委内瑞拉低压高渗漏地层小间隙尾管固井技术

刘振通，党冬红，和建勇，王莹，宋元洪，郭文猛，张玉鹏，王洪峰

委内瑞拉P.D.M（PUNTA DE MATA）油气田开发于20世纪80年代中期， 地质条件复杂， 钻井采用5层套管结构， 主要目的层为渐新统Merecure组地层， 储层性质为轻质原油和伴生天然气并高含H2S， 埋藏深度为5 200 m左右， 储层粗砂岩、砂砾岩，孔隙发育， 渗透率高， 开发初期单井日产原油量为636 m3/d，经长期开发产能下降，当前日均单井产量不足60 m3/d；部分区块Merecure储层已进入衰竭期，地层压力亏空，需向油气藏内注入氮气提高地层能量。这种低压高渗漏地层，给φ139.7 mm小间隙尾管固井带来难度。

1 概况

1.1 地质概况

P.D.M 油田，依据断块结构分为：JUSEPIN、EL FURRIAL、CARITO等6个油田区块。地质结构复杂，上部为泥岩、砂岩互层，含浅层油气水；中上部为泥岩、砂岩和煤层，油气活跃，地层承压能力低；中下地层为泥岩、泥页岩、砂岩互层及薄煤层，含高压油气，地层压力系数高达1.80～1.90；下部次目的层为泥页岩、砂岩和煤层，井壁稳定性较差，地层压力当量密度为1.30～1.50 g/cm3，井底温度为150 ℃左右；井底主要目的层为下渐新系和始新系粗砂岩、砂砾岩层，地层岩性稳定较好，该储层为轻质原油和伴生天然气且高含硫化氢的油气藏，原始地层压力系数为1.05，井底温度为150℃～155 ℃；随着各区块开发程度不同，目前个别区块主油气藏经过长期开采，地层压力亏空，需要向圈闭内注气恢复储层压力，维持产能。该储层的粗砂岩或砂砾岩地质特性，地层孔隙度发育，渗透性强，部分圈闭内的压力亏空，使钻井过程中井漏现象突出。

1.2 井身结构

该油气田为五层套管井身结构。φ508 mm表层套管和φ339.7 mm技术套管， 封固上部泥岩地层和浅油气水层；三开φ244.5 mm技术套管， 封固井深4 800 m以上井段的高压油气层；四开φ215.9 mm井眼下入φ193.68 mm技术尾管，封固井深5 000 m以上井壁不稳的地质井段，该层尾管与井眼环空间隙狭小，地层稳定性差，井壁不规则，糖葫芦瓶颈状的井下条件，固井质量通常较差；五开φ165.1 mm井眼下入φ139.7 mm尾管，封固底部主要目的层，并覆盖上层φ193.6 mm的技术尾管，全段悬挂器坐挂在φ193.68 mm尾管喇叭口以上100 m左右的φ244.5 mm技术套管内，水泥浆封固φ244.5 mm×φ139.7 mm尾管悬挂器以下所有的环空井段，以确保不同压力体系地层的有效封隔，实现分层开采，φ139.7 mm尾管下深5 200 m左右。

1.3 钻井液体系

一开、二开井段为水基钻井液，密度依据地层压力确定；三开油基钻井液， 密度为1.95～1.98 g/cm3；四开油基钻井液， 密度为 1.50～1.65 g/cm3；五开油基钻井液， 密度为0.98～1.30 g/cm3。

2 φ139.7 mm完井尾管固井技术难点

1） 高渗透地层对固井的影响。低压高渗透地层，会使井下液体（包括钻井液、固井前置液及水泥浆等）失水量增大，近井壁侧液体增稠，流动性变差，导致近套管壁侧单边流动，近井壁侧钻井液滞留，顶替效率低，固井二界面胶结质量差；水泥浆的液相失水，浆体增稠，稠化时间缩短，流阻增大，形成“环堵”现象，增加固井施工作业安全风险。

2）井漏对固井的影响。Merecure粗砂岩、砂砾岩储层，孔隙度大，钻井过程中亦发生井下漏失，下入φ139.7 mm尾管后的井眼环空间隙远远小于钻柱与井眼形成的环空间隙，且水泥浆密度、黏度大于钻井液，较高的环空流动阻力和液柱压力，增大固井施工井漏风险，井控风险增加。裸眼段单位环空容积仅为6 L/m，施工水泥浆总量有限，一旦发生井漏，便导致水泥低返，大段环空漏封，固井失败。

3）油基钻井液对固井的影响[7]。油基钻井液与水泥浆相容性差，井下残留的油基钻井液对水泥浆造成污染，使水泥浆流动性降低，形成线型或滴流状窜槽；受污染的水泥浆形成超缓凝现象，水泥石强度降低；油基泥饼的非亲水性，水泥界面胶结能力差，影响封固质量。

4）剪切速率对水泥浆的影响[3，9]。在一定的井下温度和压力下，水泥浆稠化时间受剪切速率影响较大。剪切速率受井下几何尺寸、等效直径、平均流速、水泥浆流性指数等关联因素影响。剪切速率对水泥浆稠化时间的影响，国内外均有相关报道，依据中油渤星工程科技有限公司冯望生博士等，在30 ℃和80 ℃下模拟不同井眼尺寸套管固井，做水泥浆剪切速率对稠化时间影响的实验，30 ℃模拟大尺寸套管固井的剪切速率小于130 s-1时，稠化时间随剪切速率增加而延长，稠化仪转速为30 r/min时比5 r/min的稠化时间延长近120 min；当剪切速率大于130 s-1后，则对稠化时间影响较小。80 ℃模拟小尺寸套管固井，剪切速率低于531 s-1时，对水泥浆稠化时间影响较小，当剪切速率高于531 s-1后水泥浆的稠化时间明显缩短，当剪切速率达到708 s-1时，水泥浆稠化时间缩短60 min。笔者模拟120 ℃、50 MPa的井下条件做不同配方的水泥浆稠化实验证明，稠化仪转速由150 r/min提高到175 r/min时，水泥浆稠化时间缩短1/6以上。这对小间隙尾管固井来讲是非常危险的。因为小间隙环空相对较低排量便可使水泥浆高速上返，高剪切速率导致水泥浆产生“豆腐脑”化的急剧稠化现象，引发工程事故。

5）施工不连续对固井的影响[3]。施工作业工序变更间歇时间长，设备故障等施工不连续，井下液体产生静胶凝强度，环空流阻增大，再次启动作业，泵压增高；静壁悬挂效应，使顶替效率降低。相关实验研究表明，高渗透小间隙套管固井，施工停泵5 min，顶替效率下降17%。

3 优化前置液体系设计

3.1 小间隙尾管固井对前置液体系的要求

1）良好的相容性。前置液对油基钻井液有良好的稀释、溶解、置换作用，与水泥浆有良好的相容性，前置液与两者接触混合后有良好的流动性。

2）良好的隔离、 顶替效果。利用液体间密度差浮力效应， 胶凝强度差拖曳和黏性推移作用， 及有效接触时间的作用原理， 满足ρ钻井液＜ρ隔离液＜ρ水泥浆的阶梯差，接触时间大于10 min的性能和用量要求。充分隔离相互污染的井下液体，确保井下安全前提下，尽可能增大前置液用量，提高前置液对钻井液的驱替置换和净化作用。

3）良好的封堵作用。对高渗透地层和漏失层有良好的封堵作用，堵塞地层孔隙喉道；提高井壁泥饼密实性和致密性，降低渗透率，阻止水泥浆失水，确保浆体性能稳定和水泥返高。

4）改善界面胶结条件。对于油基钻井液体系，固井前置液在具备良好隔离、冲洗效果的同时，能实现油基泥饼的亲油性向亲水性的湿润翻转，提高水泥界面的胶结强度。

3.2 前置液结构及配方

前置液基本结构为油基冲洗液+水基冲洗液+氯化钙水溶液+清水隔离液+硅酸钠水溶液[1-2]+活性隔离液。

基础配方：①油基冲洗液为75%柴油+20%二甲苯+5%乳化剂；②水基冲洗液 为 清水+5%BCS-010L；③氯化钙水溶液为清水+（35%～45%）CaCl2；④清水隔离液为淡水；⑤硅酸钠溶液为 清水+55%硅酸钠；⑥活性隔离液为淡水+（5%～10%）BCS-010L冲洗剂+（3%～5%）悬浮剂BCS-040S+（0.5%～1%）稀释剂BCS-021L，潜活性材料加重至设计密度。

3.3 前置液各组分功能及作用机理

1）油基冲洗液。密度为0.86～0.87 g/cm3，用量为2～3 m3。充分隔离冲洗油基钻井液，溶解稀释井壁油污，实现井壁油基泥饼向亲水性的湿润反转，改善水泥与井壁胶结条件。

2）水基冲洗液。密度为1.01 g/cm3，用量为1～2 m3左右。充分隔离驱替环空油基冲洗液和残留的钻井液，冲洗清除井壁油污，提高井壁泥饼水润性和亲和力，改善水泥与井壁胶结环境和条件。

3）氯化钙溶液：用量为1.5～2 m3，增加井壁泥饼及地层孔隙喉道内的钙离子含量，为絮凝生成硅酸钙凝胶沉淀物创造条件。清水隔离液：用量为1～2 m3，隔离氯化钙溶液与硅酸钠溶液，避免二者在固井管柱内及环空接触絮凝，降低管柱内外“桥堵”风险。

4）硅酸钠水溶液密度为1.26 g/cm3。硅酸钠可与地层孔隙内及井壁泥饼中的Ca2+、Mg2+等金属离子化合物反应，生成硅酸钙、硅酸镁等硅凝胶絮凝物[1]。向硅酸钠水溶液内加入0.3 g的CaCl2室内实验，常温下搅拌观察可发现迅速产生约5 mL的灰白色絮凝沉淀物，放在50 ℃和80 ℃常压稠化仪内搅拌10 min，取出植入量筒内静止3 min观察沉淀物量无变化，证明其化学反应生成物不受温度影响。该絮凝物沉淀、堆积，胶结充填到地层孔隙喉道内，发挥胶凝封堵作用，提高井筒承压能力，降低井壁渗透率，见图1。

图1 CaCl2分别放入硅酸钠水溶液和清水内的实验对比

硅酸钠是潜活性玻璃体材料的强激发剂，可击断井壁泥饼和潜活性隔离液中的CaO、Al2O3、Fe2O3、SiO2等氧化物玻璃体的网络链键结构，水分子进入晶体内部产生水化反应，使井壁泥饼和残留隔离液产生水化胶结能力，实现井壁-泥饼-水泥环3者之间的整体凝结固化，利用MTC（Mud to cement）原理[10-11]，改善二界面胶结质量和强度；据中国石油大学石油工程学院郭胜来、步玉环等教授研究实验证明[2]：一定模数和加量的硅酸钠，除对一定加量范围内的葡萄糖酸钠缓凝剂配制的水泥浆具有阶段性缓凝作用外，对其他缓凝剂配制的水泥浆均有较强的促凝作用。吸附在两壁上的硅酸钠能够促进水泥的早期强度形成和发展，缩短水泥浆的稠化胶凝失重的气窜风险期，增强水泥界面胶结强度和封固质量。

通过进行室内实验得到：向常规密度水泥浆中加入3%的硅酸钠，在70 ℃下养护8 h的水泥早期强度与纯水泥浆同期养护强度相比可提高5.47 MPa，养护12 h后强度可提高3.49 MPa；硅酸钠对油污具有较强的清除作用，硅酸钠前置液可提高环空两壁清洗效果；硅酸钠是碱性材料，可中和地层中的H2S和CO2等酸性流体。附着在套管金属表面形成的致密硅酸钠膜，对井下套管可起到较好的防腐保护作用[1]。

5）活性隔离液[10-11]。用潜活性材料配制一定密度的隔离液，充分隔离驱替硅酸钠水溶液，避免与水泥浆接触污染，稠化时间缩短，导致施工事故；隔离液中的氧化物玻璃体材料，在小井眼环空流动过程中，类似于“喷砂”作业，对井壁和套管壁产生冲刷作用，清除界面油污和稀疏粗糙泥饼，改善水泥界面胶结环境；二氧化硅潜活性材料作为隔离液和抗高温强度衰减水泥浆的共同外掺料，使两者具有良好的相容性。

4 水泥浆优化设计

4.1 设计原则

①依据Merecure储层低压高渗漏和伴生天然气高含H2S的地层特性，在满足环空水泥强度基础上，应用低密度水泥浆降低环空液柱压力，降低井漏风险，提高水泥石韧性。②应用紧密堆积理论，优化固相颗粒级配，提高浆体密实性、稳定性、润滑性，以及水泥石抗高温强度衰减能力[12]。③控制水泥浆低失水和良好流动性，防止水泥浆在高渗透性地层的液相滤失，减少浆体增稠、流动性变差、流阻增大、环空“桥堵”的施工风险。④水泥浆48～240 Pa的静胶凝强度过渡时间TT（transition time）不大于25 min，实现直角稠化，缩短胶凝“失重”期，降低环空气窜几率[13-14]。

4.2 基础配方

G级油井水泥+55%减轻剂BXE-600S（主要成分为漂珠和增强剂）+25%硅粉+微硅+降失水剂BXF-200L+防窜剂BCG-200L+分散剂CF40S+高温缓凝剂BCR-300L+消泡剂G603。

4.3 水泥浆性能

测得水泥浆密度为1.50 g/cm3，失水量为27 mL，自由水为0，稠度为30 Bc的稠化时间为343 min，稠度为100 Bc的稠化时间为360 min，SPN值为2.46，静胶凝强度由48 Pa增加到240 Pa的过渡时间为440 s，24 h抗压强度为9.2 MPa。水泥浆的φ300

/φ200/φ100/φ6/φ3为 144/116/63/6/5， 静 止 10 s和10 min的旋转黏度计读值为6和14。

由此可以看出，水泥浆具有失水量低、浆体稳定性好、流动性好以及好的防窜能力，满足水泥浆性能设计要求。

5 配套技术措施

①下套管及固井前充分循环钻井液，携带井筒内岩屑，确保井下干净畅通；②调整钻井液性能，在井下稳定前提下，将钻井液黏度切力调至最低值，降低环空流阻；③做好固井施工前设备、工具及工序的检查准备，确保施工工序转换衔接紧凑、施工连续，避免长时间静止，井下液体形成较高静胶凝强度；④合理确定套管扶正器类型、数量和加放位置，并用固定环锁定，防止在套管上窜动挪位，确保套管居中度不小于70%；⑤控制适当施工参数，避免水泥浆在环空流速过快，剪切速率过高，水泥浆稠化时间偏离设计要求；⑥采用封隔式尾管悬挂器，施工结束立即关闭尾管环空，以防水泥浆“失重”期环空气窜。

6 现场应用

应用以上工艺技术措施，在委内瑞拉P.D.M复杂油气田φ165.1 mm井眼×φ139.7 mm尾管实施固井8井次，施工安全，质量合格。以SBC-197井为例介绍现场应用情况。

6.1 SBC-197井概况

SBC-197井是P.D.M油气田Santa Barbara断块SBC-1油气藏圈闭内的一口注气井，目的是向SBC-1圈闭的Merecure砂岩储层注入氮气恢复地层压力，为圈闭内7口生产井提供动能，设计注气量为283×104m3/d。MER SBC-1圈闭为轻质油和伴生天然气并含硫化氢，地层原始压力系数为1.05，长期开采，压力亏空，当前压力系数仅为0.88。五开φ165.1 mm钻头，钻穿Merecure粗砂岩和砂砾岩高渗透地层，井下渗漏严重，完钻深度5 176.83 m，油基钻井液密度为0.94 g/cm3。φ139.7 mm生产层尾管，跨越上层4 473.78～4 895.73 m封固质量差的φ193.7 mm尾管段，悬挂在φ244.5 mm技术套管的4 382.32 m位置实施固井作业。

6.2 井身结构

该井井身结构为φ508 mm表层套管×372.56 m + φ339.7 mm技术套管×1 767.68 m +φ244.5 mm技术套管×4 563.11 m+ φ193.68 mm尾管×封固段4 473.78～4 895.73 m。本层φ139.7 mm生产层尾管封固281.10 m砂岩裸眼段和上层φ193.68 mm尾管的421.95 m重叠段， 及φ244.5 mm技术套管91.46 m的重叠段。

6.3 水泥浆性能

测得现场水泥浆密度为1.50 g/cm3，失水量为22 mL，自由水为0，稠度为30 Bc的稠化时间为453 min，稠度为100 Bc的稠化时间为461 min，SPN值为0.38，静胶凝强度由48 Pa增加到240 Pa的过渡时间为220 s，24 h抗压强度为8.9 MPa。水泥浆的φ300/φ200/φ100/φ6

/φ3为 136/108/64/9/7，静止10 s和10 min的旋转黏度计读值为6和12 Pa。

6.4 施工参数和封固质量

循环泥浆3.5周，携带岩屑调整泥浆性能。施工注入密度0.86 g/cm3的油基冲洗液2.5 m3；密度1.01 g/cm3的水基冲洗液1.5 m3；密度1.04 g/cm3浓度40%的氯化钙水溶液2 m3；注清水隔离液1 m3；注浓度55%、密度为1.26 g/cm3的硅酸钠水溶液2 m3；密度1.31 g/cm3活性隔离液3 m3；注密度1.50 g/cm3水泥浆8 m3；投放钻杆胶塞，顶替密度1.01g/cm3完井液48.2 m3。施工注替排量6～8 L/s，施工压力6.2 MPa，中空胶塞销钉剪断压力9 MPa，碰压压力9 MPa。放回压0.4 m3止回流正常，上提中心管1 m，下压钻具15 t，稳压10 min坐封封隔器，拔出中心管，反循环出多余水泥浆，施工结束。CBL和VDL固井质量检测优质。

7 结论

1.高渗透地层，油基钻井液条件下固井，优选复合型多功能前置液体系，利于井下防漏堵漏，油基泥饼亲水性的湿润反转，改善界面条件，提高水泥浆界面胶结强度。

2.小间隙尾管固井，水泥浆稳定性、流动性和控制失水非常重要；优化施工参数，控制环空水泥浆上返速度，防止高剪切速率下水泥浆稠化时间缩短，确保施工安全。

3.对于砂砾岩或火成岩漏失层固井，前置液中使用一定量的氯化钙溶液、硅酸钠溶液和活性隔离液，增加地层孔隙喉道内钙离子含量，促进硅酸钙凝胶的生成絮凝沉淀，发挥凝胶封堵作用；高浓度硅酸钠溶液可激活泥饼及残留在井壁上的隔离液中氧化物潜活性成分，打破其链键结构使水分子进入晶体内部而水化反应产生凝结能力，使地层-泥饼-水泥环之间实现整体固化胶结，改善二界面胶结强度。氯化钙溶液和硅酸钠溶液两者之间需适量隔离，以免在管柱内或环空接触絮凝。

4.气层或含气层尾管固井作业，高防气窜性能水泥浆与封隔式尾管悬挂器结合使用，固井后关闭尾管环空，可避免水泥浆“失重”状态下环空气窜。

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