苏里格气田二开水平井固井留塞分析与对策

2015-12-03薛永波中石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发公司天津300280

长江大学学报(自科版) 2015年5期

薛永波（中石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发公司，天津300280）

谢焕琪，孙麟（中石油渤海钻探工程有限第三钻井工程公司，天津300280）

1 苏里格气田二开水平井实施背景

苏里格区块气田自2006年开发以来，前期主要采用常规井开发模式，但随着开发的不断深入，以常规井开发的方式已愈显弊端。由于气层的连通性差，压力下降快，单井储量低，单井产量低，直井提速空间不大等客观难题，使得气田的开发无法实现效益持续的最大化。2009年合作区块部署并试验成功首口水平井，尤其是水平井裸眼分隔压裂工艺技术试验的成功，为解决瓶颈难题带来了希望，自此，合作区块拉开了水平井开发序幕［1，2］。随着井下压裂技术的不断提高，钻井成本缩减，2012年合作区块进行了二开水平井先导试验，并取得成功，2013年开始部署二开水平井［3，4］。与常规三开水平井相比，二开水平井由于简化了井身结构，钻井周期较邻井平均缩短30%以上，且单井钻完井成本也可节约30%以上，显示了突出的优势［5，6］。

2 二开水平井固井工艺

2.1 二开水平井固井难点

1）大斜度井段和水平井段井眼底边往往存在固相沉积物，如岩屑床、钻井液中的重晶石颗粒和其他固相沉积物等，固井顶替过程中易出现桥堵，进而造成憋高压及留塞。

2）大斜度井段和水平井段套管对井壁的压力大，从而增加了下套管的摩擦阻力，套管下至预定位置困难，尤其是较浅的水平井更为突出，同时在下套管过程中安放扶正器进一步增加了下套管阻力，若不安放扶正器则影响套管居中度，套管居中度降低则影响顶替效率。

3）大斜度井段和水平井段井眼常常呈上下宽、左右窄的椭圆型井眼，水泥浆如果性能不稳定，容易在顶替过程中发生分层现象，井眼顶边形成高边析水，底部水泥浆稠度、密度较高，从而易发生闪凝现象，造成憋高压及管内留塞事故。

4）水平井对浮鞋浮箍密封质量要求高。如果单流阀密封装置失灵，容易造成套管内滞留水泥塞。

2.2 二开水平井固井工艺措施

解决该区块水平井固井技术难点主要需要从水泥浆体系优选、套管居中及配套技术措施几个方面入手。

1）选用低滤失、零析水、高沉降稳定性，不收缩或具备微膨胀特性的优质水泥浆体系，使其满足井斜大、水平段长特殊条件下有效封固的目的，避免在上侧井壁形成水槽或微间隙，并提高水泥浆体系体系的防窜能力和水泥石韧性，达到提高固井质量的目的，为后续井下作业提供良好的作业环境。

2）对水平井必需进一步强化井眼准备技术措施，有效地清除岩屑床、降低摩阻，下套管前适当降低钻井液黏切，确保套管能顺利下入。

3）优化扶正器选型及扶正器安放位置，一方面降低下套管摩擦阻力，保证套管安全下入，另一方面提高套管居中度进而提高顶替效率。

4）采用软件模拟施工过程，合理选择施工参数，尤其是顶替排量选择，在保证施工安全的同时，提高顶替效率。

5）优化平衡压力注水泥工艺技术和合理选用套管工具附件以及优化固井设备配备，确保现场施工与施工方案符合率。

3 二开水平井固井前期施工及留塞问题

虽然二开水平井能为后期储层改造提供更多先进技术工艺，但在实施二开水平井过程中出现了留塞问题，为井下压裂分段带来影响，截至2013年10月，苏里格合作区块已施工完成3口二开水平井，均不同程度留有水泥塞（表1）。

表1 二开水平井固井留塞情况统计

1）苏76－5－2H井在油管下入至4224m时遇阻，阻流环位置为4320.6m，油管无法下入到底，因影响后续井下压裂施工，决定进行钻塞作业。钻塞过程中返出口见胶皮块和沉沙（图1、2）。

图1 苏76－5－2H井钻塞至4305.6m返出物——沉砂

图2 苏76－5－2H井钻塞至4315.06m返出物——胶皮

2）苏25－1－7H井在油管下入至4255m时遇阻，阻流环位置为4318.99m，油管无法下入到底，因影响后续井下压裂施工，决定进行钻塞作业。钻塞至4264m，压力过高，供水车故障，停止钻塞，循环，井口出现黑色颗粒状返出物（图3）。

4 留塞原因分析及对策

4.1 固井留塞原因分析

1）水泥浆提前稠化井眼准备不充分、外环空有害固相含量过高、水泥浆（特别是低密度水泥浆）性能不稳定、化验温度选取过低、现场施工水泥浆密度过高、施工中途不连贯等因素均可能导致水泥浆在套管内发生凝固，形成留塞。

2）井下单流阀失灵浮鞋、浮箍单流阀在碰压后失效或胶塞坐落不严密，由于环空压力高于管内压力，将导致水泥浆倒返找平衡，形成留塞。

3）顶替液中固相含量过多顶替液中固相含量较高，碰压后静止一定时间，顶替液中固相含量将会不断沉降，最后在胶塞上方形成阻塞，导致电测仪器和油管无法下放到底。

4）胶塞质量不合格在压塞过程中，由于胶塞质量不合格，不能有效地对管壁水泥浆进行清刮，在管壁候凝形成软遇阻。

4.2 解决固井留塞的技术对策

针对苏76－5－2H井和苏25－1－7H井两口水平井均发生遇阻，留塞过多的问题进行了研究，从以下5个方面采取技术措施。

1）精细井眼准备工作。完钻电测后要求原钻具带扶正器两次通井，并在井径变化率较大、狗腿度严重的井眼处进行短起下钻作业，修整井壁，将钻铤放于“糖葫芦”井眼的“大肚子”处分段顶通循环，活动井眼死角处的沉砂和滞留黏稠钻井液；通井作业起钻循环时，要求注入配制黏度90～100s稠钻井液净化井眼，清除底边岩屑床。采用环空返速1.2m／s大排量循环两周以上；对于有复杂情况的井必须保证井眼正常后，方可进行下步作业。

2）选择优质压塞液。做好压塞液设计，选用悬浮能力强的药品配制压塞液，提高压塞液的承托能力，尽量减少泥浆中固相含量沉淀、堆积到井底。目前优选有机磷酸盐做压塞液料用于配制压塞液。

3）选择清水作为顶替液。钻井液中存在或多或少的固相含量，而清水中的固相含量基本为零，选择清水作为顶替液，可防止有害固相沉降在阻流环上部形成软塞。同时，清水顶替可以实现漂浮顶替技术，在管内外不同液柱密度作用下，可有效提高居中度，进而提高顶替效率。

4）采取憋压候凝措施。首先优选浮箍、浮鞋，采取双浮箍，增加一个单流阀。同时，采用憋压候凝措施，可以防止由于浮鞋、浮箍单流阀失灵导致的水泥浆倒返现象；就算胶塞与浮箍间产生微缝隙，管内的高压也可以避免水泥倒流形成水泥塞。憋压候凝时间必须超过水泥浆的稠化时间，一般选择8h及以上。

5）加强现场施工环节把控。固井现场必须严格控制水泥浆密度，防止密度过高造成水泥提前凝固。现场施工环节必须连续无阻，减少施工中途的耽搁时间。准确判断替浆量，防止顶替不到位或假碰压。

6）采用计算机模拟施工工艺流程，优化扶正器设计；同时射孔位置上下10m严禁安放扶正器，保证套管顺利下入及套管居中度，扶正器严格按设计要求安装，提高顶替效率。