委内瑞拉MPE3稠油田固井工艺技术探讨

刘振通党冬红+宋志强+和建勇+王军+王传星+李利军+姚泊汗

摘 要：MPE3是委内瑞拉奥里诺科重油带一个重质油田，储层浅，原油高密度、高粘稠、高含硫，上覆泥岩疏松，裂缝发育，储层砂岩，渗透率高。以往冷采作业，对固井质量要求不高，但采收率低。为提高采收率，将逐渐转为热采方式，对固井质量和水泥抗高温能力提出高要求，固井采用耐高温水泥和硅酸钠前置液等工艺措施，改善水泥界面胶结质量和水泥环抗高温强度衰减能力。

关键词：稠油热采；强度衰减；硅酸钠；固井；前置液

0 引言

NPE3是委内瑞拉CARABOBO区域内一个重质油田，储层浅，上覆泥岩疏松，裂缝发育，承压能力低；储层砂岩孔隙度高；原油高密度、高含硫、高粘度。钻井采用三开井身结构：￠339.7mm表套×±150m+￠244.5mm技术套管×±1200m+储层筛管完成。以往稠油冷采对水泥封固质量和性能要求低，常规水泥浆体系即可满足冷采要求。为了提高采收率，逐渐转为稠油热采方式。稠油热采蒸汽注入压力通常为12.5～17.2MPa，温度300～350℃，对环空水泥封固质量和抗高温强度衰减能力提出了较高要求。

1 影响稠油热采井封固质量和寿命的因素分析

油井水泥从混浆便开始发生水化反应，在常温～110℃的较低温度区间内，水泥水化反应生成发挥胶结作用的硅酸钙C2SH2和强度作用的Ca（OH）2，形成高强度的水泥石。当温度超过120℃后，起胶结作用的C2SH2便衍生为较低一级胶结能力的C2SH（B），随温度向150℃、200℃、250℃、300℃乃至更高温度不断攀升，次级胶结能力的C2SH（B），便依次逐渐蜕变成更低级胶结力的C2SH（C）↘C3SH2↘C3AS2H2等，而高胶结能力的C2SH2和相对较高胶结力的C2SH（B）及C2SH（C）随温度升高而不断衰退减少，直至全部消失，水泥石孔隙度、渗透率随之逐渐增大，最终水泥胶结能力完全丧失，强度衰减为“零”，环空水泥环密封性彻底失效，这就是水泥高温强度的衰减过程。热采井注热蒸汽温度高达300～350℃，普通硅酸盐水泥强度的急剧衰减，固井难以满足热采作业要求。

地层疏松，井壁稳定性差，井壁脱落、坍塌和大斜度段钻进，井筒形成糖葫芦状或椭圆形井眼轨迹。套管在重力和侧向力作用下，贴向斜井段下缘井壁，使套管在井筒内居中度低，固井顶替效率差，钻井泥浆滞留，导致水泥浆窜槽；固井水泥浆的自由水在大斜度井段套管外环空上缘产生自由水带，形成窜流通道等，环空水泥失去完整性，导致环空密封性差，难以满足高压注采作业封固质量要求。

低承压能力地层，易导致固井施工漏失，水泥返高和封固质量难以保证。

混油或油基钻井液体系，泥饼亲水湿润性差，水泥界面胶结能力低，固井質量受影响。

2 解决热采井问题的固井工艺技术

2.1 采用抗高温强度衰减的水泥浆体系

在缺乏耐高温铝酸盐水泥情况下，固井可通过向硅酸盐水泥中加入一定比例的石英砂SiO2（即：硅粉），降低水泥中的钙/硅（Ca/Si）比，延缓水泥高温强度衰减速率，延长热采井水泥封固寿命。石英砂加量，温度越高加入比例应越大，通常为水泥量的30%～40%为宜。砂量增加水泥石强度则相应下降，钙硅比（Ca/Si）也相对降低，高温强度衰减速率则相应减缓，水泥环的封固有效期将相对延长。因此，MPE-3重质稠油田，在满足热采井环空水泥强度的基础上，将加沙量确定在45%，利于延长热采井的使用寿命。

介于地质承压能力低，大斜度井或水平井情况，固井可采用低失水、“零”析水，双凝双密度抗高温水泥浆体系。以降低环空水泥浆液柱压力，防止施工井漏；避免大斜度井段环空上缘出现自由水带，以提高环空水泥的完整性。

（1）低密度抗高温水泥领浆，封固上部疏松裂缝性泥页岩层，降低水泥浆液柱压力，防止固井施工井漏。水泥浆配方及性能要求：“B”或“G”级油井水泥+45%硅粉+减轻剂+悬浮稳定剂+降失水剂+消泡剂。密度1.50～1.65g/cm3，失水<200ml，自由水≤0.1%，沉淀稳定性：常压稠化仪内搅拌30min，上、中、下密度差为“0”；24hrs抗压强度≥7MPa；水泥浆稠化时间依据施工时间确定。

（2）常规密度抗高温水泥尾浆，封固下部套管300m左右，满足热采作业主要热应力作用段高强度水泥封固要求。配方及性能：“B”或“G”级油井水泥+45%硅粉+稳定剂+降失水剂+消泡剂。密度1.87g/cm3，失水<100ml，自由水0% ，沉淀稳定性：搅拌30min的上、中、下密度差为“0”；24hrs抗压强度≥14MPa；稠化时间依据施工要求确定。

2.2 使用硅酸钠固井前置液体系

2.2.1 硅酸钠固井前置液体系

水基钻井液条件下，选用3.5%～5%BCS-010L的水基冲洗液，密度1.01g/cm3（油基钻井液条件下，选用以柴油为基液的油基冲洗液+清水隔离液）+浓度25%硅酸钠水溶液，密度1.10g/cm3+硅粉加重隔离液，密度≥硅酸钠溶液0.06g/cm3以上。

2.2.2 硅酸钠固井前置液体系作用及对水泥浆性能影响

（1）冲洗液：①水基冲洗液中的BCS-010L是一种高效表面活性剂，能够冲洗分散井壁油污，稀释并隔离钻井液与硅酸钠溶液。②油基钻井液条件下的油基冲洗液是以柴油为基液，加入一定比例的油污稀释剂和乳化剂，隔离油基钻井液，净化井壁并实现油基泥饼亲油性向亲水性的湿润翻转，改善水泥界面胶结质量。使用油基冲洗液，要配合一定量的清水做隔离液，以隔离油基冲洗液和硅酸钠溶液，保持硅酸钠溶液的干净纯洁，发挥硅酸钠溶液作用效果。

（2）硅酸钠溶液：①硅酸钠（Na2SiO3）是凝胶型工业化学封堵材料，其水溶液做为固井前置液可与地层中的Ca2、Mg等多种离子聚合，生成硅酸钙、硅酸镁等硅酸盐类凝胶沉淀物，渗入井壁疏松泥饼及泥岩地层中，能够固化井壁泥饼，改善泥饼密实性和泥饼强度，提高井壁稳定性；絮凝、沉淀，充填到地质孔隙裂缝中，可发挥防漏、堵漏作用。②硅酸钠是水泥中SiO2、Al2O3等氧化物的活化剂，吸附在两壁上的硅酸钠膜可加速水泥的水化反应和强度发展，提高水泥界面胶结强度。③硅酸钠水溶液具有较强的去污清洗能力，能够净化两壁，改善环空界面条件。④硅酸钠具有耐酸、耐温特性，对金属无腐蚀作用，附着在套管表面，形成致密防渗膜，隔离套管与地层流体，中和地层中的H2S酸性流体，对套管起到防腐保护作用。⑤依据大量试验结果分析，不同摩数硅酸钠溶液对不同含量的葡萄糖酸钠缓凝剂配制的水泥浆，呈现出阶段性促凝或缓凝作用；对纯水泥或其他类型缓凝剂配置的水泥浆，则具有较强的促凝增稠作用。因此，使用硅酸钠固井前置液，要合理选择水泥缓凝剂类型和用量，做好相容性试验，并对硅酸钠前置液与水泥浆做有效隔离，以确保施工安全。

（3）硅粉加重隔离液：充分隔离硅酸钠溶液，避免与水泥浆接触，导致水泥浆污染，影响施工安全和固井质量；硅粉颗粒质地坚硬，能提高对两壁的冲刷、除污作用，改善两壁清洁度；硅粉作为隔离液与水泥浆的共同外掺料，使两者具有良好的相容性。

（4）冲洗液、硅酸钠溶液、加重隔离液及水泥浆间，依次需有一定的密度、黏度及动切力差。以发挥液体间密度差的浮力效应、黏度差的推移效果、胶凝强度差的拖曳及壁面剪切应力作用，提高大斜度井段环空顶替效率。

2.3 提高顶替效率，改善封固质量

（1）采用带扶正块套管浮鞋，水平段和大斜度段每根套管安放一只旋流套管扶正器，并用固定环锁定位置，防止扶正器窜动挪位；直井段采用弹性扶正器，每2-3根套管加放扶正器一只，确保套管居中度≥70%。

（2）使用上、下套管胶塞固井作业，注水泥前投放隔膜式中空下胶塞，避免水泥浆在套管内与前置液接触污染，当下胶塞到达碰压环位置，压破顶面橡胶隔膜，使水泥浆顺利通过胶塞进入环空；水泥浆注完后投放上胶塞（实心胶塞），隔离水泥浆与顶替液，防止顶替液对水泥浆混窜污染。替浆到量后，上胶塞坐落在下胶塞顶部实现碰压，完成固井施工作业。

（3）塞流固井注替施工作业，利用塞流平推原理提高顶替效果。

3 该热采井固井工艺技术措施的试验应用

在相邻的AYACUCHO和JUNIN两个重油区块油田，固井试验应用30次均取得成功，稠油热采作业中，未发现因水泥强度衰减，导致环空水泥封固失效现象。

4 结论

高温热采井固井，在没有铝酸盐高温水泥条件下，向硅酸盐水泥中加入一定比例的石英砂，可提高水泥石抗高温强度衰减能力，延长油井使用寿命。加砂量通常控制在30～40%，加量增加到45%，虽牺牲适量的水泥强度，但可延长水泥强度衰减期，利于油田的长期开发。

使用硅酸钠固井前置液，能够提高环空去污净化效果，改善水泥界面胶结强度，起到固井防漏堵漏作业，提高套管防腐能力。

结合相应工艺技术措施，固井能满足热采井封固质量要求。

基金项目：本文系中石油渤海钻探科研项目“委内瑞拉MPE3油田钻完井配套技术研究”（项目编号：2016Z57Y）研究成果之一。