调整水平井固井工艺技术

2016-07-10张文泽夏宏南白凯

当代化工 2016年8期

张文泽夏宏南白凯

摘要：实践证明水平井不仅可以成功地用于开采低渗透油藏、地层不整合油藏、裂缝性油藏及超薄油层，使油气产量大幅增加；而且能有效对老油气田再次进行勘探和开发，最大限度地把残余存油开采出来。A油田地质构造较为复杂，断层多，地层倾角大，地层压力层系错杂，低渗、多裂缝、薄油层油藏较多，地层富含盐膏层，漏失量大，固井难点多，固井效果难以提升。针对A油田特定区块较为复杂的地质构造，从固井工艺和完善水泥浆性能两方面进行了完善，旨在改善并提高A油区的固井质量。

关键词：水平井；固井技术；顶替效率；固井质量

中图分类号：TE 252 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1863-04

Abstract： The practice proves that the horizontal well not only can be successfully used in low permeability reservoirs， stratigraphic unconformity reservoirs， fractured reservoirs and thin oil reservoirs to greatly increase oil and gas production， but also can be efficiently used in exploration and development of old gas fields. A oilfield geological structure is relatively complex， the dip angle is large， the formation pressure layer system is heterogeneous； low permeability thin oil reservoirs are rich， there are rich salt paste layers in the formation， the loss is big， the cementing is difficult， it is difficult to improve cementing effect. According to specific block complex geological structure in A oilfield， the cementing technology and cement properties have been improved to increase the quality of cementing.

Key words： horizontal wells； cementing technology； displacement efficiency； cementing quality

利用水平井技術开发成熟油田、枯竭油藏、低渗透油藏、底水油藏等，可以获得较直井高3～10倍的产量。美国南得克萨斯Pearsall油田奥斯汀白垩岩钻水平井使油田产量增加到了前期的100倍，突破了传统水平井的增产极限[1]。

与直井作为鲜明对比的是，水平井特别是阶梯水平井和分支水平井能精准定位靶区，增大与目的产层的有效接触，预防并有效减缓水锥、气锥带来的损害，调整水平井技术在低产、低效、高费油井中能显著提升产量和效益。A油田开发已进入低产期，调整水平井的首要目的是开发小型断裂油藏及复杂断块油藏。

1 水平井固井现状

A油田经过几十年的摸索、实践，水平井固井技术体系日趋完善。先后完成了多分支水平井、深层水平井、超薄油层水平井、小井眼侧钻水平井的水平段注水泥固井。经过CBL/VDL测井检验评价：直井段和井斜70°以内斜井段CBL值在“合格”-“优质”范围内，第二界面胶结质量“合格”，水泥返高、人工井底均达到要求，水平段由于电测仪器的原因测井不多，后期采油生产情况良好，采收率不同程度的较直井有所提高。

通过统计数据分析、电测结果检测，发现有以下基本规律：

（1）直井段固井质量明显优于大斜度井井段的固井质量。

（2）通过CBL/VDL分析，发现第一界面胶结质量显著高于第二界面。

2 问题与分析

2.1 突出问题

（1）水平段井眼底部沉淀物不易清除，影响胶结质量（图1）：

（2）高边水带的形成，形成窜槽（图2）：

（3）井眼中套管偏离，影响顶替效率（图3）：

由于长期开采导致地层孔隙压力降低，或由于注水造成局部压力升高以及地层的异常活跃，这种由于工程、技术、地质等综合原因造成的压力窜槽并不罕见。F-C1井在7″套管固井中存在8个气层、6个水层及多个产层。F-C3井存在4个气层，跨距750 m[2]。

2.2 主要原因分析

2.2.1 设计方面

地质资料与地层压力分析不精准，井身结构设计存在问题。导致水泥浆柱的压力设计与实际地层压力相差较大，出现漏失、溢流等。套管柱设计：需要全面考虑井眼全角变化率、外载条件、数值差异、地层剪切应力、腐蚀、塑性地层的影响。

2.2.2 地层环境因素

水泥浆的高质、快速凝固需要一个静态的环境，才能确保有效封隔。然而随着油田后期注水开发的需要，注水层位和注水井的逐渐增多，地下横向、纵向动态干扰、注水压力的升高和层间的相互干扰给固井带来的影响越来越大。

2.2.3 井眼质量

A油田地区构造陆相地层新生界，且QJ组富含盐膏层，易垮塌易融蚀，井径扩大率严重超标，糖葫芦井眼及大肚子井眼普遍存在，加上井眼轨迹的影响，难以保证顶替效率。

2.2.4 固井水泥浆配方

A油区地层盐膏较为发育，大段的盐层分布在1 000至3 300 m之间，固井水泥浆必须与地层相配伍，特别是封固水平段的水泥浆质量要求更高。

2.2.5 井身轨迹控制

在大位移水平井和大斜度井中由于井斜、方位变化影响，以及地层应力，岩层的差异性，水平井段地质夹层等因素，容易产生狗腿、键槽，岩屑床，椭圆井眼和“糖葫芦”井眼，大井眼等复杂井眼状况，导致固井质量差，顶替效果不理想，同时还容易造成固相的桥堵“憋泵”等安全故障。

3 固井质量提升措施

3.1 优选水泥浆体系

由于A油区地层的特殊性，决定水泥浆体系是盐水水泥浆体系，配方必须适应井下封固段内大段的盐膏层。通过多年的探索实践，A油区的一套盐水水泥浆体系已经系统化，其性能具有高强度、低失水、微反应、防漏失特点。

为预防固井水泥的“四高”[3]，调整井水平井固井水泥浆设计时一般按以下原则进行：

（1）具有较好的沉降稳定性。水平井固井对水泥石的要求是上下井段密度差不应大于0.03 g/cm3，以防在垂直剖面上形成上稀下稠的现象，降低井眼高边强度的同时，加剧了窜槽的发生[4]。

（2）API失水量小于50 mL/（6.9 MPa/30 min）。水泥浆失水，一方面污染了油气层，其次导致水泥浆变稠，流变性能降低，导致蹩泵且降低了顶替效果；水泥浆失水严重后，水灰比降低，稳定性变差，在高渗透地层易形成泥饼乃至“堵塞”井眼[5]，在井眼高边形成水窜。

（3）水泥石具有高强度和抗冲击韧性。在大位移水平井中，若水泥石强度过低，易碎裂，造成胶结质量差，封固不牢靠；同时，水泥环抵卸盐膏层蠕变和抗冲击任性的能力降低，加剧了套管的损坏。

（4）水泥浆具有微膨胀增韧性。领浆具有高流变性能、稠化时间长特点，能提高顶替效率的同时并有效压稳地层；尾浆具有明显的低失水性、微膨胀性、高强度性和稠化时间短特性[6]。一旦水泥浆不能正常传递静液柱压力，便快速凝结且强度不断增大，防止油气、水侵造成潜在危害，微膨胀性能预防水泥浆凝固后导致的体积缩小，改善小井眼第一、二界面的胶结强度。

（5）水泥浆具有防窜性能。在油气井开采后期或大位移、大井斜角水平井固井中，水泥浆易在凝结过程中形成大量的自由水并造成体系沉降，使井眼高边易形成油气窜流的通道。因此，对水泥浆体系的防窜特性要求更高。

（6）较短的静胶凝强度过渡时间。静胶凝强度时间过长，將导致地层流体侵入。缩短水泥浆静胶凝强度过渡时间及其以胶体状态存在的时间，能明显提升水泥石抗压强度和界面胶结质量。水平井一般要求达到直角稠化。

3.2 液柱设计

固井设计时根据地层破裂压力和地层坍塌压力，对液柱当量密度进行科学计算，采用“领浆液+冲洗液+隔离液+水泥浆”的组合方式[7]，确定水泥浆密度段。以平衡地层压力，防止水泥浆候凝时各压力界面互窜。

领浆液有较好的携砂能力和不错的清洗效果；冲洗液的亲水性和除油性效果明显；前置液的排替体积，以紊流接触时间来计算，控制在10 min左右为宜；冲洗液的体积以前置液的2倍最佳，环空高度的控制计算约为300～600 m。水泥浆液柱通常由两段组成，水平段常以高强度低失水微膨胀盐水速凝水泥浆体系为主，其余井段常采用低密度的欠饱和盐水缓凝水泥浆体系。

水泥浆密度满足下列条件[8]：

（0.9～0.95）P孔隙< P <（0.9～0.95）P破裂

式中：P-固井施工中对地层所产生的最大压力；

P破裂-地层的破裂压力；

P孔隙-地层的孔隙压力。

3.3 提高顶替效率技术

3.3.1 确保套管居中度大于67%

由于在大斜度段或长水平段，扶正器要承受套管柱重力所施加的载荷，根据实际应用可知螺旋滚轮刚性扶正器的使用效果更佳。在不规则井眼中，螺旋扶正器受到横向的扭矩力产生转动从而减轻下套管的阻力；在环空中，水泥浆冲击扶正器产生旋流，改善了环空流场，通过计算发现在小于244.5 mm的井眼中，环空旋流场可以达到近30 m，明显改善了水泥浆顶替效率（图4）。

3.3.2 应用紊流定位器

其实质是弹性扶正器中的一种旋流扶正器，应用于“大肚子”井段、大斜度及水平段，起到提高套管居中度、实现紊流顶替的效果。利用螺旋形橡胶导流翼与井壁紧密吻合，使之形成螺旋通道[9]。水泥浆作用其间产生旋流，影响水泥浆的流型、流态，提高大斜度及水平段顶替效率。

3.3.3 采用“紊流-塞流”脉冲式顶替技术

顶替排量设计的原则为：注替返速≤套管循环返速≤通井返速[10]。由于水平井水平段长、井斜角度大的原因，套管居中效果差，顶替措施不佳，为了避免压裂地层，注水泥浆排量选择0.8`1.3 m3/min之间，替泥浆排量为1.5～2.0 m3/min，碰压前排量控制在0.3～0.8 m3/min之间。对于小井眼水平井应选用紊流隔离液，采取紊流+塞流顶替施工，施工排量控制在100～500 L/min。

3.3.4 漂浮套管固井技术

为了改善套管居中度，提高固井质量，在井眼斜度大且水平距离长的井段套管内替入轻质（低密度清水、柴油等）顶替液，密度一般为 1.00～1.06 g/cm3，提高套管的上浮力，减少对下井壁的压力；利用水平井漂浮接箍降低下套管摩阻，在一定程度上改善了居中效果。

3.4 重视水泥浆候凝过程

固完井后的后续工作往往被忽视，固井质量全过程控制应该还包括水泥浆候凝、固井质量检测、做好井口、套管试压等一系列工作，特别是水泥浆在候凝过程中，在井下发生较为复杂的物理化学反应。同时，井下地层流体（油气水等）的存在，使水泥浆反应更为复杂，且水泥浆在分段凝固过程中，压力始终处于动态变化中，随时可能受到地层流体的污染，而影响水泥胶结质量。

所以，在固井施工完成后，要求根据井况，决定关闭环空或井口，通过压力观察井下变化。对井下压力的变化随时进行压力释放或压力补偿，以减轻水泥浆在凝固过程中受污染程度。

4 结论与建议

（1）加强老区井漏提承压技术，有效解决低压易漏地层长封固段固井时的漏失问题，保证水泥浆返高。

（2）大力推广应用国内先进的成熟的固井工具，改善套管柱的居中性和稳定性，提高水泥浆顶替效率。同时，确保机械阻断液体和气体在套管与井筒间的环空内流动，隔开不同地层，防止层间互相窜通，保护套管，提高油井使用寿命。

（3） A地区水平井固井前井眼准备技术已基本能满足固井需要，但是对完井液的性能调整还有待进一步完善。

（4）加强水平井水泥浆体系的研究，提高其防窜、稳定性等性能。

（5）为彻底解决水平井混油钻井液造成的井壁和套管外壁油膜污染，对冲洗液还应进一步完善。

（6）水平井完井方式还有待研究，其研究方向在满足甲方提高油井产量、延长油井寿命的基础上，还要考虑如何提高固井质量。

（7）多套压力层系固井技术也可以推广到许多低压易漏失井、长封固段井及稠油热采井的固井施工中。

参考文献：

[1] 支印民. 杜229块超稠油油藏整体评价及开发技术对策研究[D].中国石油大学，2006.

[2] 陈向军，何正双. 鄂、渝、川地区固井工艺技术探讨[J]. 西部探矿工程，2005（01）：25.