渤海油田小间隙环空固井技术及应用

2019-04-01李治衡霍宏博董平华

非常规油气 2019年1期

李治衡，李进，张磊，霍宏博，董平华

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459； 2.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300459)

自2014年10月以来，国际油价呈断崖式下跌，下跌超50%，2015年油价低位徘徊，更是一度跌破30美元/桶。近两年油价虽略有所回升，但未改低位震荡格局，油价“寒冬”仍在持续[1-2]。在“低油价”新常态形势下，依靠技术实现降本增效是渤海油田应对油价形势的重要举措之一[3-4]。优化井身结构，将原来常用井身结构尺寸(17-1/2″×13-3/8″+12-1/4″×9-5/8″+8-1/2″×7″)优化为(12-1/4″×10-3/4″+9-1/2″×7-5/8″+6-1/2″×5″或5-1/2″)，整体缩小井眼尺寸和对应的套管尺寸，可实现单井钻井成本降幅约200万元。但在降本增效的同时，井眼及套管尺寸缩小会给一开和三开小间隙环空(间隙值≤19.05 mm)固井带来很多技术难题[5-7]。同时随着渤海油田开发走向中深层钻井，储层埋深的增加必然会增加套管开次，深部储层小间隙或小井眼固井挑战越来越大。因此，亟须针对渤海油田小间隙环空固井技术开展研究。

1 小间隙环空固井技术难点

优化后的井身结构，一开(12-1/4″井眼下10-3/4″套管)间隙为19.05 mm，属于小间隙范畴；三开(6-1/2″井眼下5″或5-1/2″尾管)井眼尺寸小于8-1/2″，属于小井眼范畴，同时环空间隙1为9.05 mm或12.7 mm，又属于小间隙范畴[5,8]。

由于小间隙或小井眼窄空间的特点，使得其固井较常规井眼固井有更大的难度，具体表现在如下几方面[5,9-12]：

(1)套管居中问题：由于套管和井壁的环空间隙很小，扶正器下入困难甚至无法下入，套管居中度不能保证。套管偏心造成的窄边钻井液难以顶替，水泥浆容易窜槽，从而影响顶替效率，并且容易形成蹩泵和桥堵，注替压力大。

(2)环空摩阻大：小间隙环空流动阻力大。研究表明[11]，小间隙环空中的压力损耗占总压力损耗的70%以上，环空压耗的增大势必造成液柱当量密度的增加，因此在顶替过程中容易压裂地层，发生井漏，导致水泥浆低返。

(3)水泥浆性能问题：小间隙环空流体流动通道整体变窄，注水泥作业中流动阻力明显增大，会造成泵压增高，使水泥浆在窄环空中处于高剪切状态，因此可能会造成水泥浆在高压差作用下迅速失水，导致流动性变差，增大环空摩阻，致使环空发生桥堵和蹩泵的概率增大。

(4)水泥石力学性能问题：小间隙环空中水泥环明显变薄，使得稠化凝固后的水泥石强度较低，水泥石与地层、套管的胶结质量难以保证。

(5)顶替效率低：由于小间隙环空顶替循环压耗大、流动阻力大，为减小顶替过程中过高的泵压，因此排量不能过大，只能采取小排量顶替，难以实现紊流顶替，导致顶替效率低。

2 水泥浆体系研发与性能评价

2.1 试验设备、材料及方法

主要设备：常压密度计、OWC-2002S压力机(抗压强度)、Chandler3530流变仪、Chandler8040稠化仪、量筒、OWC-9710失水仪、天平、Chandler7375养护釜、GCTS三轴实验机、全尺寸水泥环破坏模拟装置。

主要材料：山东G级油井水泥SD“G”；胶乳GR1；防窜增强剂GS12L；纤维B62；降失水剂G81L；缓凝剂H21L、H40L；消泡剂X60L、X62L；分散剂F44L；隔离液S32S。

试验方法：按照GB/T 19139—2012《油井水泥实验方法》中的方法制备水泥浆，进行性能测试[13]。

2.2 外加剂材料优选及水泥浆体系

2.2.1 主要外加剂材料优选

针对渤海油田小间隙环空固井技术难点，在水泥浆体系开发过程中，重点对减轻剂、胶乳、防窜增强剂和堵漏纤维等外加剂或材料进行了优选，优选后的外加剂或材料介绍如下：

(1) 减轻剂：优选材料PC-P30为水泥减轻剂，该材料为一种粉末状实心球体颗粒，较水泥颗粒小，具有比表面积大(可达800～19 500 cm2/g)的特点。其化学成分中硅含量高，其次为铝和钙，具有较强活性，参与水泥反应。将PC-P30在显微镜下放大10 000倍的形状如图1所示。此外，该种减轻剂较空心漂珠更为便宜，可以进一步降低成本。

(2)胶乳：胶乳是描述乳化聚合物的通用名称，一般为细粒球状(粒度200～500 nm)聚合物颗粒的悬浮乳状液[14-18]。固井中常用的胶乳有聚乙烯类、醋酸乙烯酯及苯乙烯/丁二烯树脂，前两种只能在50 ℃以下使用。本文所采用胶乳GR1为苯乙烯/丁二烯共聚物，与Latex2000、D600等属同类产品，使用温度为40～175 ℃。具有良好的失水控制能力、较好的力学性能(弹性)和耐酸性，能提高水泥石的界面胶结能力和整体强度，有效抑制微环隙或微裂缝的形成和发育。

(3)防窜增强剂：本文所采用的防窜增强剂GS12L的主要化学成分是活性微粒，因其具有很好的水化活性，因此在水泥水化过程中能与生产的Ca(OH)2反应生成凝胶，使水泥浆凝固过程中产生体积微膨胀，促进水泥固化过程的胶凝强度发展，大大降低水泥石的渗透率，从而使水泥石具有高气侵阻力。该防窜增强剂的超微细粒径使其具有高达21 m2/g的比表面积，因此该防气窜剂具有极强的吸附水能力，能够有效束缚水泥浆中的间隙水，控制和减少游离液，防止在定向井或水平井固井中产生水泥浆高边水窜槽。同时其“超微细颗粒填充”理论能够迅速提高水泥浆的胶凝速度，增加气窜阻力；由于颗粒微细，大大增加了胶结面的“着力点”，提高了胶结质量和胶结力，大大改善固井界面胶结质量。

(4)堵漏纤维：通过试验评价优选混合纤维PC-B62和颗粒级配的硬质颗粒PC-B66两种材料适合作为堵漏材料。其中，混合纤维PC-B62为3～6 mm的“软硬结合、长短结合”的纤维，耐温150 ℃，具有高水分散性特点，遇水即迅速分散开，混浆快，不易成团；PC-B66为20～80目硬质颗粒，不规则表面形状。该复配堵漏材料在水泥浆或隔离液中均可使用。其堵漏原理为：在水泥浆或隔离液中加入混合纤维PC-B62与优化后的不同粒径组合的硬质颗粒PC-B66，利用小颗粒级配+纤维缠绕及二者协同的架桥作用，封堵井下裂缝，达到堵漏或防漏目的，如图2所示。

图1 减轻剂P30(×10 000倍)Fig.1 Lighter agent P30(×10 000 times)

图2 复配堵漏材料堵漏示原理示意Fig.2 Schematic of plugging principle of compound plugging material

2.2.2 水泥浆体系及常规性能评价

在外加剂材料优选基础上，通过试验评价确定加量百分比，研发了两种密度分别为1.50 g/cm3和1.90 g/cm3、适用于渤海油田小间隙环空固井的水泥浆体系，具体配方如下：

1.50 g/cm3：100%混合水泥(水泥+减轻剂P30)+5.6%G81L+10%GR1+5%GS12L+0.25%H21L+0.4%X60L+2.5%F44L。

1.90 g/cm3：100%水泥+3%G81L+5%GR1+3%GS12L+0.4%H21L+0.4%X60L+0.4%X62L+0.13%F44L。

两种体系的基本性能见表1。由表1可知，该体系具有低摩阻的特点，可有效降低循环压耗，防止因环空摩阻过大造成井漏或水泥低返的问题；同时该体系失水低，可有效避免水泥在窄环空高剪切状态下迅速失水导致其流变性变差的问题；此外，该体系具有较好的沉降稳定性和防窜性能。除上述两种密度外，可根据实际作业设计需要通过加量调节密度为1.50～1.90 g/cm3，稠化时间根据实际要求可在180～240 min内调节，如图3所示。

表1 水泥浆体系基本性能Table 1 Basic performance of cement slurry system

2.3 水泥石力学性能评价

在体系研发和基本工程性能评价基础上，为了解决小间隙环空水泥环薄、易破坏的难题，对上述两种水泥浆体系的力学性能进行了评价，其结果如表2、图4所示。由表2可知，该体系具有低弹性模量的特点，说明水泥环的韧性较好，在小间隙环空中水泥环较薄的情况下也能很好地保持水泥环力学完整性不受破坏。

图3 1.5 g/cm3体系稠化曲线Fig.3 1.5 g/cm3 system thickening curves

图4 水泥石力学性能评价结果Fig.4 Results of mechanical properties evaluation of cement stone

表2 水泥石力学性能评价结果Table 2 Evaluation of mechanical properties of cement stones

为了评价该体系与套管或地层岩石的胶结性能，采用全尺寸水泥环破坏模拟装置(图5)进行试验，分别评价了胶乳加量0%、5%、10%和18%对应的气窜情况，试验试压为7 MPa，试验发生气窜的试压次数分别为4次、6次、10次。如图6所示，其中胶乳加量18%的体系7 MPa试压12次未发生气窜。试验结果显示，胶乳加量越多，和套管固结后的防窜性能越好，能经受住的试压测试次数更多。

图5 全尺寸水泥环破坏模拟装置Fig. 5 Full size cement ring failure simulation device

图6 7 MPa试压12次未发生气窜Fig.6 7 MPa trial pressure 12 times without gas flow

3 配套固井工艺技术研究

研发的“低摩阻、低密、低弹性模量”水泥浆体系只能解决小间隙环空固井中环空摩阻大、水泥浆和水泥石性能要求高等难点，针对套管居中困难、顶替效率低等难点还得从配套固井工艺技术入手。本章主要介绍小间隙环空固井配套井眼净化、套管居中技术。

3.1 井眼净化技术

井眼清洁净化对提高小间隙环空固井顶替效率、界面胶结质量尤为重要[5,16]。为了做好固井前的井眼净化工作，研发了以PC-S32S为主剂的隔离液，并筛选了高效冲洗液体系。

主剂PC-S32S主要由无机材料、高分子材料和生物合成胶类材料构成。水化后具有较好的悬浮能力和极强的耐温性能；高分子材料为AMPS类聚合高分子物质，具有较好的悬浮和控失水能力；生物合成胶类物质具有良好的提黏提切作用，同时具有极好的抗盐性，能够辅助无机和高分子材料共同提高隔离液的稳定性。

该隔离液体系污染水泥浆后，浆体流动性良好，无沉降结块现象出现，有效解决了以前的隔离液污染水泥浆后出现豆腐渣状沉淀，严重时底部出现沉降的现象，如图7所示。

采用第二章优选的复合堵漏材料，试验评价了隔离液的堵漏性能，结果见表3。由表3可知，复合堵漏材料加量越多，其堵漏承压能力越好。在实际固井作业时，可根据需求调节加量以满足作业需求。

图7 优化前后的隔离液体系Fig.7 The isolation liquid system previous and after optimized

优选后的冲洗液冲洗效率高，试验结果表明，冲洗效率可高达90%以上，可很好地满足渤海油田小间隙环空固井井眼净化需求。

3.2 套管居中技术

针对优化后的井身结构中的三开(6-1/2″井眼下5″或5-1/2″尾管)小井眼或小间隙环空居中度进行模拟分析。模拟分析了井斜52°～77°工况下，目的层每2根套管下1个扶正器时6-1/2″井眼下5″或5-1/2″尾管的居中度情况(井段2 289～3 733 m)，其结果如图8所示。

a.6-1/2″井眼下5-1/2″尾管

b.6-1/2″井眼下5″尾管图8 套管居中度模拟Fig.8 Centralizer simulation of casing

从图8a可知，6-1/2″井眼下5-1/2″尾管贴边特别严重，顶替效率差；由图8b可知，6-1/2″井眼下5″尾管居中度为20%，顶替效率差。因此，6-1/2″井眼下5″或5-1/2″尾管，若不加扶正器或在非目的层不加扶正器，套管贴边现象尤为严重，居中度远低于67%的最低要求，顶替效率差，无法保证固井质量。因此，为了保障小间隙环空固井质量，建议在不影响套管安全下入前提下，尽可能多安放扶正器，尽可能地提高套管居中度，保证注水泥顶替效率。同时，扶正器可选择配套尺寸的一体化弹性扶正器。

4 现场应用

6-1/2″井眼下5″或5-1/2″尾管小间隙环空固井技术在渤海油田尚未应用，目前作为储备技术研究，本节实例应用以井身结构优化后的垦利16-1-4井为例进行分析。该井井身结构为12-1/4″×10-3/4″+9-1/2″×7-5/8″+6″裸眼，如图9所示。

该井水泥浆性能及固井工艺见表4，二开、三开固井采用本研究研发的小间隙环空固井水泥浆体系。由表4可知，优化后的井身结构由于井眼更小，因此在固井顶替时所采用的排量较常规井身结构更低。同时，该井三开7-5/8″套管固井采用本研究介绍的新型隔离液和高效冲洗液，500 m井深内每2～3根套管下入1个扶正器。固井质量测井结果显示，固井质量良好，如图10所示。此外，该项小间隙环空固井工艺技术已在渤海油田多个区块成功应用4井次7-5/8″油层套管固井作业，固井质量全部优秀。