抑制油井层间水窜的固井技术探析

2021-12-29王云川

钻采工艺 2021年5期

王云川

中国石化胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司

0 引言

新疆油田中拐区块位于准噶尔盆地西北缘，具有广阔的油气勘探前景和悠久的开采历史。该区块属典型的火山岩油气藏，探区内地质条件复杂，地层结构多变。由于目的层石炭系地层裂缝发育、油水层交错且受边底水及注水井等因素的影响，油井完井投产后无水采油期短、油井含水率上升快。油井存在油水互层时，油层和水层间具有良好的封隔效果是延长油井见水期的方法之一[1-2]。

通常可以通过优化井身结构及管串组合、改善常规水泥浆体系性能等方法提高固井质量来减缓层间窜流的问题，但由于射孔及压裂等完井工艺会对水泥环产生极强的冲击力及拉伸、挤压效应，常规水泥浆体系形成的水泥石在受到不同方向上的作用力时会与套管之间形成微环空、水泥石破裂等问题。因此，如何确保油井完井投产后仍具有良好的固井质量和层间封隔性，是提高该类油井生产周期和产量的主要方法之一[3-10]。中拐区块使用过大量改善油层固井质量的方法，如采用领浆1.50 g/cm3、尾浆1.90 g/cm3的双密度双凝水泥浆体系，在不压漏地层的情况下，提高尾浆密度增强目的层的固井质量；通过优化井身结构及管串组合，缩短目的层水泥浆柱高度，降低尾浆稠化时间提高固井质量等，仍然无法解决油井完井后水窜等问题。文章以已施工4口井中的X井为例，通过优化水泥浆体系和水泥石力学性能，并结合压裂施工后的投产情况说明如何解决此类油井投产问题，为同类油井提供一定的借鉴意义。

1 X井井况概述

X井位于位于准噶尔盆地西部隆起中拐，目的层为石炭系，层厚98 m，钻深3 000 m。一开采用直径444.5 mm钻头钻至500 m，表层套管直径339.7 mm；二开采用直径311.1 mm钻头钻至2 580 m，技术套管直径为244.5 mm；三开采用直径215.9 mm钻头钻至3 000 m，油层套管直径为139.7 mm。在管鞋处进行地层破裂压力测试可知，地层破裂压力当量密度为1.73 g/cm3。井底静止温度66 ℃，循环温度56 ℃，温度梯度2.2 ℃/100 m，目的层采用1.32 g/cm3钾钙基聚磺钻井液体系。最大井斜角13.7 °，井底水平位移30.97 m，垂深2 998 m。油层套管设计水泥浆返高面位于2 380 m，即封固井段为2 380～3 000 m。

2 固井难点分析与解决方案

通过分析8口探井的历史数据可知，该区块固井主要存在以下难点及问题：

(1)采用钾钙基聚磺钻井液体系，影响水泥浆胶结及水泥浆与井壁第一胶结面质量。

(2)受边底水流体影响，目的层固井质量较差。主要表现在水层固井质量差，油层、水层之间无法形成有效的封隔。

(3)射孔及压裂后，造成水泥环与套管之间形成微环空、水泥石破裂，形成水窜通道。已封隔水层与油层再次联通，油井投产后，地层水沿着微环空及水泥石破裂缝流通至井筒。

三种因素综合，造成油井投产后油井含水率上升快，产油量迅速下降和无水采油期缩短。

针对上述中固井存在的主要问题，拟采用以下措施：

(1)优化施工参数。确保井眼干净、稳定、不漏、不涌、无阻卡，提高施工时的顶替效率。

(2)采用1.03 g/cm3冲洗液与1.50 g/cm3隔离液相结合，对井内钻井液及井壁滤饼进行有效的稀释与冲洗清除，同时隔离液可对水泥浆与钻井液形成隔离效果，降低水泥浆受污染程度。

(3)水泥浆固相采用颗粒级配原理。与常规水泥浆体系相比，新型水泥浆体系采用大、中、小颗粒按照一定体积比例进行混配，在相同密度1.80 g/cm3条件下，水泥浆体系固相含量高达54.8%，而常规水泥浆固相含量为36%～40%左右。颗粒级配理论下水泥浆体系依然具有良好的流动性，固相含量的增加有效降低水泥浆体系的孔隙度和渗透率，提高水泥浆体系的防窜性能，同时凝固后的水泥石机械性能增强，有效应对射孔、压裂等完井作业造成的水泥石破坏。

(4)颗粒级配中的大颗粒材料采用韧性材料。优选具有高抗压强度的韧性材料，抗压强度达到45 MPa，粒径范围为100～800 μm，密度0.90 g/cm3。韧性材料可有效降低、改善水泥石杨氏模量和泊松比，与常规水泥石相比在同等应力作用下，具有更好的延展性，缓解应力破坏作用。

(5)水泥浆体系中加入膨胀剂。水泥浆凝固后具有一定的膨胀性能，解决套管收缩、地层蠕动等造成微环空问题；通过水泥环线性膨胀率测试装置测定油层温度条件下的线性膨胀率。膨胀率的具体计算公式为[3-6]:

P=(L2-L1)/L

(1)

式中:P—水泥石膨胀率，%；L—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。

试验结果表明，加入5%水泥重量的膨胀剂，在确保水泥石强度范围内的条件下，水泥浆凝固后的膨胀率达到1.14%，有效解决微环空或微间隙问题,如图1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1 水泥环线性膨胀率随时间变化曲线

(6)针对水窜问题，使用中高温胶乳体系。胶乳体系为微小聚合物颗粒材料，具有良好的分散性，可均匀分布于水泥浆体系中，有效降低水泥浆体系的孔隙度和渗透率。同时胶乳体系具有触变性，可增强静止水泥浆体系的防窜性能。

3 韧性膨胀防窜水泥浆体系优化

3.1 水泥浆体系的防窜性能测试与力学性能优化

3.1.1 水侵后水泥浆失水量测试

室内实验分别将10%、15%比例地层水与水泥浆体系均匀混合，垂直放置于恒温水浴锅至水泥浆凝固。将水泥柱均匀切割成四段，测定从上到下水泥柱密度。研究水泥浆受地层水侵入后的稳定性及密度变化幅度，如表1所示，水泥浆在受到15%以内不同程度水侵后，水泥石密度下降但变化值范围为0.008～0.044 g/cm3，且上下密度均匀，稳定性不受影响。

表1 不同水侵条件下的1.80 g/cm3水泥浆密度与稳定性测试结果表

3.1.2 水侵后水泥石抗压强度测试

室内将地层水按照5%、10%、15%不同比例与水泥浆体系均匀混合，倒入模块并在油层条件下(66 ℃、38 MPa)养护48 h，使用抗压强度试验机进行破裂强度测试。如表2所示，加入不同比例地层水后，水泥石强度虽然呈下降趋势，但是其强度完整性仍然能得到保证，变化范围在13.27～18.29 MPa之间。

表2 不同水侵条件下水泥石抗压强度测试结果表

3.1.3 水侵后水泥浆API失水量测试

室内将地层水按照5%、10%、15%不同比例与水泥浆体系均匀混合，放入高温高压稠化仪进行养护30 min，取出样品放置于高温高压API失水测定仪上进行失水量测试。试验结果如表3所示，受不同比例地层水水侵后，水泥浆API失水量小于15 mL/30 min，避免失水量过多造成的水泥浆不稳定等问题。

表3 不同水侵条件下水泥浆API失水量测试结果表

3.1.4 水泥浆体系静胶凝值时间测试

中高温防窜胶乳体系，降低水泥浆体系的渗透率和孔隙度，具有极强的防窜、防侵能力。室内试验结果表明水泥浆在井内失重环境下，静胶凝值从48 Pa上升到240 Pa时间小于45 min，防窜、防侵能力强,如图2所示。

图2 水泥浆静胶凝防窜性能测试曲线

3.2 水泥石力学性能测试与优化

(1)改变大、中、小颗粒配比，优化水泥石的韧性与强度并用力学软件模拟水泥石在受到拉伸、挤压等不同作用力情况下的力学完整性。通过CemSTRESS软件模拟获取的结果可知，温差从0～45℃、压差从0～50 MPa变化时，常规水泥浆体系形成的水泥石抗压性能完好无损，但最大拉应力5.30 MPa时会产生抗拉破坏，且在环空宽边形成25.6 μm的微环空；韧性膨胀胶乳水泥浆体系形成的水泥石在受压、受拉均不会破裂，且在酸压后不会产生微环空，水泥石保持完好。

(2)实验室测定油层、套管和水泥石三者的杨氏模量和泊松比，对比分析三者在受同等作用力下优先破坏程度。水泥石抗压强度38.6 MPa，抗拉强度4.25 MPa，弹性模量3 616.0 MPa，泊松比0.37。对比三种不同介质杨氏模量和泊松比可知，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。

4 固井与压裂后生产质量评价

4.1 固井效果评价

根据CBL/VDL测井评价解释结果,X井全井段均合格，平均优质段达90%以上。其中,油水同层、气水同层发育段固井质量优；三开目的层固井质量优，目的层石炭系2 910～2 972 m内一界面、二界面水泥胶结优。声波幅度成像反映井周胶结均匀，水泥充填密度1.75～1.82 g/cm3之间，CBL声幅值均小于20%。

4.2 压裂效果评价

采用SDP-89/60°型射孔弹，孔密16 孔/m，每段厚度8.00 m，采用2500型压裂车进行压裂作业。压裂施工结束后，安装油嘴试产，油压17.8～20.0 MPa，套压16.0～19.0 MPa，日产油23.51 m3，日产气0.766×104m3，累计产油778.00 m3,井口未见水。该水泥浆体系满足固井质量及压裂施工后水泥石完整性和封隔性要求。