华北油田杨税务潜山内固井技术

2018-06-13和建勇李拥军宋元洪崔树清马倩芸唐鸿斌李欢

钻井液与完井液 2018年2期

和建勇，　李拥军，　宋元洪，　崔树清，　马倩芸，　唐鸿斌，　李欢

（1.渤海钻探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘 062550；2.华北油田公司勘探事业部，河北任丘 062550；3.渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，天津 300457）

河西务潜山带位于廊固凹陷东部，是受河西务断层、杨税务断层控制的“地垒”型潜山带，整体呈南高北低、东高西低的构造背景，潜山顶部主要为中奥陶统，包括峰峰组（O2f）、上马家沟组（O2s）、下马家沟组（O2x）、亮甲山组和冶里组地层，潜山内幕则发育寒武系、青白口系、蓟县系等碳酸盐岩地层；潜山顶面之上依次由石炭系—二叠系和古近系覆盖[1]。随着潜山油气藏勘探开发程度的不断提高，潜山油藏年产量急剧下降，为进一步发现潜山内高效油气储量，华北油田在冀中坳陷廊固凹陷杨税务潜山构造先期部署了安探1X、安探2X、安探3等3口重点探井，目的是为了探明上马家沟、下马家沟、亮甲山组油气储量。在潜山内固井，固井质量直接影响大型体积压裂求产效果。因此固井作业成为杨税务潜山开发的关键工序之一。杨税务潜山内地质条件复杂，地层压力系数为0.94～1.09，存在多套活跃油气层共存、埋藏深、易漏失、地温梯度高、小井眼小间隙、尾管封固段长、对水泥环完整性要求高等特点，给潜山内φ127 mm尾管固井带来极大的风险，固井施工安全和固井质量难以保证。针对以上固井难点，结合安探1X井、安探3井φ127 mm尾管固井出现的憋高压、固井工具失效等复杂情况，探索出一套提高华北油田深层潜山内固井质量的工艺技术，该技术在安探2X井φ127 mm尾管和安探4X井φ177.8 mm尾管固井推广应用，为今后华北油田杨税务潜山内固井提供技术支撑。

1　井身结构

杨税务潜山构造井身结构为：一开使用φ444.5 mm钻头钻至井深400 m，下入φ339.7 mm套管常规固井；二开使用φ311.1 mm钻头钻至井深3 000～3 500 m，下入φ244.5 mm套管双级固井；三开使用φ215.9 mm钻头钻至井深4 800～4 900 m，下入φ177.8 mm套管尾管固井；四开使用φ152.4 mm钻头钻至井深5 500～5 900 m，下入φ127 mm套管尾管固井，再使用φ177.8 mm套管回接固井。

2　超深小间隙尾管固井难点

2.1　井底温度高

水泥浆在高温条件下稳定性差，高温外加剂敏感性较强，水泥浆失水及稠化时间不易调节。先期部署的3口井，安探2X井井底静止温度195 ℃，尾管悬挂器位置静止温度150 ℃，要求封固地层上下温差达到45 ℃，在大温差条件下重合段水泥容易出现超缓凝现象[2]，将严重影响后期作业。

2.2　尾管段长、环空间隙小

φ127 mm尾管固井裸眼井段理论水泥环厚12.7 mm，尾管悬挂器最大外径为147 mm，水泥环厚度为5 mm，属于小间隙尾管固井作业。通井作业中，由于井深、裸眼段长、环空间隙小，循环压耗大，受压力限制通井循环排量受限，裸眼大肚子井段沉砂驱替不干净，固井过程中水泥浆的稠度较高，携带沉砂上返，易在重合段或小井眼井段发生环空憋堵，憋漏地层或管内预留水泥塞[3]，造成水泥浆低返，达不到设计要求。

2.3　地层压力系数低、油气层活跃

潜山内地层压力系数低，且油气层活跃。由于地层承压能力低，水泥浆密度和施工排量受到限制，下套管作业激动压力和固井环空液柱压力增加易造成井漏。安探1X和安探2X井分别在井深5 104.94 m、4 911 m钻进过程中发生溢流，碰压后起出中心管，管内外压力平衡被破坏，易发生油、气、水窜，严重影响固井质量[4]。

2.4　水泥环完整性要求高

固井作业后，采用体积压裂技术增产，对水泥环的完整性要求更高。常规水泥石在体积压裂条件下易破碎，压裂过程中容易发生层间互窜。若上部回接井段固井质量较差，使得井口出现环空带压或冒油冒气现象，周边环境受到影响，井口装备和作业人员的安全风险增加，严重影响油气井的寿命。

3　超深小间隙尾管固井技术

3.1　井眼清洁技术

超深小间隙尾管模拟套管刚性合理选配钻具组合，采用3个扶正器通井，扶正器外径选择φ146 mm。下钻到底后，充分循环钻井液，启动所有的净化设备，如振动筛、除砂器等，循环排量选择环空返速达到1.2 m/s，循环处理钻井液不少于2周，循环正常后配制8～10 m3黏度为150 s左右的高黏钻井液，裹砂1次。高黏钻井液中加入了纤维[5-6]，其具有抗高温性能，有助于清除井底及大肚子井段沉砂。起钻之前注入的封闭浆禁止加入塑料小球润滑，以免影响尾管悬挂器坐挂。

3.2　井下工具附件设计

1)悬挂器结构设计。φ127 mm尾管固井环空间隙小，理论设计增加悬挂器坐挂后过流面积，可降低循环阻力。安探3井φ177.8 mm尾管固井采用内嵌式卡瓦悬挂器，坐挂后过流面积比普通悬挂器增加34%[7]，但下完套管后开泵困难，受循环压力限制，循环排量达不到设计要求。分析原因认为内嵌式卡瓦悬挂器整体过流面积虽增加，但单孔尺寸减小，大颗粒的沉砂不能通过，循环和固井作业易发生憋堵等问题，影响固井施工安全。安探2X井选用普通悬挂器，配合井眼清洁技术，循环排量达到设计要求，保证了固井施工安全。

2）扶正器设计。φ127 mm尾管固井环空间隙小，如果裸眼段采用铰链式弹性扶正器，管串下入过程中，扶正器易损坏，影响套管安全下入。因此，安探区块直井采用整体弹弓弹性扶正器（见图1（a）），外径为φ152 mm，定向井采用套管旋流短节扶正器（见图1（b）），外径为φ146 mm，保证套管安全下入。

小间隙固井由于环空间隙小、套管居中度及注替排量达不到设计要求，固井质量很难保证的情况，以安探2X井为例，对比裸眼段最大井径186.24 mm（井深5 425 m）处顶替效率，分析套管居中度对固井顶替效率的影响。一是按设计在裸眼井段的关键处加入套管旋流短节扶正器，该处平均套管居中度为7.05%（见图2（a）、图3（a））；二是在裸眼井段加入刚弹相间扶正器，该处平均套管居中度为55.06%（见图2（b）、图3（b））。由此可知，在其他参数相同的条件下，套管居中度越高，固井顶替效率就越高。因此，在保证套管安全下入的前提下，关键井段扶正器按照刚弹相间设计，顶替效率可以达到90%以上。

图1　整体弹弓弹性和套管旋流短节扶正器

图2　不同设计方法扶正器对安探2X井裸眼井段套管居中度的影响

图3　井深5 425 m处横向剖面顶替效率模拟曲线

3）前置液设计。清除低固相钻井液形成的泥饼，最有效的方法就是使用含有氧化剂的冲洗液[8]，因此注水泥前必须使用含有氧化剂的冲洗液（10%JPY-01水溶液）清除井壁泥饼和清洗管壁。但淡水低固相钻井液与水泥浆的相容性差，因此在使用冲洗液的同时，还必须选用一种冲洗加重隔离液，间隔钻井液与水泥浆，为此选用菱角形加重材料配制冲洗隔离液（水+高温悬浮剂+冲洗剂+加重材料+抗污染剂），既提高冲洗效果，又可以隔离钻井液与水泥浆，保证施工安全。冲洗液及冲洗隔离液性能见表1。由此可知，相同条件下冲洗加重隔离液比单一的冲洗液冲洗效率高。由于室内模拟条件与实际情况存在差异，为使井壁和套管壁冲洗干净，在设计冲洗接触时间上附加45%～70%，保证有效接触时间达到10 min以上。因此，φ127 mm尾管固井冲洗液一般用量为2～3 m3，冲洗隔离液用量为10～15 m3，能够解决井壁的水润湿情况，提高水泥浆顶替效率和界面胶结质量。

表1　冲洗液及冲洗隔离液性能

4）韧性水泥浆设计。在潜山内进行体积压裂，套管和水泥环均要承受高强度的挤压，要求水泥石具有一定的塑性形变，用来满足水泥环的完整性，达到保护套管和有效封隔油气层的目的。为提高水泥浆的防窜性能，在水泥浆中加入胶乳防窜剂和防窜调节剂[8]。并在水泥浆中加入增韧剂和增强材料，提高水泥石的抗拉强度和塑性形变的能力，提高抗冲击动能的吸收，延缓微裂缝的扩展速率，增强水泥石的韧性[9]。水泥浆配方如下。

G级水泥+40%高温增强材料DRB-2S+5%增韧材料DRE-300S+0.8%分散剂DRS-1S+0.5%悬浮剂DRY-S2+0.8%稳定剂DRK-3S+8%胶乳防窜剂DRT-100L+1.2%防窜调节剂DRT-100LT+2.5%降失水剂DRF-120L+0.5%消泡剂DRX-1L+0.5%抑泡剂DRX-2L+（1.3%、2.2%）缓凝剂DRH-200L +48%现场水

水泥浆性能见表2，稠化曲线见图4。由此可知，稠化曲线有波动，但是稠度控制在20 Bc左右，尾浆同样具有良好的可泵性，不影响现场施工。

表2　韧性水泥浆基本性能

图4　杨税务潜山内φ127 mm尾管固井用韧性水泥浆稠化权限

采用三轴岩石应力仪，考察了增韧材料对水泥石力学形变能力的影响[10-12]，其三轴差应力－应变曲线见图5。

图5　杨税务潜山内φ127 mm尾管固井用韧性水泥浆水泥石的三轴差应力－应变曲线

由图5可以看出，水泥石在低差应力下表现出较好的韧性，随着差应力逐渐增加，水泥石应变逐渐增大，当达到极限差应力40 MPa时，水泥石应变为1.03%，水泥石瞬间碎裂。因此在大型体积压裂求产过程中，控制差应力不超过40 MPa，可以保持水泥石的完整性，实现油气水层有效封隔。

5）胶塞试下技术。目前，固井作业计量主要采用涡轮式流量计，该流量计内部结构设计简单，操作简便，计量误差为±3%，满足常规固井作业基本要求。但对于复合钻具+小尾管固井顶替液设计复杂，顶替过程中开停泵、钻井液储存罐更换次数频繁，容易出现计量误差大，固井不能保证正常碰压，且替浆时易造成管内留塞或环空替空事故。针对以上问题，下尾管前采用复合钻杆胶塞试下的方法，入井管柱结构为复合钻杆 +滑套短节+刮壁器，对送入钻具的内容积、内表面及复合胶塞的通过能力、隔离能力、耐磨损能力和流量计的误差进行校对，确保固井施工计量准确，防止管内留水泥塞或环空替空，漏封油气层。

6）关键点压力设计。通过软件模拟关键点施工压力变化情况，进一步优化施工参数，保证固井施工期间关键点处于压力平衡状态。从先期完成的3口井来看，杨税务潜山内油气藏活跃，要求固井施工必须实现三压稳。例如，安探2X井钻进至井深4 911 m时，全烃值达到99.99%，槽面见2～5 mm气泡密集，液面升高约2 cm，钻井液入口密度为1.05 g/cm3，取样点火试验，淡蓝色火焰。通过加重钻井液密度至1.09 g/cm3恢复钻进。

图6　安探2X井4 911 m固井施工压力当量密度预测曲线

从图6可知，井深4 911 m处固井期间压力当量密度控制在1.23～1.29 g/cm3之间变化，大于地层孔隙压力当量密度，小于漏失压力当量密度。与现场实际施工数据对比，固井施工期间没有发生漏失、溢流等复杂情况，软件模拟与实际施工效果相符合。但正常碰压后起出中心管，破坏原有的压力平衡。为保证固井候凝期间压力平衡，钻具起到安全位置，循环清理多余的水泥浆，关井憋压候凝，使井筒实现二次压力平衡。

4　现场应用

1）安探2X井φ127尾管固井。安探2X井四开使用φ152.4 mm钻头钻至井深5 899 m，完钻钻井液密度为1.13 g/cm3，黏度为95 s，初切为2 Pa，终切为4 Pa，最大井斜为24.31°/5 825 m，最大井径为186.4 mm/5 400～5 425 m，实测井底静止温度为195 ℃。φ127 mm尾管下深为5 896 m，尾管全长为1 284.81 m，阻位为5 827.29 m，下入铝合金刚性扶正器3只，旋流短节12只。固井前钻井液密度为1.13 g/cm3，黏度为87 s，初切为2 Pa，终切为4 Pa。

2）井眼清洁。采用三扶通井，三扶通井管串中扶正器外径为φ146 mm，通井到底后，充分循环钻井液，并启动所有的净化设备，循环排量1.2 m3/min，处理钻井液3周，循环正常后配制加入纤维且黏度为155 s的高黏钻井液8 m3，裹砂1次。

3）施工过程。下完套管循环排量1.05 m3/min，最高泵压20 MPa。固井依次注入2 m3冲洗液JPY-01、7.5 m3密度为1.40 g/cm3冲洗隔离液、2 m3配浆水；4.8 m3密度为1.85 g/cm3领浆、9 m3密度为1.85 g/cm3尾浆，注灰排量为0.81 m3/min；1 m3压塞液、12 m3密度为1.40 g/cm3间隔液、30.4 m3密度为1.13 g/cm3钻井液，替浆排量1 m3/min，最高泵压为15 MPa，碰压18 MPa。

3）质量分析。该井采用八扇区固井质量检测技术，由固井质量声幅图可知，实现了油气水层的有效封隔，固井质量合格。但部分井段胶结中等，对比井径、声幅图和扶正器的加法，今后还需优化井眼清洁技术措施，采用软件合理设计扶正器，提高套管居中度，提升固井一、二界面的胶结质量。