磴探1 井疏松砂岩油层Ø139.7 mm 尾管固井技术

2021-06-06高飞田宝振费中明党冬红马巍刘学敏

石油钻采工艺 2021年6期

高飞田宝振费中明党冬红马巍刘学敏

1. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井分公司；2. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司

磴探1 井是河套盆地临河坳陷磴口纳林湖断鼻圈闭构造带的一口预探井，钻探目的是探索临河坳陷纳林湖断鼻圈闭含油气性，磴探1 井钻探的成功与否对巴彦区块后续勘探开发具有重要意义。

该井三开钻遇古近系和白垩系。古近系临河组一段上部为灰黄色细砂岩、含砾细砂岩与棕红色、棕褐色泥岩不等厚互层；中、下部为厚~巨厚层灰黄色含砾细砂岩、含砾中砂岩间夹薄~中厚层棕褐色泥岩，并见灰黄色细砂岩；临河组二段上部为灰黄色细砂岩、中部为灰黄色含砾细砂岩、下部为灰色细砂岩与棕褐色泥岩呈不等厚互层；临河组三段为薄~巨厚层棕褐色泥岩间夹薄~中厚层灰色细砂岩，下部见灰褐色泥岩。白垩系固阳组一段上部为薄~巨厚层棕褐色、灰褐色、褐灰色泥岩间夹薄~中厚层灰色细砂岩，中、下部为褐灰色、灰褐色、棕褐色、棕红色泥岩与灰色、棕紫色细砂岩、含砾细砂岩呈不等厚互层；固阳组二段上部以棕褐色、灰色、棕红色泥岩为主，夹薄层灰色细砂岩，下部为灰色泥岩与灰色细砂岩呈不等厚互层，偶见薄层深灰色泥岩。

该井三开Ø215.9 mm 钻头钻至井深6 460 m，注水泥塞5 850 m 回填至5 714 m，下入Ø139.7 mm 尾管至5 705 m，设计返深3 470 m，进行尾管悬挂固井。电测5 705 m 静止温度为137 ℃，循环温度110 ℃(系数取0.80)，钻井液密度为1.30 g/cm3，5 705 m 处压力75 MPa，属于高温高压固井。通井循环时发现使用密度1.30 g/cm3钻井液有渗漏，同时该井封固段长2 235 m，井漏风险大，如何在溢漏同存的条件下保证封固质量，对油气水层进行有效封隔［1］，是该井最主要的施工难点。针对以上问题，开展了磴探1 井尾管固井研究与实践。

1 固井技术难点及对策

1.1 固井难点

(1)地层承压能力低，固井施工漏失风险大。三开地层安全密度窗口窄，水泥浆一次封固2 235 m，漏失风险高；通井循环时发现使用密度1.30 g/cm3钻井液有4~5 m3/h 的渗漏，同时该井3 677.2~4 622.4 m 有不同厚度的水层，4 639.0 ~ 5 620.2 m 为不同厚度的差油层、油水同层、油层和含油水层，地层连通性好易漏失［2］。

(2)井眼大且不规则，顶替效率难以保证。三开为疏松砂岩地层，井壁易失稳且井眼扩大率达21.88%，电测井径数据显示该井段糖葫芦井眼多，套管下入后居中度难以保障，影响顶替效率；测井后再次通井导致井眼继续扩大，相比原设计排量，环空返速降低，进一步影响顶替效率［3］。

(3)下部油层段长，上部水层多，层间间断短，压稳难度大。油层段间隔分布，油顶与油底间距997.8 m，油气上窜速度高，气测全烃最高值16.07%，水泥浆失重后压力减少2.74 MPa，油层段不易压稳。上部水层段多，长945.2 m，且层间间隔短(最短1 m)或油水同层，领浆候凝时间长，水层段压稳难度大，对水泥领浆性能要求高［4］。

(4)二界面疏松砂岩地层与水泥浆胶结质量差，层间封隔易失效。砂砾岩吸水性强且质地疏松，吸水易垮塌，与水泥胶结效果较差，对水泥浆失水及析水等综合性能要求高［5］。

1.2 技术对策

(1)针对地层承压能力低，固井施工漏失风险大的问题，做地层承压堵漏试验，在钻井液中加入中细颗粒堵漏材料(单封1 mm)替至油层段做承压试验，承压2 MPa，稳压30 min，压降不大于0.5 MPa。为保证套管下至井底，采用双扶通井至井眼畅通无阻；高黏钻井液(密度1.31 g/cm3、黏度240 s、失水1 mL、滤饼厚0.5 mm)搭配3~5 mm 纤维稠浆裹砂携屑，以保证井眼清洁、井底无沉砂，降低环空憋堵风险。针对漏失地层，进行了安全注替排量设计，裸眼段平均环容39.05 L/m，为保证顶替效率，上返速度达到1 m/s，注替排量需要达到2.4 m3/min。下完套管开泵过程中缓慢开泵，时刻关注泵压及返出情况，尽量将排量提高至2.4 m3/min；合理控制注替排量，保证隔离液出套管、水泥浆出套管过程中排量在2.0~2.4 m3/min 的合理范围之内。

(2)针对井眼大且不规则，顶替效率难以保证问题，通过当量密度核算，采用6 级浆柱结构保障三压稳，浆柱结构为：①低黏钻井液，占环空1 000 m，降低环空摩阻，提高井壁冲洗效果；②冲洗液，密度1.01 g/cm3，占环空300 m；③加重隔离液，密度1.25 g/cm3，占环空1 000 m；④配浆水，密度1.03 g/cm3；⑤低密度水泥浆，密度1.60 g/cm3；⑥常规密度水泥浆，分中间浆和尾浆，密度1.87 g/cm3，封固至油顶以上300 m。同时采用刚性旋流扶正器搭配单弓整体扶正器提高套管居中度，并在大肚子井眼下方定点加放旋流发生器，扶正器安放设计：3 470~4 400 m 非油层段每4 根套管加1 只扶正器，4 400~5 705 m 油层段每2 根套管加1 只扶正器，采用固井软件模拟校核，居中度达到了67%，有助于提高固井顶替效率；双水泥车注浆，大排量固井施工，确保水泥浆至环空时返速不低于1 m/s，提高固井顶替效率。

(3)针对压稳难度大的问题，常规密度水泥浆返至油顶以上300 m，有效封固油气层，保证后期开采；提高低密度水泥浆封固段长度至悬挂器上部300 m，满足尾浆失重压稳，降低水泥浆低返风险；施工结束后根据水泥浆稠化时间分段进行憋压候凝。

(4)针对疏松砂岩地层胶结质量差的问题，采用界面增强型冲洗隔离液，提高水泥浆与井壁的界面胶结质量；采用微膨胀韧性水泥浆体系，进一步促使水泥石与井壁紧密贴合，提高二界面胶结质量；严格控制水泥浆滤失量，减少失水进入地层导致井壁溶水疏散。

2 关键技术

为提高磴探1 井固井质量，采用了微膨胀韧性水泥浆和低密度高强度水泥浆体系，引入界面增强型冲洗隔离液体系，采用分段加压压稳防窜设计工艺，提高了二界面胶结质量，保证了整井固井质量。

2.1 微膨胀韧性固井水泥浆体系

为防止水泥石高温(110℃)下发生强度衰减［6］，加入高温增强材料DRB-2S［7］；为保证高温下浆体的沉降稳定性，加入高温稳定剂DRK-3S；为提高界面封固质量，加入膨胀增韧材料DRE-3S；优选降滤失剂DRF-1S、减阻剂DRS-1S 和缓凝剂DRH-2L，调节水泥浆体的整体性能。

采用1.87 g/cm3微膨胀韧性水泥浆，通过室内反复调整优化，最终水泥浆配方如下：嘉华G 级水泥+40%高温增强材料+4% 膨胀增韧材料+4%微硅+0.5%高温稳定剂+1% 分散剂+3% 降滤失剂+2%缓凝剂+60%水。

常规密度水泥浆综合性能见表1，水泥浆浆体流动度为22 cm，稠化时间可调(图1、图2)，滤失量40 mL(＜50 mL)，游离液0，沉降稳定性0.01 g/cm3(≤0.02 g/cm3)，膨胀率0.5%(＞0.4%)，弹性模量5.8 GPa(＜6.0 GPa)，24 h 底部抗压强度30.6 MPa，满足了高温探井油层尾管固井技术要求。

图 1 尾浆稠化曲线Fig. 1 Thickening curve of tail slurry

图 2 中间浆稠化曲线Fig. 2 Thickening curve of middle slurry

表 1 磴探1 井常规密度水泥浆综合性能Table 1 Comprehensive performance of conventional-density slurry in Well Dengtan 1

2.2 低密度高强度水泥浆体系

在3 672m 处做地破实验，泥浆密度1.20 g/cm3，压力16.5 MPa 未破，当量密度1.62 g/cm3。为防止发生井漏，油顶以上300 m 至悬挂器以上300 m 采用密度1.60 g/cm3的低密度高强度水泥浆体系。

为提高低密度水泥石强度，加入增强材料DRB-1S 和早强剂DRA-1S；为提高界面封固质量，加入膨胀增韧材料DRE-3S；加入高温稳定剂DRK-3S，提高浆体稳定性。

通过室内反复调整优化，最终水泥浆配方如下：嘉华G 级水泥+100%减轻剂+20%微硅+20%增强材料+5%膨胀增韧材料+0.6%高温稳定剂+1%分散剂+2%早强剂+6%降滤失剂+1.5%缓凝剂+165%水。

领浆密度1.60 g/cm3，浆体流动度21 cm，稠化时间304 min(图3)，滤失量48 mL(＜50 mL)，游离液0，沉降稳定性0.01 g/cm3(≤0.02 g/cm3)，24 h 抗压强度29.5 MPa，满足了高温探井油层尾管固井技术要求。

图 3 领浆稠化曲线Fig. 3 Thickening curve of leak slurry

2.3 界面增强型冲洗隔离液体系

针对疏松砂岩胶结质量差的问题，引入界面增强剂DRZ-1S，可使滤饼变凝饼，渗透胶结、激发固化，改善滤饼与水泥浆界面胶结效果；抗污染剂DRP-1L 可阻碍晶体成核过程，提高混浆相容性；水基钻井液冲洗液DRY-1L 可起到乳化增溶、螯合作用，形成水包油状胶束，提高冲洗效果；油基钻井液冲洗液DRY-2L 可改善界面渗透性、润湿性、电荷作用，减弱钻井液内聚力，稀释降黏。

界面增强冲洗隔离液配方为：水+1.6% 悬浮剂+2%高温悬浮剂+45% 加重材料+4% 抗污染剂+10%界面增强剂+10% 水基钻井液冲洗液+20%油基钻井液冲洗液。隔离液密度1.25 g/cm3，两种冲洗液可起到润湿反转作用［8］，提高了冲洗效果。

配置界面增强冲洗隔离液40 m3，占整个裸眼段长998 m，接触时间约为17 min。加入界面增强冲洗隔离液后做污染试验，V领浆∶V钻井液∶V冲洗隔离液=7∶2∶1，稠化200 min 未稠，初始稠度18 Bc，相容性良好，可保证施工安全性。

2.4 压稳防窜设计

根据电测数据解释的井下高压油气和水层分布，固井结束后采用分段加压工艺措施。(1)固井施工结束后环空加压3.0 MPa，压稳油气层。5 705 m处地层压力71.20 MPa，尾浆失重后井底液柱压力75.06 MPa，大于地层压力3.86 MPa；5 200 m 处地层压力65.06 MPa，中间浆失重后液柱压力63.33 MPa，小于地层压力1.73 MPa，考虑摩阻及压力传递，环空加压3.0 MPa 保证压稳。(2)尾浆候凝结束后，确保井底不漏失，上部低密度水泥浆经计算失重2.20 MPa，考虑摩阻及压力传递，再次环空加压3.0 MPa，压稳上部低密度浆体，减少水窜对固井质量的影响。该措施有效阻止了井下高压油气水等流体的侵入，降低了井控风险［9］，提高了固井质量。

3 施工过程及测井解释

3.1 施工过程

下套管到底后，小排量开泵顶通，观察压力变化，缓慢增加循环排量，大排量循环2~3 周，调整钻井液性能达到固井要求，现场施工过程见表2。

表 2 磴探1 井固井施工流程Table 2 Cementing construction process of Well Dengtan 1

3.2 测井解释

通过CBL/VDL 测井，水泥浆封固段2 001.30~5 624.00 m，厚度3 622.70 m。第一界面水泥和套管之间的胶结状况：第一界面胶结好的井段共3 387.00 m/31 段，占93.50%，第一界面胶结中等的井段共165.00 m/31 段，占4.55%，第一界面胶结差的井段共70.70 m/1 段，占1.95%。第二界面水泥和地层之间的胶结状况：第二界面胶结好井段1 077.50 m/25 段，占55.20%，第二界面胶结中等井段872.50 m/25 段，占44.70%，第二界面胶结差井段2.00 m/1 段，占0.10%。