性能

表4 轻珠水泥浆流变性能参数

表5 降失水水泥浆流变性能参数

1）根据地质资料及钻井设计要求，综合考虑气层位置、地层压力、地层破裂压力、刘家沟组承压能力及水泥浆性能，选用三凝水泥浆体系。水泥浆柱设计如下:尾浆段：密度为1.90g/cm3，封固长度为600~ 800m；中间浆段：密度为1.75g/cm3，封固长度为300~ 400m；领浆段：密度1.35g/cm3，封固长度为1 300~1 700m，返至井口；气层地层压力：0.009 2 MPa/m×2 400m=22.08MPa；气层段地层破裂压力：0.017MPa/m×2 400m=40.80MPa；气层段水泥浆液柱压力:(1.35g/cm3×1 400m+1.75g/cm3×300m+1.90 g/cm3×700m)×9.8N/kg×10-3=36.70MPa；水泥浆失重时当量密度取1.07g/cm3，气层段水泥浆液柱压力：（1.35g/cm3×1 400m+1.75g/cm3×300m+1.07g/cm3× 700m）×9.8N/kg×10-3=31.01MPa；气层段水泥浆液柱压力36.70MPa小于气层段地层破裂压力40.80MPa所以不会压漏气层；水泥浆失重时气层段液柱压力31.01MPa大于气层段地层压力22.08MPa，所以能压稳气层。

地层破裂压力最低点为刘家沟组，其底界一般在1 400m左右，该层位位于领浆封固段，领浆密度为1.35g/cm3，小于地层破裂当量密度1.38g/cm3，因此不会压漏。

2）流体有塞流、层流和紊流3种状态，一般认为紊流和塞流的顶替效率最高。在较高的流速下容易达到紊流顶替，但摩阻压力相对较高，尤其在顶替后期，容易造成井漏；塞流状态下顶替，流速很低，摩阻压力下，但受水泥浆稠化时间的限制，不可能一直采取塞流顶替。因此在实际施工中采用紊流和塞流相结合的方式顶替。通常采用雷诺数Re作为判断流体流态的标准。水泥浆在套管外，处于环形空间内流动，而且环空的内径和外径比为0.59，大于0.3，故选用窄缝近似法计算。选用的水泥浆符合幂律流变模式，因此选用幂律流变模式下的计算公式。

管流：

环空流：

在紊流状态下，摩阻系数f满足：

式（3）~（7）中,V为流体流速，m/s；f为摩阻系数,无量纲；ΔP/L为摩阻梯度，Pa/m；Di为套管内径，m；ρ为流体密度，Kg/m3；KRe、KP为单位系数1，无量纲。

当Re≥4 150～1 150×n时，流体为紊流状态。

在顶替过程中，如果顶替效率不够，会造成不同流体之间窜流。尤其是领浆与前置液及钻井液之间窜流严重后，可能直接导致填充段固井质量不合格。通过计算，求出不同水泥浆在套管内的临界流速，如表6所示。

表6 水泥浆在套管内的临界流量

在顶替前期，领浆处在环空，临界流速下雷诺数Re为2 938，由式（5）可知：临界流速：V=0.902m/s；临界排量：Q=（0.902×28.97×60）m3/min=1.57m3/min。

在顶替后期，随着环空水泥浆液面的升高，环空液柱压力越来越大。如果不降低排量减小摩阻压力，很容易导致薄弱地层刘家沟组漏失，所以应该采用塞流顶替。由于刘家沟组底界一般在1 400m左右，该层位以上全是领浆封固，因此主要计算领浆的环流摩阻压力。

由式（7）可知，领浆在临界流速下，环流摩阻系数f=0.040 7；摩阻梯度ΔP/L=[2×1 350×0.902 2× 0.040 7/（0.237 49-0.139 7）]Pa/m=914Pa/m。

前置液密度为1.0g/cm3，钻井液密度1.1g/cm3左右，由于顶替后期钻井液基本快全部被顶替完全，因此计算时领浆上部流体密度取1.0g/cm3，同时忽略其摩阻压力。通过计算，当领浆返高到200m处，刘家沟处压力恰好达到破裂压力。此时应改为塞流顶替，一般排量不超过0.5m3/min。

2.2.3 其他技术措施

①如果井下正常，可适当加大前置液量，减小顶替后期的液柱压力，避免施工压力过高，同时降低漏失的风险；②按设计要求混配水泥浆，保证密度均匀，密度波动范围控制在±0.03g/cm3；③保证施工连续，避免中停后再次起动造成的压力激动，导致井漏；④为避免出现假水泥塞，影响电测三样，使用专门配制的压塞液压胶塞，数量为1~1.5m3，压胶塞时排量控制在0.5m3/min；⑤固井过程中发生井漏，适当降低顶替排量，避免漏失加重，同时密切关注井口返出情况；⑥碰压后在施工压力上附加2MPa关井候凝，关井时间一般为2h，不可长时间关井；⑦钻井过程中发生漏失的井采用正注反挤工艺施工，正注段返高至700m。

3 现场应用成果

在完成固井施工的13口神字号天然气井中，采用泡沫水泥、降失水水泥、轻珠水泥三凝水泥体系施工的有9口井。除1口井因漏失导致上部出现250m的自由井段，其余井水泥均返至地面，固井质量全部合格。

通过现场应用可看出，该区块一次上返固井采用三凝水泥浆体系，正确控制施工参数，基本可以避免漏失，满足固井要求。

4 结论与建议

1）在神木区块天然气探井一次上返固井施工中，采用三凝水泥浆体系，对应密度分别为1.35 g/cm3、1.75g/cm3、1.90g/cm3，能压稳气层同时不压漏地层，满足固井要求。

2）用泡沫水泥浆封固气层段，效果优于膨胀水泥浆。

3）顶替前期,采用紊流顶替,临界排量为1.57 m3/min，现场施工可以控制排量在1.6m3/min，达到紊流顶替。

4）顶替后期，防止刘家沟组漏失，一般在水泥返至200m左右时改为塞流顶替，排量不超过0.5 m3/min。

5）正确采取对应的方案和措施，能够成功实现一次上返，固井合格率100%。

6）由于不同井、不同批次固井材料，存在一定差异，具体到某一口井，要对水泥浆化验和施工参数计算进行详细地设计，确保施工顺利。

[1]魏周胜，周兵，李波，等.一次上返固井技术在天然气井中的应用[J].天然气工业，2007,27(8):69-71.

[2]刘崇建.油气井注水泥理论与应用[M].北京:石油工业出版社，2001:270-271.

[3]贾芝,胡富源,郭卫军,等.用于封固气层的泡沫水泥浆固井技术[J].钻井液与完井液，2003,20(2):23.

[4]刘顺治,刘刚,王延东.一次上返全封固固井技术在延长气田中的应用[J].中国石油和化工标准与质量,2009,14(3):60.

[5]魏周胜，周兵，李波，等.一次上反固井技术在天然气井中的应用[J].天然气工业，2007,27(8):69-71.

One-time up-return cementing can shorten well construction period,improve the air tightness and the pressure resistance of casing,but it easily cause insufficient cement up-return due to the leakage of the cement.According to the characteristics of gas reservoir in Shenmu block,the cement slurry system composing of light bead cement,reducing fluid loss cement and foam cement is used,and it is capable of stabilizing gas reservoir but does not cause the leakage of formation.The critical displacement for turbulent replacement is determined according to the rheology of cement slurry and well diameter,and the plug flow replacement is used when cement slurry returns to about 200m.The field applications show that the cementing technology can realize cementing in whole hole and ensure the cementing quality.

Shenmu block;natural gas exploration well;one-time up-return cementing;replacing displacement；cement slurry

尉立岗

2015-07-19

胡富源（1964-），男，现主要从事固井技术工作。