玉门油田欠平衡井固井技术研究与应用

2016-12-09田群山祁文明

西部探矿工程 2016年11期

关键词：环空固井水泥浆

杜　江，刘　谦，田群山，祁文明

（西部钻探国际钻井公司，甘肃酒泉735009）

玉门油田欠平衡井固井技术研究与应用

杜江*，刘谦，田群山，祁文明

（西部钻探国际钻井公司，甘肃酒泉735009）

为了提高玉门油田欠平衡井的固井质量，对欠平衡井的固井难点进行了系统分析，从水泥浆体系和固井工艺方面开展了研究，制定了针对性的技术对策，体系上对水泥浆的性能进行了优化，工艺上改进了前置液、优化了环空浆柱结构和注替参数，同时结合配套技术措施，通过现场应用取得了良好的效果。

欠平衡井；固井；尾管悬挂

1　概述

玉门油田青西、鸭儿峡区块随着多年的开采，地层压力逐渐降低，为了发现油气层和保护油层，玉门油田部署了欠平衡井，井身结构主要为“三层”结构，井型为定向井，完钻井深在3600～4900m之间，统计前期平均井径扩大率为25.14%，完井采用尾管悬挂工艺固井，由于没有一套成熟的欠平衡井固井工艺和水泥浆体系，整体固井质量不理想。

2　固井难点分析及技术对策

2.1固井难点

（1）欠平衡钻井，受地应力影响，井眼不规则，不利于水泥浆的顶替，影响水泥浆与地层的胶结质量。

（2）井径扩大率大，甚至超过弹性扶正器的外径，导致套管居中度低，固井质量难以保证。

（3）欠平衡完井大多采用尾管悬挂固井，“大肚子，小出口”，施工压力高，裸眼井段顶替排量相对较低。

（4）由于欠平衡井大多为定向井，水泥浆性能需满足定向井固井的要求，同时为了满足有效顶替和保护油层的需要，需控制较短的过渡时间和较低的环空静压差，因此对水泥浆的要求高。

2.2技术对策

2.2.1水泥浆体系调试与优选

（1）针对欠平衡井的固井提出对水泥浆性能的要求；

（2）对低密、常规和常规加砂水泥浆体系进行室内评价和优选，提高水泥浆壁面剪切力，并不断完善水泥浆性能，满足玉门油田欠平衡固井的要求；

（3）根据实钻情况优选水泥浆体系。

2.2.2优化固井工艺

（1）采用冲洗前置液，加大前置液用量，有利于井壁清洗和水泥浆顶替；

（2）优化浆柱结构：通过浆柱结构的优化，减小替浆压力，有利于提高顶替排量；

（3）优化注替参数：在条件允许的情况下合理设计替浆顶替排量，尽量提高环空返速，满足最佳层流顶替。

2.2.3其它技术要求

（1）完钻后循环充分钻井液，在确保岩屑携带干净的前提下，促使裸眼井壁段形成泥饼。

（2）对双弓和单弓弹性扶正器进行评价，并合理配套使用这2种扶正器，提高套管居中度。

（3）固井前调整钻井液性能满足有效顶替的要求。

3　技术对策研究

3.1水泥浆体系

3.1.1水泥浆性能要求

水泥浆对油气层的伤害主要有：滤液进入储层，粘土矿物发生膨胀，缩小油流孔道；水泥浆滤液与地层水和钻井液滤液发生反应产生沉淀，堵塞孔隙；水泥浆颗粒进入孔隙，堵塞孔道，降低渗透率；水泥浆在初凝失重期间，水泥浆滤液及固相颗粒有充分的机会进入储层，伤害油气层，降低渗透率。因此重点要控制水泥浆的游离液小于0.2mL、失水小于50mL、稳定性（上下密度差）小于0.02g/cm3、水泥浆的过渡时间小于30min。

3.1.2水泥浆室内调配

为了满足不同井深和不同封固段的要求，室内对低密早强、低密高强、常规和常规加砂4种水泥浆体系进行了调试，根据玉门油田的实际钻井情况，优选了配方4，其配方和性能如表1所示。

表1　室内调试的配方

3.2固井工艺

3.2.1优化前置液体系

BCS冲洗液具有较强的渗透作用，能够快速地渗入钻井过程中在井壁上形成的泥饼，将泥饼分散和剥蚀掉，从而提高水泥浆与接触界面的胶结能力；还具有较强的洗油特性，在较宽温度范围内对水基和油基泥浆具有优良的冲洗作用。能够有效地清除和驱替井中油相物质，将井中亲油界面改变为亲水界面，提高水泥浆与界面的胶结性能；与油基和水基钻井液具有良好的相容性。因此室内采用BCS为主剂调试了冲洗前置液配方，配方为清水+10%冲洗剂+10%降失水剂+1%缓凝剂+0.1%消泡剂，冲洗效率能够达到90%以上，冲洗时间小于3min。

3.2.2浆柱结构研究

水泥浆柱结构依据地层压力、地层破裂压力、设备的额定压力和最高静压差来进行设计，既能保障注替过程中能压稳地层、不压漏地层，又能保护油层和保障施工安全。所以要确定施工过程中的环空当量密度范围（以青2-69井为例，井深4820m）。

①环空当量密度下限。青2-69井地层孔隙压力梯度最大为：1.18MPa/100m，因此环空当量密度下限为1.2g/cm3。

②环空当量密度上限。青西区块循环压耗一般在18MPa，高压管线的最额定压力为35MPa，考虑安全因素，施工压力按80%计算为28MPa，施工过程产生的静压差不超过4MPa，计算出最大环空当量密度为1.29g/cm3。该压力小于地层破裂压力的当量密度1.95g/cm3，且能够保障施工安全，因此允许的环控当量密度上限为1.45g/cm3。

③环空浆柱结构设计。通过环空当量密度范围，结合尽量减小静压差的原则，浆柱结构设计为：预处理泥浆（500m井段）+冲洗前置液（300m井段)+水泥浆（封固段），通过青2-69井环空当量密度计算为1.23g/cm3，静压差为3.3MPa，该浆柱结构满足固井要求。

3.2.3优化注替参数

在现场条件一定的情况下，优化注替参数能够有效提高顶替效率和保障固井施工安全，其中替浆排量是参数优化的核心。摩阻压力梯度与顶替速度的平方成正比，顶替排量的提高可最大程度地提高水泥浆的摩阻压力梯度，从而提高顶替效率。结合青2-69井实际情况，通过对不同排量下环空压力的计算，排量在15L/s时，环空返速能够达到1m/s，替浆压力能够在25MPa以内，因此设计注替排量15L/s，碰压时降低排量至12L/s左右，控制压力在25MPa以内。

3.3其它技术措施

为了确保施工安全，保障固井质量，在完善固井工艺，优化水泥浆性能的前提下，制订了如下技术技术措施。

（1）下套管前必须认真通井，遇阻井段要认真划眼，同时循环充分钻井液，确保岩屑携带干净，促使裸眼井壁段形成泥饼，确保井眼畅通无阻。

（2）在井眼条件一定的情况下，每根套管加放一只扶正器，双弓和单弓弹性扶正器交替加放，通过软件计算，裸眼井段的套管居中度能够达到80%，有利于提高了顶替效率。

（3）准备隔离液15m3左右，密度在钻井液和水泥浆之间，粘度低于70s，替浆时在中心管位置替入，防止水泥浆污染，保障施工安全。

（4）套管入境后在保证钻井液性能稳定的前提下，降低钻井液的塑性粘度和动切力，使其低于水泥浆切力，控制粘度在50s左右、屈服值小于15Pa，有利于水泥浆的顶替。

（5）在尾管坐挂前，为了将岩屑携带干净，需充分循环钻井液2周以上，要求钻井液性能稳定且满足固井施工要求。

4　现场应用情况

4.1基本情况

该技术目前在玉门油田运用5口井（鸭西6井、鸭西7井、青2-69井、青2-70井和青2-76井），固井质量合格率100%。其中青2-69井是酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷窟窿山构造的一口开发定向井，该井定向井段为3026～3294m，3294m之后稳斜钻井，中完井深4452.00m，三开采用Ø165mm钻头液相欠平衡钻进，泥浆密度1.15g/cm3，完钻井深4822m，平均井径225.65mm，最大井斜25.54°/4650m，最大狗腿度3.6°/ 4500m。完井下入Ø127mm油层套管至井深4820m，采用尾管悬挂方式固井，下套管和固井施工安全、顺利。青2-69井的井径井斜曲线见图1。