致密油藏超长水平井固井水泥石力学性能评价

2018-11-23汪杰周福建王云刘洪利牛莉黄怡潇

石油钻采工艺 2018年4期

汪杰周福建王云刘洪利牛莉黄怡潇

1.中国石油大学非常规天然气研究院；2.西部钻探钻井工程技术研究院；3.新疆油田公司勘探开发研究院；4.斯伦贝谢中国公司

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起的西南部，主要以二叠系芦草沟组为目的层系，大部分烃源岩有机碳含量大于1.0%，其中泥岩平均含量为6.1%，白云岩类平均含量为3.2%，储集层被烃源岩包裹，属于自生自储、源储一体的典型致密油藏。据统计吉木萨尔致密油储层平均层厚200～350 m、孔隙度10%～15%、渗透率0.01～1.0 mD，具有特低渗、层厚、砂泥岩薄互层发育等特点，采用超长水平井开采，需要对超长水平井段射孔及多级压裂才能实现该类油藏的商业化开采［1-5］。

超长水平井固井主要存在以下难点：（1）水平井裸眼段长1 800 m，水平段油层套管重力全部作用在井壁下端，造成下套管摩阻大，安全下至井底有一定难度，为降低套管下放阻力，故减少扶正器使用数量，造成下入套管居中度不高；（2）水泥浆在水平段易造成沉降、失水、析水等，且水泥浆胶结过程中，水平段水泥浆重力无法完全作用于井底形成静液柱压稳效果，易造成地层流体入侵影响水泥浆胶结质量；（3）小井眼环空间隙小，固井过程中钻井液清洗效率及顶替效率低，影响固井质量；（4）采用钾钙基混油钻井完井液体系，影响水泥浆胶结及水泥浆与井壁的第一胶结面质量；（5）压裂裂缝延伸压力约70 MPa（超过水泥石强度），对不同层位间的水泥石强度、韧性要求较高［6-14］。同时，射孔及多级压裂对水泥环会造成较强的冲击作用而破坏水泥石的完整性，不同层间压力体系和潜在水层对致密油气井长期稳产存在干扰风险。以吉木萨尔致密油藏的X井为例，通过对水泥石力学性能的优化，在提高固井质量的基础上，确保射孔及多级压裂后水平井段水泥石完整性，寻找降低层间干扰和边底水侵等问题的有效解决方法。

1 水泥浆体系及其性能评价

1.1 水泥浆体系配方

为提高水泥浆体系的稳定性和防窜能力，在韧性膨胀胶乳水泥浆体系中加入防窜剂、膨胀剂并采用颗粒级配理论。

水泥浆材料：天山G级油井水泥（密度3.20 g/cm3），新疆天山水泥股份有限公司；大颗粒材料 D181（漂珠），小颗粒填充剂 D178（硅粉），膨胀剂D174，高温抗衰减剂D154，消泡剂D047，分散剂D145，缓凝剂D081，防窜剂D600G，防沉降剂D153，均来自斯伦贝谢中国公司；清水取自吉木萨尔井场。

实验仪器：3260型水泥浆混配器，3530型电动六速黏度计，4300型水泥浆静态失水仪，8040型水泥浆稠化仪，4265型水泥浆超声波强度分析仪，均来自美国CHANDLER公司；YYM型液体压力密度计，青岛胶南分析仪厂；HH型恒温水浴锅，青岛聚创环保公司。

优化后的水泥浆密度1.80 g/cm3，配方：48%混灰体积D181+42%%混灰体积G级水泥+10%混灰体积D178+5%水泥质量D174+4%混灰质量D154+0.33%水泥质量D047+2.91%水泥质量D145+0.10%水泥质量D081+23.68%水泥浆质量D600G+0.25%水泥质量D153+43.13%水泥质量井场清水。

1.2 水泥浆性能评价

1.2.1 稳定性按照标准实验流程配置及养护水泥浆后，取100 mL量筒，倒入10 mL水泥浆体系和90 mL淡水摇匀。在循环温度80 ℃条件下静置养护4～5 h，并参考胶乳体系稳定性标准与实验结果进行对比，分析确定胶乳稳定性。如图1所示，（a）参照稳定胶乳体系，固相水泥沉淀于混合液底部，白色胶乳体系自上而下均匀分布量筒中；（b）参照非稳定胶乳体系，固相水泥沉淀于混合液底部，胶乳絮凝在水泥上部，清水在量筒最上部；（c）现场用胶乳体系具有良好的稳定性，能够满足施工要求。

1.2.2 防窜性能评价防窜胶乳体系采用微颗粒材料，具有降低水泥浆体系的渗透率和孔隙度作用，增强其防窜、防侵能力。同时，室内实验结果表明水泥浆在井内失重环境下，静胶凝值从0 Pa升至200 Pa，用时3.5 min，防窜、防侵能力强，如图2所示。

图1 循环温度80 ℃下胶乳体系的稳定性测试Fig. 1 Stability test on latex system at the circulating temperature of 80 ℃

图2 水泥浆静胶凝防窜性能测试曲线Fig. 2 Anti-channeling property of static gelling of slurry

1.2.3 膨胀性水泥浆凝固后具有一定的膨胀性能，解决套管收缩、地层蠕动等造成的微环空问题，如图3所示。

图3 水泥环线性膨胀率测试Fig. 3 Linear expansion rate of cement sheath

膨胀率的具体计算公式为

式中，P为水泥石膨胀率，%；L为膨胀环的周长，mm；L1和L2分别为水泥浆倒入试模后和水泥浆养护到期龄后测得的膨胀环间距，mm。

通过水泥环线性膨胀率测试装置测定油层温度81 ℃和压力70 MPa条件下的线性膨胀率。实验结果表明，水泥浆中加入5%水泥质量的膨胀剂，在确保水泥石强度的条件下，水泥浆凝固后的膨胀率达到1.4%，有效解决了微环空或微间隙问题（如图4所示），同时水泥石适量的膨胀率不仅有利于弹性水泥浆不断闭合微裂缝，而且会增大水泥环与界面的胶结强度，增大壁面抗水压渗透能力，阻止流体在环空中窜移。

图4 水泥环线性膨胀率随时间变化曲线Fig. 4 Relationship of linear expansion rate of cement sheath vs.time

1.3 水泥浆颗粒级配优化

如图5所示，采用颗粒级配和紧密堆积理论，将大颗粒弹性材料（D181）、中颗粒材料（天山G级油井水泥）、细颗粒材料（D178）等其他外加剂合理搭配（大、中、小颗粒占混灰体积比例为48∶42∶10），中颗粒材料充填大颗粒材料孔隙，小颗粒材料充填中颗粒材料孔隙，并利用不同材料的密度差异。与常规水泥浆体系相比，同等密度1.80 g/cm3下的水泥浆体系固相含量高达55%以上（常规水泥浆体系固相含量为35%～40%），可减小水泥浆孔隙度，提高水泥浆稳定性与水泥石机械性能。

图5 固相颗粒级配示意图Fig. 5 Sketch of solid particle size distribution

2 水泥石力学性能测试

使用力学软件模拟水泥石在受到拉伸、挤压等作用下的力学完整性。分别模拟密度1.90 g/cm3和1.80 g/cm3的水泥石在压裂过程中压差0～70 MPa、温差0～45 ℃变化范围内的完整性。结果表明：密度1.90 g/cm3的水泥石在拉伸和压缩作用下不会受到破坏，但由于套管、地层膨胀和收缩会造成微环空问题，而微环空会造成环空带压和层间窜流，进而影响产能；密度1.80 g/cm3的水泥浆，相同压力和温度变化范围内，受拉伸和压缩时不会被破坏，且无微裂缝产生。因此优选密度为1.80 g/cm3的水泥浆体系。

实验室测定致密油地层、套管和水泥石三者的弹性模量和泊松比，对比分析三者在受同等作用力下优先破坏程度，如表1所示，在受到同等应力作用下，水泥石具有较低的弹性模量和较大的泊松比，展现出良好的弹性和韧性，水泥石受到保护。

表1 套管、页岩、水泥石三者力学性能对比Table 1 Mechanical property comparison between casing, shale and set cement

3 现场应用

3.1 X井概况

X井一开Ø444.5 mm钻头钻至500 m，Ø339.7 mm表层套管下深498 m；二开Ø241.3 mm钻头钻至2 400 m，换Ø215.9 mm钻头钻至2 910 m，Ø177.8 mm技术套管下深2 810 m；三开Ø152.4 mm钻头钻至5 273 m，Ø114.3 mm油层套管下深5 225 m。全井垂深3 259 m，最大井斜89.7°，造斜点位于2910 m处，水平段长1 800 m。针对致密油储层水敏等特性，为更好地保护地层不受钻井液伤害、保持井壁稳定性，采用密度1.55 g/cm3的钾钙基混油钻井完井液体系。设计油层套管封固井段位于造斜点以上200 m，即封固水泥浆返高面位于2 710～2 910 m井段。

为降低套管下放过程中的遇阻风险，采用Ø147 mm单扶+双扶正器钻具组合通井2次至无明显阻卡为止；水平段采用刚性扶正器确保套管居中，并采用软件模拟优化居中度、扶正器数量与下放阻力；套管下放到位后，充分循环钻井液并注意观察排量与压力变化情况。

3.2 施工步骤

固井主要施工步骤：连接设备与管线，进行试压；以0.75 m3/min排量泵注密度为1.55 g/cm3的前置隔离液15 m3；投上胶塞；以0.75 m3/min排量泵注密度为1.60 g/cm3的低密度漂珠水泥浆36 m3；以0.75 m3/min排量泵注密度为1.80 g/cm3的韧性膨胀防窜水泥浆22 m3；投下胶塞；以0.75 m3/min泵注密度为1.55 g/cm3的后置隔离液4 m3，转注密度为1.50 g/cm3的钻井液顶替；碰压后泄压检查回流正常，拆卸设备，水泥浆候凝48 h后进行测井。