定北区块长裸眼段固井防漏工艺技术

李明忠，李正国，张树生，王亚青，崔红丹，王成文

(1.中国石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，河南 郑州 450042；2.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东 青岛 266580)

定北区块长裸眼段固井防漏工艺技术

李明忠1，李正国1，张树生1，王亚青1，崔红丹1，王成文2

(1.中国石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，河南 郑州 450042；2.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东 青岛 266580)

定北区块地层承压能力普遍较低，漏失层位多，水平井技套固井封固段超过4 000 m，漏失是制约定北区块固井质量的关键问题。结合地层压力数据，兼顾一、二级固井防漏需要，确定了分级箍安放位置优化方法；下套管前，先期堵漏提高了地层承压能力；设计先导稀水泥浆，保证足够的紊流接触时间，有效地冲刷了井壁虚泥饼；双速替浆方法使得替浆排量产生的动摩阻不能超过薄弱地层承压能力与环空浆柱压力之差，既满足了固井防漏需要又提高了顶替效率。该工艺技术应用于定北区块LP15H等水平井的技术套管固井，有效解决了普遍固井漏失问题，提高了固井质量。

定北区块 漏失 长裸眼段 双级固井 替浆 排量

定北区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与天环坳陷的交接部位，具有良好的油气勘探潜力。该区块主要采用水平井三级井身结构、预制管柱完井方式进行开发，二开技套固井封固A靶点以上长裸眼井段。气层埋藏深，技术套管裸眼封固井段超过4 000 m；大段煤层发育，漏失层位多，井内情况复杂，地层承压能力低，长裸眼段固井时普遍发生漏失导致水泥返高不够，严重影响固井质量。因此，形成一套适合定北区块的有效固井防漏工艺技术，对改善定北区块的固井质量具有重要意义。

1 定北区块固井技术难点分析

1.1定北区块地质、温度和压力系统

漏失情况表现为多点、多井段，地层承压能力低[1]，其中三叠系的和尚沟组和刘家沟组地层破裂压力当量密度仅为1.30～1.35 g/cm3，地层从上到下均发育不同程度的裂缝；钻遇地层发育大段泥岩和煤层，井壁易失稳。钻井过程显示，该区块地层由上向下的延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组、石盒子组、山西组、马家沟组等均发生过不同程度的漏失。该区地温梯度3.15～3.51 ℃/100 m，井底静止温度高于130 ℃，中部井段温度70 ℃左右，封固段中、下循环温差约50 ℃，要避免中温段水泥浆早期强度发展缓慢甚至超缓凝，以致于延误后续施工作业，增加了气窜和漏失的风险[2-4]。

定北区块长裸眼技套固井采用双级固井防漏失。兼顾一、二级固井防漏和压稳，需合理设计分级箍安放位置。若一级封固段过长，井底漏失造成中部漏层未能有效封堵，导致二级固井继续漏失；若二级封固段过长，中部地层漏失使水泥浆不能返出地面。大斜度井段注水泥顶替效率较低，不利于改善固井质量[5]。

2 分级固井分级箍安放位置优化

定北区块双级固井选择机械打开式分级箍，避免了分级箍在液压作用下提前开孔。分级箍安放位置除考虑井壁稳定性、含油气层位之外，要综合考虑一、二级固井防漏需要。分级箍安放设计基本原则为环空各处动液柱压力满足：

pPi<∑pi

(1)

式中，∑pi为某层位固井时受到的动液柱压力，MPa；pPi为某层位地层压力，MPa；pLi为地层漏失压力，MPa；pFi为某层位地层破裂压力，MPa。

在固井时，环空某一层位i处动液柱压力为：

(2)

式中，ρj为对应浆段流体密度，g/cm3；j为钻井液、前置液、冲洗液、隔离液、领浆、尾浆和过渡浆；Lj,i为层位i处以上对应某浆段段长，m；(Lj,i)⊥为对应浆段垂长，m；pf为环空各段浆柱的摩阻压降，MPa；g=0.009 81 N/g。

分级箍安放位置设计主要按以下程序分析：

2.3 本组检查者发现4类结节中单发结节37例，8例为多发结节，其中36例为实性结节，5例为部分实性结节，4例为磨玻璃样结节。4类结节中实性和部分实性结节有分叶的较多，共25例；有11例距离胸膜较近，引起邻近胸膜皱缩，出现胸膜凹陷征；有7例边缘出现短毛刺。4类实性结节总体密度均匀，有5例出现小空泡征。磨玻璃样结节靠近胸膜也会引起邻近胸膜皱缩，但毛刺征未见出现。

(1)借助临井钻井资料、测井资料预测地层压力，液压试验法获取地层漏失压力和破裂压力，掌握地层岩性、井壁稳定性、油气层位置、井眼轨迹和漏失层位等资料；

(2)在井深范围内，以10 m间隔假定分级箍预安放位置L0，编程分段计算一、二级固井不同层位处承受的动液柱压力，将式(1)为约束条件，获得满足条件的L0。

(3)综合考虑分级箍安放对井壁稳定性、油气层位置的要求，筛选最合适的分级箍安放位置。

3 定北区块固井抗高温水泥浆体系研究

通过多次室内试验，优选合适的水泥填充剂和外加剂，优化外加剂加量，调整水灰比，确定了定北区块一、二级固井水泥浆配方。水泥浆体系性能满足：(1)一级尾浆中加入超细硅粉和微硅，保证高温下水泥石强度稳定；(2)优选对温度适应性强的高温缓凝剂JXGH-1和强度调节剂JXZQ-1，一级领浆早期强度发展较快；(3)水泥浆密度和流动性满足固井防漏失需要；(4)适当增加水泥浆初始稠度，提高大斜度段顶替效率；(5)微膨胀、悬浮稳定性好，有效控制失水、零析水；(6)调整二级固井尾浆密度至1.75 g/cm3，降低对漏失层处的液柱压力。一级领浆在不同温度下的稠化时间和强度关系见表1。一、二级固井间隔24 h，进行二级固井时，一级领浆在分级箍处已发展足够的强度，有效封堵了中部薄弱地层。

表1 高温领浆在不同温度条件下稠化时间与强度

4 定北区块水平井固井注替技术研究

4.1固井前准备

4.1.1 地层承压能力测试与先期堵漏

掌握地层薄弱层位，是实施固井防漏工艺技术的前提。固井时，薄弱地层应承受的压力受水泥浆密度、水泥上返深度、钻井液密度以及循环流动阻力等因素影响，该压力若大于漏失压力，就必须进行先期堵漏，提高承压能力[7-8]。地层承压能力测试是指固井前按环空浆柱动液柱压力进行试漏试验，层位i处井口承压：

(3)

4.1.2 通井技术措施

采用单、双扶正器至少通井两次，在重点和复杂井段进行划眼并反复多次上下提放钻柱，最终实现井眼光滑、通畅、无沉砂、无阻卡。最后一次通井时在大斜度段泥浆中加入2%的塑料小球及液体润滑剂。

4.1.3 下套管和扶正器加放

控制套管下放速度不超过0.46 m/s，在低压易漏井段，下放速度应降至0.25～0.30 m/s[9]。采用“套管居中度大于0.67”的标准设计扶正器加放位置，造斜段与水平段采用树脂滚轮扶正器和旋流扶正器交替加放，直井段加放弹性扶正器，分级箍上下两根套管各加放一个弹性扶正器。

4.1.4 固井前钻井液性能调节

下完套管开泵循环，初期采用小排量顶通，顶通后再逐渐恢复到正常循环排量，促进岩屑床的清除和钻井液胶凝层破坏。固井前，将钻井液密度控制在1.15～1.20 g/cm3，钻井液屈服值控制在2～5 Pa，漏斗粘度40～50 s，塑性粘度5～15 mPa·s，失水小于5 mL，摩阻系数小于0.1，切力2/3 Pa，出口和进口的钻井液性能基本一致。

4.2前置液设计

在水平井大斜度段，套管偏心和重力导致环空钻井液清洗难度增大，混浆段长度增加[10]。且定北区块目的层段较短。为有效冲洗环空钻井液，采用先导稀水泥浆作为前置液的一部分，将紊流接触时间增加至10 min。先导稀水泥浆不封固主要井段，全部被洗出环空，其性能满足：低速紊流；流性指数大于领浆，动塑比小于领浆，保证在领浆不能达到紊流时，以塞流顶替先导稀水泥浆[11]；先导稀水泥浆密度基本接近钻井液密度，不会大量增加井底液柱压力；浆体中的漂珠材料具有一定的堵漏作用。一、二级固井中冲洗液和先导稀水泥浆设计用量见表2。

表2 定北区块固井前置液设计

4.3替浆设计方法

采用双速替浆方法，兼顾固井漏失和提高顶替效率的需要。为提高顶替效率，不采用层流顶替。保证替浆排量产生的动摩阻不超过薄弱地层承压能力与环空浆柱压力之差。顶替初期，以较高的排量顶替，保证环空流体均为紊流，或者满足冲洗液、先导稀水泥浆紊流而领浆有效层流；在顶替后期，或水泥浆返至薄弱地层时，环空流体均以塞流顶替，利用浆体间稠度以及密度递增关系，达到提高顶替效率的目的[12]。在套管内，替浆液即将追上钻井液前，适当降低替浆排量，以减少压力激动，之后恢复替浆设计排量。

一、二级固井替浆过程中，紊流与塞流临界排量的计算方法为(假设顶替液流变性满足幂率模式)：

Rec=3 470-1 370n

(4)

(5)

(6)

式中，Dw为井径，cm；De为套管外径，cm；Qc为环空紊流临界排量，L/s；Qw为环空塞流临界排量，L/s；Rec为浆体紊流临界雷诺数；K为稠度系数，Pa·sn；n为流行指数；幂律流体塞流临界雷诺数取100。

5 现场应用实例分析

LP15H井是一口气藏评价水平井，二开设计井深4 124 m，造斜点井深3 499 m，造斜段长625 m，A靶点垂深3 900 m。在钻井过程中多次发生钻井液漏失，采取双级固井工艺技术。固井前，通井两次；扶正器按照设计要求全部入井，有效保证了套管居中；充分循环钻井液，使得出入口钻井液排量和性能基本保持一致；刘家沟组地层承压能力测试时，井口承压3 MPa，稳压30 min，压降不超过0.5 MPa。

刘家沟组(2 954～3 272 m)和尚沟组(2 758～2 954 m)地层破裂压力最小仅为1.30 g/cm3，根据设计的浆柱结构以及动摩阻，优化分级箍的安放井深为2 526 m。一级尾浆封固段3 900～4 118 m(1.88 g/cm3)，一级领浆封固段2 526～3 900 m(1.30 g/cm3)；二级尾浆封固段2 226～2 526 m(1.75 g/cm3)，二级领浆封固段0～2 226 m(1.30 g/cm3)。为更好地压稳和防气窜，施工中适当调整了水灰比，实现裸眼环空的四凝水泥浆体封固。

关于替浆排量的设计，以一级固井为例，前置液返至刘家沟组底界之前，作用在该层位上的动摩阻不应大于(1.30～1.20)×0.009 81×3 272×97%=3.11 MPa；替浆到位之前，作用在刘家沟组层位上的动摩阻不应大于0.009 81×(1.30×3 272×97%-1.30×746-1.25×300-1.02×400-1.20×1 826)=1.78 MPa。根据环空排量、雷诺数和动摩阻之间的关系，确定不同阶段替浆排量[13]。一级固井共替浆81 m3，在前置液返至刘家沟组之前，替浆排量不能超过1.2 m3/min，此时前置液、先导稀水泥浆均为紊流流态；替浆至71 m3时，前置液开始返至刘家沟组以上，随着环空浆柱压力的增加，控制替浆排量不大于0.3 m3/min，直至碰压，领浆以塞流流态顶替先导稀水泥浆和前置液。需注意的是，一级固井时挠性塞即将通过分级箍时，将排量降至0.6 m3/min，防止分级箍提前开孔。环空流体基本性质和流态计算数据见表3。

表3 环空流体基本性质和流态计算

图1为LP15H井一级固井压力变化示意图。

图1 LP15H井一级固井压力示意

定北区块LP15H、LP5T和LP8T等井固井施工中，漏失情况基本得到控制，一级固井水泥浆返至分级箍，二级固井水泥浆返至地面，固井质量优质。

6 结论

(1)定北区块漏失层位多，根据地层压力特征，兼顾一、二级固井防漏需要，分段计算浆柱压力和动摩阻，优化了分级箍安放位置；

(2)尾浆中加入不小于25%的超细硅粉，有效抑制了水泥石的强度衰退；优选缓凝剂JXGH-1和强度调节剂JXZQ-1，显著提高了顶部领浆早起强度；加入一定量的膨胀剂，避免水泥石因体积收缩形成气窜通道；

(3)计算了地层各易漏失层位固井时应承受的最大动液柱压力，以此为基础，进行地层承压能力测试。对不符合要求的井，进行先期堵漏。

(4)一、二级固井浆柱结构中设计了先导稀水泥浆，将钻井液的紊流接触时间提高至10 min。

(5)采用双速替浆技术，保证替浆排量产生的动摩阻不超过薄弱地层承压能力与环空浆柱压力之差，既降低了井漏的风险，又提高了注水泥顶替效率。该固井工艺技术在定北LP15H井等技术套管固井中取得显著应用效果。

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(编辑 谢 葵)

Antileakage cementing technology for long open interval wellsin Dingbei block

Li Mingzhong1，Li Zhengguo1，Zhang Shusheng1，Wang Yaqing1,Cui Hongdan1,Wang Chengwen2

(1.DownholeOperatingCompanyofNorthChinaPetroleumEngineeringCorporation，SINOPEC,Zhengzhou450042,China;2.SchoolofPetroleumEngineering，ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China)

There are generally low formation loading capacity，more thief zones，and more than 4 000 m sealing interval of intermediate casing cementing for horizontal wells in Dingbei block.Leaking is a key problem to restrict cementing quality in the block.On the basis of formation pressure data，considering antileakage requirements for first and two stages cementing，the stage collar position in casing string was optimized.Before running casing，plugging in advance can increase the formation loading capacity.Thin cement slurring was circulated to ensure enough turbulent contact time and wash effectively uncompacted mud cake.The dual-speed displacing mud method can guarantee the running friction less than the difference between formation bearing pressure and fluid column pressure，which can not only meet requirements of antileakage but also increase displacement efficiency.The antileakage cementing technology was successfully applied in intermediate casing cementing for horizontal wells such as LP15H well in Dingbei block and can effectively control cement loss and improve the cementing quality.

Dingbei block;cementing loss;long open-hole interval;two-stage cementing;cement slurry;displacement rate

TE256

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.01.017

2014-08-19；改回日期2014-10-09。

收稿日期：李明忠(1988—)，硕士，助理工程师，现从事油气井工程固井和流体力学方面研究。电话：13653860977，E-mail：petroleumupc@163.com。

本文系国家自然科学基金(NO.51174226)和中石化华北石油工程有限公司钻完井项目(HBGC-KJ-14-06)资助。