满深1井碳酸盐岩地层自愈合水泥浆固井技术

2021-02-02吴柏志张怀兵

石油钻探技术 2021年1期

吴柏志，张怀兵

（1.中石化中原石油工程有限公司，河南濮阳457001；2.中石化中原石油工程有限公司塔里木分公司，新疆库尔勒841000）

满深1井位于新疆沙雅县境内，是塔里木油田部署在塔河南岸勘探新区的一口重点探井，目的层为距今4.4亿年的古老海相碳酸盐岩地层，埋深近8000.00m[1]。该井的井身结构：一开，采用φ444.5mm钻头钻至井深 1498.00m，φ365.4mm 套管下至井深1498.00m；二开，采用φ333.4mm 钻头钻至井深5209.50m，φ273.1mm 套管下至井深 5209.50m；三开，采用 φ241.3mm 钻头钻至井深 7509.50m，φ196.9mm套管下至井深 4700.00～7509.50m；四开，采用φ168.3mm 钻头钻至井深 7665.60m，裸眼完井[2]。三开钻遇的志留系、奥陶系为破碎地层，钻进中灰色泥岩剥落掉块严重，造成井眼不规则、存在多段大肚子井眼，严重影响固井时的顶替效率[3]。多口邻井三开下套管、固井期间发生漏失，后期作业中环空气窜等问题频发，加上目的层一间房组油气显示活跃，井筒压稳和地层防漏矛盾突出，固井质量难以满足奥陶系生产套管管鞋及以上井段连续胶结优质水泥环长度不少于25.00m的设计要求。针对以上技术难点，采用了具有良好防气窜能力，遇油气可自动修复微裂缝，并具备二次发育能力的自愈合水泥浆。针对该井的具体情况，在根据地质和工程 “一体化”[4]准确判断漏层位置的基础上，采用了正注反挤固井工艺，确保了奥陶系下部地层以及志留系地层和套管重叠段的有效封固，解决了环空带压难题，保证了下一开次钻进和完井试油工序的正常进行。

1 尾管固井技术难点

满深1井三开采用φ241.3mm钻头钻至井深7509.50m，下入 φ196.9mm 尾管进行尾管固井作业，尾管悬挂器位于井深4904.70m处。三开钻进中因井眼失稳，造成回填侧钻；该井为定向井，井斜角较大，尾管难以居中[5]；而且，邻井三开在下套管、固井期间均发生不同程度的漏失，井漏风险高。

1）该井三开在钻进奥陶系桑塔木组7392.50～7480.60m井段时井下情况十分复杂，由于地层破碎，井眼因应力释放而出现失稳垮塌，且亚微米级裂缝对钻井液滤液敏感性强，剥落掉块一直存在，上提下放阻卡严重，距井底30.00m长井段的划眼时间长达 2d，在钻至井深 7480.60m 时发生断钻具事故，因打捞困难回填侧钻，侧钻时使用高性能防塌水基钻井液顺利钻至井深7509.50m中完。由于未进行标准测井，无井径数据，无法量化判断井身质量，但从侧钻前后的掉块情况可以定性判断，该井段井径扩大率大、井眼不规则。

2）井斜角较大，套管居中度难以保障。该井回填后于井深 7150.00m 定向钻进，钻至井深 7509.50m中完时，井斜角达到40.4°，虽然下入尾管时加入了套管扶正器，但套管与井壁环空间隙不均匀，水泥浆上返及替浆质量难以保障，影响顶替效率。

3）地层承压能力低，固井漏失风险高。邻井富源210H井三开进入一间房组4.00m，钻至井深7446.00m 中完时，钻井液密度为 1.28kg/L，三开固井水泥浆密度1.88～1.90kg/L，固井及替浆期间发生漏失，漏失量达150.6m3；邻井果勒1井三开使用密度1.48kg/L的钻井液钻进，中完通井时发生漏失，后将钻井密度降至1.46kg/L进行中完作业。满深1井中完时钻井液密度1.44kg/L，结合邻井资料可判断，该井固井时的井漏风险相对较高。

4）奥陶系一间房组孔隙发育，属中高孔隙度、中高渗储层，且地层压力系数较小，在水泥浆失重前水泥浆静液柱压力远高于地层压力，易发生渗透性漏失，在第二界面产生微间隙，引起胶结质量下降和层间窜流，影响固井质量。

5）试油及后期储层改造时套管内压力变化大，目的层套管与水泥环承受应力变化大，对水泥环界面胶结质量、力学性能和其长期完整性要求高[6]。

2 自愈合水泥浆配方确定及性能评价

为保证满深1井四开钻进和后期开发的需求，要求水泥环遇油气后能自修复因压裂形成的裂缝，保证井筒的完整性，进而使井筒的生命周期达到设计要求。为了确保尾管固井施工安全，要求水泥浆具有以下性能：1）领浆，封固 4710.00～6627.00m井段，密度 1.88kg/L，流动度 20～23cm，稠化时间360～420min，滤失量不高于 50mL，游离液量为 0，顶部 48h 抗压强度不低于 7.0MPa。2）尾浆，封固6627.00～7627.00m 井段，密度 1.88kg/L，流动度20～23cm，稠化时间 200～240min，滤失量不高于50mL，游离液量为 0，底部 48h 抗压强度不低于7.0MPa。

国内外有不少遇油气具有自愈合性能的自愈合剂，考虑成本等因素采用自愈合剂BCY-200S[7]配制自愈合水泥浆。

2.1 自愈合剂的作用机理

自愈合水泥浆是在水泥浆中加入自愈合剂，当水泥环产生微裂缝和微间隙时，油气会沿微裂缝或微间隙窜流而激活自愈合剂，自愈合剂的体积发生膨胀，体积膨胀后的自愈合剂可以对微裂缝进行封堵，由此实现固井水泥环微裂缝的自修复，从而抑制油气窜流[8]。

图1 自愈合剂 BCY-200S 的作用机理Fig.1 Mechanism of action of self-healing agent BCY-200S

自愈合剂BCY-200S采用刺激响应型聚合物技术，通过在聚合物分子中引入具有特殊功能的基团、优化聚合工艺和结构聚合而成，是一种智能响应型自愈合剂，通过吸收窜流流体中的油气而产生膨胀，进而修复水泥环中的裂缝和窜流通道，实现自修复，其作用机理如图1所示。

2.2 自愈合性能评价

因满深1井井深达7509.50m，井底温度超过110℃，因此需要在水泥浆中加入硅粉，以防止水泥石强度在高温下发生衰退。分别在加有35%硅粉的水泥浆中加入5%和10%的自愈合剂BCY-200S，将其密度调至1.87kg/L，并将其形成的水泥石在142℃×20.7MPa 条件下养护 48h 后，测其抗压强度、弹性模量和泊松比，结果见表1。

表1 加入自愈合剂 BCY-200S 水泥石的力学性能Table1 Mechanical properties of consolidated cement with BCY-200S

由表1可知，加入和未加入自愈合剂BCY-200S水泥石的抗压强度均大于14MPa，均满足固井质量要求，但加入5%和10%自愈合剂BCY-200S水泥石的弹性模量均降低58%以上，泊松比均增大11%以上，说明加入自愈合剂BCY-200S的水泥石具有一定的弹塑性，在外力作用下能产生可恢复的变形。

将养护好的含有和不含有自愈合剂BCY-200S的水泥石进行人工造缝，装入密封装置内，在底部通清水和原油，测量清水和原油通过水泥石的流量，结果见图2。

图2 清水和原油通过不同水泥石的流量Fig.2 Flow rate of clear water and crude oil passing through different cement stones

从图2可以看出：自愈合剂对水没有明显的反应，而轻质原油在加入自愈合剂水泥石中产生渗流时，自愈合剂可以膨胀封堵微裂缝，阻止渗流[9]；加入5%自愈合剂水泥石的渗流持续约12min后停止，说明加入5%自愈合剂就能有效封堵微裂缝。结合力学性能评价结果（见表1）可判定，加入5%自愈合剂就可满足设计要求。

2.3 自愈合水泥浆配方及性能评价

自愈合水泥浆基础配方为G级水泥+5%自愈合剂BCY-200S+35%硅粉+40%水。结合满深1井固井设计要求，需要控制水泥浆的滤失量、加强防气窜能力，有效控制水泥浆的稠化时间，改善其流动性和可泵性。因此，加入降滤失剂BCG-200L、减阻剂BCD-210L、缓凝剂BXR-200L、消泡剂G603等水泥添加剂，设计不同配方的自愈合水泥浆，通过评价其性能，确定适用于满深1井三开固井的自愈合水泥浆配方。

1）降滤失剂BCG-200L是一种三元共聚物，其抗盐耐温性能好，降滤失能力强[10]。由BCG-200L组成的基体抗侵水泥浆具有轻微的触变性和较高的内聚力，能够有效提高水泥浆基体防止地层流体窜流的能力[11]；同时其自身的微膨胀性可避免水泥石因体积收缩导致第一、二胶结界面出现微缝隙，从而防止地层流体在水泥环中的窜流。

2）减阻剂BCD-210L是一种聚合物类油井水泥减阻剂，与水泥外掺料和水泥添加剂均具有良好的配伍性，具有良好的分散减阻效果，可明显提高水泥浆的流动性，改善水泥浆的流性和动切力，降低水泥浆的稠度[12]。

3）缓凝剂BXR-200L是一种小分子有机物类中高温缓凝剂，具有良好的缓凝效果，与其他水泥添加剂的配伍性良好，稠化时间与其加量具有良好的线性关系，对水泥石早期强度发展影响较小[10]。

4）消泡剂G603具有较强的消泡能力和抑泡能力，能有效消除高分子聚合物、表面活性剂产生的泡沫。

根据所用水泥添加剂的推荐加量，初步设计了8种自愈合水泥浆配方：

配方1为G级水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+2.00%BCG-200L+0.30%BXR-200L+0.05%G603+51.50% 水；

配方2为G级水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+3.00%BCG-200L+2.00%BCD-210L+0.30%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方3为G级水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+3.00%BCG-200L+3.00%BCD-210L+0.50%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方4为G级水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+5.00%BCG-200L+3.00%BCD-210L+0.50%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方5为G级水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+5.00%BCG-200L+3.00%BCD-210L+0.30%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方6为G级水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+5.00%BCG-200L+2.00%BCD-210L+0.10%BXR-200L+0.05%G603+52.00%水；

配方7为G级水泥+35.0%硅粉+5.0%BCY-200S+5.0%BCG-200L+3.0%BCD-210L+0.5%BXR-200L+0.5%G603+49.5%水；

配方8为G级水泥+35.00%硅粉+5.50%BCG-200L+5.00%BCY-200S+2.00%BCD-210L+0.10%BXR-200L+0.05%G603+50.00%水。

评价了8种配方自愈合水泥浆的性能，结果见表2。

表2 不同配方自愈合水泥浆的性能Table2 Performance of self-healing cement slurries with different formulas

由表2可知：不加减阻剂BCD-210L，水泥浆的流动性太差不易泵送，减阻剂BCD-210L的加量为3%～5%时，水泥浆的流动性较为合适；缓凝剂BXR-200L加量在0.1%～0.5%时，可将水泥浆的稠化时间控制在118～410min，满足领浆和尾浆对稠化时间的要求；降滤失剂BCG-200L加量在3%～5%时，可将水泥浆的滤失量控制在50mL以内；8种配方自愈合水泥浆静置上下无密度差，沉降稳定好，流动度可大于22cm，抗压强度均大于14MPa，稠化过渡时间短（小于15min）、防窜性能优良（防窜系数小于3），弹性模量小于8GPa，表现出弹性水泥的特点，水泥环径向抗变形能力高，可降低由内压增大挤压水泥环带来的损伤风险。综合考虑8种配方水泥浆的性能和配方7、配方8所形成水泥石的自愈合时间（不长于12min），以配方7为领浆、配方8为尾浆能够满足该井三开固井要求。

2.4 固井技术措施

针对水泥浆上返及替浆质量难以保障，影响顶替效率，同时漏失风险大的技术难点，优化了固井工艺。下入φ196.9mm尾管进行尾管固井施工，尾管下至井深 7509.50m，双凝界面在井深6500.00m处，尾管悬挂器位于井深4905.60m，封固井段为4705.60～7509.50m，与上层套管重合段 4905.60～5209.50m。如果下尾管、循环期间没有发生漏失，采用尾管固井工艺、一次注水泥方案，封固井段为4705.60～7509.50m，水泥浆密度 1.88kg/L；如果下尾管、循环或固井过程中发生漏失，根据漏失泵压判断是否是井底一间组漏失，如果泵压高于10.0MPa，说明漏失位置在上部志留系，则以志留系底为目标，进行反挤水泥作业，以确保水泥环有效对接。

2.4.1 提高顶替效率措施

为提高顶替效率和驱替效果，改善界面的胶结质量，选用抗高温堵漏型前置液，采用高效冲洗液+隔离液，前置液环空占高 1000.00m，接触时间大于20min，以提高冲洗效率、降低漏失风险。提高钻井液黏度并加入纤维进行洗井，纤维分散在钻井液中，形成网状结构，可以更好地清洁井眼[14]。

在井下条件受限的情况下，优化顶替工艺，采用前置液紊流顶替、部分尾浆塞流顶替的复合顶替模式，在防漏的前提下有效提高水泥浆顶替效率。

2.4.2 “三级固井” 工艺优化

提高动态、静态承压能力，以避免在固井过程中发生漏失。对于承压能力低的井，采用 “正注反挤” 工艺，从套管头进行反挤水泥作业。

模拟固井时液柱压力和循环摩阻，进行地层承压试验。如承压能力满足要求，则按常规固井工艺进行固井施工；如地层承压能力低，堵漏困难，采用水泥浆定位技术，应用 “正注反挤” 工艺进行双级固井，完毕后从套管头进行反挤水泥作业，形成 “三级固井” ，以最大程度地缩短承压堵漏时间，实现水泥环有效对接，满足井筒完整性要求。

3 现场施工

根据不同配方自愈合水泥浆性能评价结果，结合满深1井三开固井要求，以配方7为领浆、配方8为尾浆（主要性能见表3）进行现场施工，尾浆封固 7509.50～6500.00m 井段，领浆封固 6500.00～4700.00m 井段。尾管内留 227.00m 水泥塞，悬挂器顶部留200.00m上水泥塞。

表3 满深 1 井三开自愈合水泥浆的性能Table3 Performance of self-healing cement slurries in the third spud of the Well Manshen1

图3和图4为满深1井三开固井所用领浆和尾浆的稠化曲线。由图3和图4及表3可知，领浆和尾浆的流动性好，能够降低顶替过程中的循环摩阻和上部发生漏失的风险，同时尾浆具有一定的渗流阻力，可防止候凝期间水泥浆渗漏；领浆和尾浆具有较强的内聚力，防窜系数小于3，静胶凝过渡时间短（尾浆水泥浆静胶凝过渡时间10min），可避免层间发生窜流，提高隔层段的封固质量。

图3 领浆的稠化曲线Fig.3 Thickening curve of the lead slurry

图4 尾浆的稠化曲线Fig.4 Thickening curve of the tail slurry

下尾管固井前，采用双稳定器通井钻具组合进行通井。使用φ127.0mm非标准钻杆送入尾管，尾管总长 2606.60m，下至井深 4803.00m，控制立压小于5MPa循环2h，尾管下至井底后顶通循环。

尾管管柱组合为φ196.9mm浮鞋+变扣短套管+φ196.9mm 套管×10 根+变扣短套管+φ196.9mm浮箍+变扣短套管+φ196.9mm 套管×10 根+变扣短套管+φ196.9mm 球座+变扣短套管+φ196.9mm 套管×218根+尾管悬挂器总成+密封短节+回接筒+送入工具+511×410+411×NC52T+φ127.0mm 非标准钻杆，浮鞋下至井深7509.50m，浮箍下至井深7395.60m，球座下至井深 7282.20m，喇叭口位于井深 4905.60m。

下入尾管后，顶通循环钻井液，顶通压力7.5MPa，循环 11h 后投球，投球后逐级加压至 16.0MPa，悬挂器坐挂成功，加压至25.0MPa憋通球座，下放悬重至 1650kN，正转 45 圈，成功丢手尾管悬挂器，注入 20m3膨润土浆。

固井管线试压（30MPa）合格后，注入密度 1.03kg/L的前置液 15m3、密度 1.86～1.88kg/L 的领浆 41m3、密度 1.86～1.88kg/L 的尾浆 27m3。投钻杆胶塞，替入密度 1.45kg/L 的钻井液 98m3，最高泵压 12.0MPa，未碰压，泄压无回流，漏失钻井液101m³。

将送入管柱起至井深4406.00m，进行反挤作业。试挤密度 1.45kg/L 的钻井液 10m3，排量 26L/s，立压 17.0～19.5MPa，套压 9.8MPa；注入 20m3前置液，排量 20L/s，泵压 9MPa；注入密度 1.86～1.88kg/L的水泥浆 25m3，排量 20L/s，泵压 7～9MPa；注入密度 1.03kg/L 的后置隔离液 10m3（注入 3.4m3时关井）；正挤密度 1.45kg/L 的钻井液 35.4m3，排量30L/s，立压 24.0MPa，套压 11.5MPa；反挤密度1.45kg/L 的钻井液 11.8m3，排量 42L/s，立压 7.7MPa，套压 8.8MPa。停泵观察，立压 2.7MPa，套压 1.5MPa。关井憋压候凝，套压 14.96MPa，候凝 57h 后逐步泄压至0，开井观察出口正常。

起钻下入φ241.3mm牙轮钻头进行探塞扫塞作业，水泥塞位于井深4727.00m，实钻喇叭口位于井深 4906.60m，喇叭口试压 20MPa，稳压 30min，压降为0。下入φ168.3mm牙轮钻头探下塞至井深7283.80m 遇阻 50kN（球座位于 7283.80m），扫塞至井深 7489.00m，尾管试压至 20MPa，稳压30min，压降为 0.49MPa，合格。

该次固井封固地层油气显示活跃，防窜难度大，利用自愈合水泥浆成功封固了有效产层，在后期作业中也未出现环空气窜现象。用φ10.0mm油嘴求产，日产原油 624m3、天然气 37.1×104m3。