碎屑岩注气井固井技术初探

谢昕龙，石 庆，李 林

（中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川成都610000）

1 基本情况

TZ-XX井地处塔里木盆地塔中区块，目的层为典型的碎屑岩发育储层，该井为该区块高水淹油藏注气提高采收率试验的第一口实验注气井，目的层为石炭系R段小层日注气20×104m3，井口注气压力40MPa，以提高油藏采收率。井身结构应满足长期注气井筒完整性要求。

1.1 地质构造

塔中S 井区依次钻揭地层：第四系、古近系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系小海子组、石炭系卡拉沙依组、石炭系巴楚组，其中三叠系、二叠系易垮，三叠系下部及二叠系极易发生漏失（根据统计，塔中S区漏失比例达到61.9%）。目的层为石炭系R段小层为含凝析气顶的块状底水油藏，井底温度98°C。

1.2 油气水显示

该井二开钻进在石炭系卡拉沙依组和巴楚组钻遇12处油气显示，在钻井液密度1.38g/cm3条件下全烃最高上涨至63.9%，最后一趟通井后效情况：静止时间：24.5h，上窜高度：341.51m，上窜速度：13.9m/h。

1.3 井身结构（见表1）

表1 井身结构

造斜点：3310m，A点：3738m(垂深3567.44m，水平位移281.57m)，最大井斜处井深3718.8m，井斜85.1°，方位313.69°。

1.4 井眼质量

该井电测裸眼段平均井径256.44mm，折钻头直径扩大率6.27%。井径数据见图1。

1.5 钻井液性能

本井采用钾聚磺防塌钻井液体系，钻井液性能如表2所示。

2 复杂情况

图1 井径数据

钻进至3300m，钻井液密度1.28g/cm3，短起、下钻划眼至3270m，发现溢流1.2m3，停泵关井观察，套压0.6MPa，立压0，节流循环排气，分步提密度1.28↗1.36g/cm3，排量 17↗27L/s，立压 7～8MPa 立压 8↗15MPa，套压0.8MPa，分离器出口点火燃，间断熄灭，橙色火焰，焰高0.2～3m，全烃：99.9%↘14.7%，累计漏失钻井液13.6m3，加入核桃壳等堵漏材料后井漏逐渐消失。漏速1.6m3/h。

3 技术难点

（1）二叠系地层承压能力低，下套管和固井过程中易发生井漏，固井质量难以保证。同时可能导致环空液柱压力降低，出现井控风险。

（2）大斜度井，井径偏小，井径较为不规则，下套管难度大。

表2 钻井液性能

（3）油气显示活跃，电测解释3280～3738m 均为油气层，固井及候凝过程中，易发生气窜，影响固井质量。

（4）二、三叠系交接面2550～3050m 存在明显大肚子井段，平均井径267.5mm，大肚子井段及大斜度井段套管居中度不易保证，顶替过程中形成单边，影响固井质量。

4 固井技术措施

4.1 井眼准备

为确保套管顺利下到位，采用了双扶扶正器通井，大斜度井段主动划眼，在传输电测结束后进行了四趟长短起、静观测后效作业，最终井眼畅通起下钻无阻卡，通井到底采用稠浆携砂大排量循环确保井眼清洁。下套管前在井底注入性能优异的垫底泥浆。

4.2 防漏措施

鉴于该区块二叠系承压能力在1.50～1.55，根据计算，要满足25L/s 排量固井施工，需承压8.5MPa（1.38g/cm3泥浆条件下），折算井底当量密度1.62g/cm3，二叠底当量密度1.65g/cm3。上层管鞋处当量密度达到2.46g/cm3，不具备承压条件，因此该井未做承压试验。下套管前调整钻井液性能，适当降低切力及粘度，有利于防止开泵激动压力过大憋漏地层。严格控制套管下放速度，分别在井深2080m、2510m、3260m顶通一次，同时避开了二、三叠系易漏井段，充分破坏泥浆结构力，防止套管下到位后开泵憋漏地层。套管下到位后控制泵压5MPa 开通泵，先小排量循环30min，再逐步提排量充分循环排后效及沉砂。

4.3 提高顶替效率措施

根据实测井径，通过固井工程设计软件模拟套管居中度，定制大尺寸旋流铝合金刚扶，确保套管居中度，如图2所示。结合井斜、狗腿度、井径，通过优化加放扶正器数量及尺寸，全井套管居中度达到66%。具体扶正器加法及加量如表3所示。

①合理优化水泥浆流变性能，要求领浆性能：密度1.40g/cm3，n≥0.8，k＜0.4Pa·sn，初始稠度小于15Bc，无触变；尾浆性能：密度1.86g/cm3，n≥0.7，1.0Pa·sn≤k＜1.2Pa·sn，初始稠度小于30Bc，有触变性，使得钻井液、领浆、尾浆形成密度、粘度、触变性三个层面上的阶梯匹配；②使用占裸眼环空高度500m 的冲洗液冲刷井壁，提高一、二界面胶结质量；③设计多返20m3水泥浆，防止因为可能存在的渗漏导致水泥浆无法一次性返出地面，同时提高了接触时间，提高顶替效率；④替浆前40m3排量35L/s，确保井底300m 用领浆冲刷两次以上，后起逐步将排量降至12～25L/s，降低水泥浆返至二叠系以上以后的环空动当量密度，预防井漏。采用平均顶替排量25L/s，通过固井工程设计软件模拟顶替效率100%（如图3所示）。

4.4 优化浆柱结构、优选水泥浆体系

表3 扶正器设计

图2 套管居中度模拟

图3 顶替效率模拟

（1）采用一次性正注固井工艺，针对目的层油气活跃、二叠系易漏的特点，采用两凝双密度水泥浆体系，领浆采用漂珠低密度弹性水泥浆体系，封固井口至二叠系底部，密度1.40g/cm3；尾浆采用常规密度弹性自愈合防窜水泥浆体系，封固二叠系底至井底，密度1.86g/cm3。

（2）严格控制水泥浆稠化时间，尾浆稠化时间为110min/100Bc，实际尾浆工作时间90min，封固显示层位的尾浆稠化时间仅富余20min，并且静胶凝过渡时间小于15min，如图4 所示，有效地降低了施工及候凝期间发生油气水窜的可能性。

（3）尾浆选用自愈合水泥解决后期注气过程中可能造成水泥环破裂使得环空封隔失效的问题。利用实验仪在单轴条件下对水泥柱加载，当加载到水泥柱出现宏观裂缝时停止加载，然后测量孔隙流体分别为水和原油时通过水泥柱的流体流量，发现原油通过12min后渗流停止，如图5所示，说明自愈合性能良好。同时通过增韧防窜剂、自愈合剂、水泥三相进行精密堆积设计，实现对水层孔隙的封堵，可有效减缓流体间质量扩散，提高储层（孔吼尺寸3～7μm）封堵效果。

图4 尾浆底部78℃静胶凝曲线（过渡时间：11min，起强度时间：270min）

图5 自愈合水泥石孔隙流体流量变化情况

（4）针对注气井注替过程存在井口压力高、交变载荷的难点，借鉴储气库固井经验，选用弹性水泥浆体系，在满足抗压强度的同时，具有较低的杨氏模量、较高的泊松比及抗拉强度，能够在复杂应力条件下保持水泥环完整性。本次固井选用的弹性水泥具有良好的弹塑性能，其力学性能满足储气库固井技术规范要求。

详细力学性能与规范对比如表4所示。

5 固井质量分析

全井段优质率94.62%，合格率99.1%，储层顶部3280m以上存在230m连续优质段，如表5所示。

表4 水泥石力学性能对比

6 结论及认识

（1）通过调整泥浆及水泥浆流变参数，合理优化浆柱结构，制定严格的下套管及开泵防漏措施，确保一次性正注固井施工，是确保碎屑岩注气井井筒完整性的前提。

（2）通过加大扶正器外径和加放密度提高套管居中度，采用长段长冲洗液冲刷胶结面，加大多返水泥浆量，优化泥浆、领浆、尾浆流变参数形成阶梯顶替，采用固井工程设计软件模拟优化施工排量等综合手段以提高水泥浆对泥浆的顶替效率，是确保固井质量的关键。

（3）选用力学性能满足储气库韧性水泥技术要求的水泥浆体系，能够有效应对碎屑岩注气井水泥环承受长期高压、交变载荷的挑战。

（4）碎屑岩固井极易发生关键层位油气水窜，严控水泥浆失重过渡时间及尾浆稠化时间，同时加入自愈合防窜材料，能够有效防范气窜，确保碎屑岩固井关键层位层间封隔，提高采收率。

表5 电测固井质量