东海低孔渗储层固井压稳技术应用

2018-03-21宫吉泽张海山和鹏飞

石油化工应用 2018年2期

宫吉泽，张海山，黄召，和鹏飞

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

根据东海海域油气成藏模式，深部低孔渗油气资源是勘探开发的重点领域。由于低孔渗储层流阻大，流量小，地层压力求取较困难，多口井压力预测不准，实测地层压力当量密度大于实钻钻井液密度，常规的压稳判别方法又不适合低孔渗储层，造成固井时不能有效压稳地层发生气窜，导致固井质量较差。

国内外大量研究和实践表明，固井气窜主要发生在水泥浆候凝过程中。注水泥作业结束后，随着环空水泥浆的静胶凝强度不断增强，水泥浆的静液柱压力也随之降低，当该压力低于气层压力时，气体便会进入环空发生气窜。对于候凝期间气窜的判断，常用的有潜气窜因子法（GFP）、综合因子法（CCGM）和压稳系数法（PSF）等[1-6]，前两种方法只评估气窜风险，而不能用于进行固井防气窜设计，后一种方法需结合水泥浆临界失重点来判断是否压稳，可以指导压稳设计。

针对东海低孔渗储层固井难点，通过水泥浆静胶凝强度与压力损失研究来确定压稳系数的计算方法，根据有无可靠的地层压力资料来建立低孔渗储层压稳判断新方法，并制定双凝水泥浆、加重钻井液和加压候凝等压稳技术措施，确保固井压稳效果，提高固井质量。

1 水泥浆静胶凝强度与压力损失分析

1.1 水泥浆静胶凝强度

在水泥浆由液态向固态转变的过程中，逐渐会形成一种非固非液的结构，即胶凝状态的特征，在此阶段，水泥浆类似聚合物材料表现出非牛顿流体流变性和屈服值，即静胶凝强度（单位，Pa），水泥浆胶凝强度可以理解为环空水泥浆在井口压力作用下存在于井壁边界的剪切力[7]，其发展过程可以使用静胶凝强度测试仪器来获得。

F.L.Sabins等[7]研究认为，水泥浆静胶凝强度增长的过渡期是固井后发生气窜危险期。如果环空液柱压力大于气层压力，水泥浆静胶凝强度在48 Pa之前基本没有气窜的风险，增长到240 Pa以后就有足够的阻力阻止气体运移。所以研究环空气窜主要集中在静胶凝强度在48 Pa到240 Pa的过渡期。

1.2 水泥浆液柱压力损失分析

引起水泥浆液柱压力损失有多种因素，如由静胶凝强度、失水和体积收缩等[8]。随着固井技术的不断发展，水泥浆失水和体积缩小等问题已经得到了很好的解决，由它们引起的压力损失相对较小，因此在分析过程中，只考虑净胶凝强度。

随着静胶凝强度不断增加，水泥浆液柱压力也会随之降低，水泥浆失压值表达式为[9]：

式中：P1-水泥静胶凝强度造成的失压值，MPa；SGS-静胶凝强度，Pa；L-地层流体顶部尾浆柱长度，m；D-井眼直径，mm；d-套管外径，mm。

水泥浆静液柱残值表达式为：

式中：Hc1-流体顶部尾浆垂厚，m；Hc2-领浆垂厚，m；Hm-钻井液垂厚，m；ρm-钻井液密度，g/cm3；ρc-水泥浆密度，g/cm3。

1.3 压稳系数计算方法

对于低孔渗地层固井来说，关键的措施就是确保压稳地层，确保在水泥浆稠化失重时不失稳、不气窜，所以，采用合理的压稳设计计算方法，对高压气井固井后环空的液柱压力平衡非常关键。在固井设计时，本文采用计算压稳系数的方法进行压稳计算，以合理优化井内各段浆柱长度和密度，选择适合的候凝方式。计算压稳系数采用150 Pa静胶法，即水泥静胶凝强度150 Pa时，方法如下：

式中：PPSF－压稳系数，水泥浆在净胶凝强度150 Pa的浆柱压力Pcmk与地层压力Pf之比；Pcmk-净胶凝强度150 Pa浆柱的压力，MPa；Pcm-原始浆柱段的压力，MPa；Plk-水泥浆在临界点的失重值，MPa；lc-水泥浆长度，m；Dh、Dp－井眼尺寸和套管尺寸，mm；PPSF≥1，防窜效果好；PPSF＜1，防窜效果差。

通过以上方法设计合理的水泥浆结构可以使最终的压稳系数达到1，在做压稳设计时，压稳系数达到1或略大于1就可以了，也就是说在满足压稳的前提下尽量降低水泥浆的密度，减少漏失的可能性。

2 低孔渗储层固井前压稳判断新方法

固井作业的压稳包括固井前的压稳、固井过程中的压稳和候凝过程中水泥浆失重时的压稳，这些压稳措施都是基于对于地层孔隙压力的准确认识，固井作业前获取地层孔隙压力途径主要有地层压力预测和电测测压取样，而对于东海探井而言，地层压力预测准确度不够（见表1），低孔低渗地层的测压取样成功率不高，因此给固井作业带来了很大的困难。

表1 东海部分已钻探井完钻钻井液密度与实测压力Tab.1 Comparison of final mud weight and measured prssure for part of erxploratory wells in east China sea

根据SY/T 10022.2-2000（海洋石油固井设计规范，第2部分固井工艺），常规的气层压稳判断方法为固井前气测值＜5%。但是由于低孔渗储层流阻大、流量小，固井前循环气测值＜5%，不能代表实际钻井液密度已经压稳地层，故常规方法不再适用，针对东海海域低孔渗储层特点，经过大量的现场实践与研究，提出了固井前的压稳判断方法：

（1）对于能够获得可靠压力系数的地层，压稳密度为实际孔隙压力附加0.07～0.15。

（2）对于不能获得可靠压力系数的地层，压稳判断为：短起后效气与循环时气全量基本一致为准。

3 低孔渗储层固井压稳技术措施

针对东海探井177.8 mm尾管固井过程中欠压稳和固井温差较大，高低压同层等问题，结合上述技术分析，对177.8 mm尾管固井技术进行了以下优化：

（1）合理调整钻井液及水泥浆密度：固井前根据实钻获得的地层压力和地层承压试验数据调整钻井液密度，确定水泥浆密度，保证压稳的同时避免将地层压漏，根据固井前压稳判断新方法进行判断。

（2）针对高压低渗的特点，选择防窜能力更强的胶乳聚合物水泥浆体系，采用针对高压层的双凝浆柱结构设计。

胶乳具有降失水、防窜能力强、浆体稳定、水泥石韧性好、抗腐蚀等特点。胶乳聚合物水泥浆主要用于对固井质量要求较高的尾管固井、油层固井、气井、调整井、高温高压井固井及有特殊要求的固井作业中等，加入胶乳后水泥石胶结更加致密，防气窜能力比聚合物水泥浆体系更强[10-13]。

采用针对高压层的双凝浆柱结构（见图1）：速凝水泥浆封固异常压力层，保证在其静胶凝强度达到150 Pa的失重的过程中，缓凝水泥浆能起到平衡地层压力的功效，防止气侵。

图1 水泥浆柱结构图Fig.1 The slurry column chart

（3）水泥浆顶替结束后，在尾管挂以上替入重钻井液候凝，补偿尾浆失重时的静液柱压力损失。

为保证压稳效果，采取固井结束实施加压候凝，保证在水泥浆失重过程进行压力补偿，防止气窜。本技术采用替入加重钻井液的方式进行加压候凝，主要优点有：①此方式不占用井口，节省钻台时间，能在确保压稳的情况下进行测固井质量等作业；②可循环逐步撤掉压力，避免因井口突然撤压造成水泥石与套管间产生严重的微裂纹。

4 压稳技术在T2-3井中的应用

该压稳技术已在东海探井作业得到了广泛应用，以T2-3井为例：T2-3井215.9 mm井眼完钻井深：4 133 m，244.48 mm套管下深3 470 m。在从3 940.99 m开始钻进时，后效气61%，气窜速度43 m/h。215.9 mm井眼3 949.68 m至4 060.85 m钻进时，气全量不断增大，钻井液密度也由1.18 g/cm3提高至1.50 g/cm3。此时循环气全量为1.8%～2%，起钻更换取心钻具，取心钻具下到井底后，循环气全量为1.4%。本井215.9 mm井段在钻至4 060 m时钻遇异常压力，钻井液密度由1.18 g/cm3加重至1.50 g/cm3，无法准确预测地层孔隙压力，固井设计按1.55 g/cm3进行压稳计算（293 m快速尾浆失重时4 060 m顶部压力损失3.46 MPa，4 230 m压力损失4.61 MPa），多余水泥浆循环干净后，215.9 mm套管内替入1 500 m密度1.70 g/cm3加重钻井液候凝（见表2，表3）。