双级固井工艺在彰武断陷的应用

蒋记伟 李正国 李晔旻 白雪松

(中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司， 郑州 450042)



双级固井工艺在彰武断陷的应用

蒋记伟 李正国 李晔旻 白雪松

(中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司， 郑州 450042)

彰武断陷是中石化东北油气分公司的新勘探区块。该区块由于地层压力系统比较复杂、油层跨度大、单层薄等特点，采用常规方式固井存在漏失严重、驱替效率低等一系列的问题。针对此进行研究，提出了低压易漏失井双级固井工艺及相应的技术措施。现场应用效果表明，双级固井技术能有效降低低压易漏失井注水泥浆过程中的环空压力，减少固井过程中发生漏失的可能性，使固井质量得到明显提高。

双级固井; 承压试验; 彰武断陷; 低压; 漏失

彰武断陷位于松南新区南部，为东断西超的单断式箕状断陷，地理位置位于大冷断陷以南，彰东断陷以西，姚堡断陷以北，呈近南北走向(见图1)。彰武断陷自上而下发育阜新组、沙海组、九佛堂组及义县组地层[1-3]。彰武断陷因构造部位较低，二开Φ139.7 mm油层套管下深多为2 000 m左右，主要封固九佛堂组及以上地层。

图1 彰武断陷地理位置图

1 固井技术难点

1.1 地层压力系统复杂

彰武断陷8区主力油气层位于沙海组及九佛堂组。对6口井沙海组压裂压力数据统计分析表明，沙海组压力体系复杂，破裂当量密度区间大，为0.62 — 3.00 gcm3，因此较难准确把握地层压力情况。彰武断陷8区沙海组破裂压力数据如表1所示。

表1 彰武断陷8区沙海组破裂压力数据表

九佛堂组地层破裂当量密度与井深关系如图2所示：(1) 整体地层压力变化较大，46口井中地层平均破裂当量密度在1.50 gcm3以下的约占41%，在1.50 gcm3以上的约占59%，在1.65 gcm3以上的约占50%；(2) 在井深1 400 m以上时，地层破裂当量密度在1.30 gcm3以下的仅占28.6%。

图2 九佛堂组地层破裂当量密度与井深关系曲线

彰武断陷群存在多种构造，裂缝发育。沙海组地层温度低、物性胶结差、存在高渗地层、井径扩径严重、地层破裂压力低是造成上部漏失的主要原因。九佛堂组钻遇垂直裂缝，多发生恶性漏失，如ZW3-3井；钻遇横向裂缝，多发生瞬间漏失；随钻堵漏后可继续钻进，后期固井较少发生漏失，多为横向裂缝定容性漏失，如ZW8-3井。

1.3 油层跨度大、单层薄

彰武断陷8区块油层位置为700 — 2 300 m，跨度为1 600 m，单层厚度介于0.7～7.0 m。水泥浆液柱设计要保证油层固井质量且兼顾防漏，大段封固难度大。

1.4 驱替与防漏间存在矛盾

采用小排量驱替方式防漏，定向井中小排量驱替易导致水泥浆高边追进，低边无法实现有效驱替，难以保障畸形井段以及第2胶结界面的固井质量，给套管射孔开采带来层间互串等突出问题。

1.5 低密度水泥浆体系低温性能难以实现

1.6 套管不易居中

彰武断陷8区块开发井多为定向井，造斜点一般位于260～886 m，斜井段长667～2 055 m，套管贴边，居中困难，驱替水泥浆易高边串流，造成油层段封固质量较差。

2 双级固井工艺设计原则

双级固井工艺是分2次完成注水泥浆施工作业的一种工艺。该工艺可以避免一次性封固段过长的弊端，降低低压易漏失井注水泥浆过程中的环空压力，减少固井过程中发生漏失的风险。该工艺可以有效封隔异常地层，保护油气层，在解决封固层段上下温差大、水泥浆性能难以调节等方面具有明显的优势，是目前采用最多的一种防漏固井工艺[4]。

2.1 分级箍安放位置

依据油气水层、漏层位置及电测井径曲线，分级箍尽可能选择安放在地层较为稳定、井径规则、避开漏层的井段[5-6]。在彰武断陷8区块，对于完井深度介于2 000～2 500 m的井，分级箍一般放置在 1 250 — 1 600 m的井段。

2.2 水泥浆实验关键参数的确定

水泥浆稠化实验温度是控制水泥浆稠化时间与排量的关键参数，该参数的取值准确与否关系到整个防漏工艺的实现，对彰武断陷15口井出口温度进行现场测量[7](见表2)，分析循环周对温度的影响，确定温度梯度为3 ℃100 m，据此计算井底循环温度。

表2 彰武断陷地层温度数据表

同时，可采用式(1)推算、验证井底循环温度。

TC=Hw168+TE

(1)

式中：TC—— 井底循环温度，℃；

Hw—— 井的垂深，m；

TE—— 出口循环温度，℃。

2.3 水泥浆设计

采用低密度水泥浆可以降低环空静液柱压力，减小环空静液柱压力与地层孔隙压力间的压差，从而以合理的压差固井，既不会压漏地层，也不会使油气水窜入环空，有利于保护油气层[4]。密度计算可参考式(2)[8]：

(2)

式中：ρmax—— 注浆、替浆时漏层所承受的最大压力当量密度，gcm3；

ρf—— 注水泥浆前钻井液的密度，gcm3；

pd—— 低压漏层的循环压降，MPa；

H—— 产生漏失处的垂深，m；

g—— 重力加速度，ms2；

ρd—— 低压漏层钻井液当量密度，gcm3。

2.4 注浆及驱替工艺优化

采用前置液紊流，后期尾浆塞流的复合注浆工艺。在保证施工安全的前提条件下，塞流以小排量驱替至碰压。替浆时间与常规密度水泥浆稠化时间接近，实现驱替到位即凝固封堵油层及漏层，确保油气层固井质量。

2.5 前置液设计

前置液包括冲洗液和隔离液，一级、二级固井中要求注入与水泥浆、钻井液相容性好，具有隔离、稀释及驱替作用的前置液，能延长接触时间，提高顶替效率。

2.6 前导浆设计

一级、二级固井中，注入与原浆配方相同、密度较低、抗污染、流动能力强的前导浆，以提高顶替效率。

2.7 内置液应用

一级替浆过程中，在分级箍上下位置采用具有一定黏度、切力和抗高温稳定的特制内置液，避免钻井液或水泥浆中固相颗粒在静压作用下侵入分级箍，堵塞密封件与关闭套、打开套之间的间隙。

3 双级固井工艺技术

3.1 井眼准备

为保证技术套管顺利下到位，下套管前采用原钻具进行通井，对起钻遇阻、遇卡、缩径井段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下，保证套管顺利下入。调整钻井液性能，将黏度控制在50～60 s且动塑比大于等于0.5，失水控制在5 mL，泥饼厚度小于等于0.5 mm；增强钻井液的润滑性，使摩阻系数小于等于0.08，确保井壁稳定，保证油气上窜速度小于10 mh。

3.2 地层承压试验及堵漏

为防止固井过程中漏失的发生，在下套管施工作业前，进行地层承压试验以检测地层的承压强度，主要方法有静态承压和动态承压[9]。首先考虑静态承压，依据固井时的环空静液柱压力和循环摩阻，在井底打重浆或者井口加回压，模拟计算井底和分级箍处地层的当量泥浆密度。若发生漏失，一方面采取动态承压，提高钻井液密度，以合适的排量循环，模拟井底及分级箍处的地层压力；另一方面进行堵漏，确保承压值达到固井要求。

3.3 套管及附件准备

采用的管串组合为：Φ139.7 mm浮鞋+1根Φ139.7 mm套管+浮箍+1根Φ139.7 mm套管+Φ139.7 mm碰压座+Φ139.7 mm套管串+Φ139.7 mm免钻分级箍+Φ139.7 mm套管串+联顶节。

3.4 加放扶正器，提高套管居中度

为保证套管居中，提高顶替效率，分级箍上下3根套管每根套管分别加放1只扶正器，造斜点上下5根套管每根套管分别加放1只扶正器，稳斜井段2根套管分别加放1只扶正器，造斜点以上在井段 40～50 m处加1只扶正器，扶正器规格型号均为Φ139.7 mm×215.9 mm弹性扶正器。

3.5 采用双凝双密度水泥浆体系

通过地层承压试验及计算分析，综合考虑该区块防漏问题，一、二级固井均采用双凝双密度水泥浆体系。一级采用密度分别为1.50、1.65 gcm3的双凝双密度水泥浆封固主力油层，驱替到位后快速凝固；二级采用的密度分别为1.30～1.35、1.65 gcm3的双凝双密度水泥浆填充及封固油层上部井段，降低环空静液柱压力从而实现防漏。根据颗粒级配原理，利用油井水泥、微硅、漂珠进行颗粒级配，优选水泥浆添加剂。通过室内实验，调配出性能稳定的水泥浆配方。具体配方如表3所示。

3.6 提高顶替效率

3.7 防漏措施

(1) 下套管期间井口专人坐岗观察返浆情况，发现漏失及时处理。

(2) 套管到位后，严格执行0.2～0.3 m3min单凡尔小排量顶通，逐步提高排量至1.6～1.8 m3min，循环不少于2周，观察震动筛返出及泥浆罐液面变化情况。固井之前确保震动筛保持干净。

(3) 替浆后期控制排量小于等于1 m3min，当替浆剩余最后5 m3时，将排量降至0.2～0.3 m3min 至碰压。

表3 双凝双密度水泥浆配方表

4 现场应用

ZW501井二开钻头Φ215.9 mm，完钻井深 2 414.85 m。该井钻至井深2 365.55、2 414.85 m(义县组)时先后发生2次漏失，共漏失泥浆60 m3，堵漏浆50 m3。为降低固井过程中发生漏失的风险，固井前要求进行地层承压试验，承压值为 3 MPa。下光钻杆将密度为1.12 gcm3，黏度为90 s的堵漏泥浆20 m3打入井底后起钻至2 000 m关井，开始单缸缓慢承压，最大承压值为2.5 MPa，稳压1.5 MPa保持了20 min，当量密度为1.23 gcm3，承压值未达到固井要求。后决定对井段2 340 — 2 390 m进行水泥塞施工，扫塞至2 360 m。该井套管下深 2 355.50 m，分级箍位于1 492.61 — 1 493.62 m，管串结构为：引鞋(0.37 m)+浮箍(0.22 m)+1根N80×Φ139.7 mm×LTC(9.65 m)套管+碰压座(0.24 m)+ 61根N80×Φ139.7 mm×LTC(656.17 m)套管+定位短节(2.02 m)+18根N80×Φ139.7 mm×LTC(193.21 m)套管+免钻分级箍(1.01 m)+ 140根N80×Φ139.7 mm×LTC(1 487.61 m)套管+联入(5 m)+水泥头。

双级固井技术在彰武断陷8区9口井现场应用表明：固井质量优良率达到89.0%；而5口井应用常规单级固井技术的优良率仅为60.0%。

5 结 语

(1) 针对彰武断陷常规固井中存在的固井技术难题进行研究分析，提出了彰武断陷低压易漏失井双级固井工艺及相应的技术措施。

(2) 双级固井工艺技术能避免一次性封固段过长的弊端，能有效降低低压易漏失井注水泥浆过程中的环空压力，减少固井过程中发生漏失的风险。彰武断陷8区9口井的现场应用表明固井质量得到了明显提高。

(3) 提高彰武断陷油层套管固井质量是一项系统的工程，需要综合考虑分级箍安放、水泥浆设计、注浆及驱替工艺优化、前置液设计等影响因素。

(4) 地层承压堵漏试验可以有效检测地层的承压能力，降低下套管、固井施工作业中发生漏失的可能性。

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Research and Application of Two-Stage Cementing Technology for Zhangwu Fault Depression

JIANGJiweiLIZhengguoLIYeminBAIXuesong

(Downhole Branch, North China Petroleum Engineering Co. Ltd., SINOPEC, Zhengzhou 450042, China)

Zhangwu faulted depression is a new exploration block of Northeast oil and gas company of Sinopec. Due to the problems of complicated pressure system, large span of oil reservoir and thin single-layer, serious leakage and low displacement efficiency exist for the conventional cementing operation in Zhangwu fault depression. So in this paper research and analysis are conducted and two-stage cementing technology and corresponding technical measures are proposed. Oil field application showed that two-stage cementing technology can effectively decrease the annulus pressure of cementing for low-pressure and easy-leakage well, reduce the possibility of leakage occurred during cementing and improve cementing quality significantly.

two-stage cementing technology; formation leak off test; Zhangwu fault depression; low pressure; leakage

2016-01-20

国家科技重大专项“低渗油气田完井关键技术”(2011ZX05022-006)

蒋记伟(1986 — )，男，硕士，助理工程师，研究方向为固井工程。

TE256

A

1673-1980(2016)05-0058-05