大牛地气田水平井尾管固井技术

2022-03-02张军义何德清何斌斌毕明清赵毅博

石油工业技术监督 2022年2期

张军义，何德清，何斌斌，毕明清，赵毅博

1.中国石化华北石油工程有限公司技术服务公司（河南郑州450006）

2.中国石化华北石油工程有限公司河南钻井分公司（河南南阳473031）

3.中国石化华北石油工程有限公司井下作业分公司（河南郑州450024）

大牛地气田是中国石化天然气勘探开发主产区之一，是典型的低孔、低渗、低压气田，下石盒子组、山西组和太原组是气田主力产气层[1]。随着勘探开发步伐加快，水平井尾管固井完井越来越多地应用于大牛地气田。气田水平井多采用三级井身结构，水平段长度500～2 000 m不等，水平段采用尾管悬挂固井完井，固井结束后回接套管至井口，通过连续油管拖动压裂工具，自井底向上逐段压裂。压裂结束回收回接套管后投入生产。良好的固井质量不仅为天然气开采提供可靠的井筒条件，更为高效的增产措施提供了必要条件，也是天然气井生产的可靠保证。因此，开展大牛地气田水平井尾管固井技术研究，具有重要的经济价值和现实意义。

1 固井技术难点

压裂方式对尾管固井质量提出了较高要求，结合大牛地气田尾管完井井身结构，总结大牛地气田尾管固井的技术难题，主要体现在以下方面：

1）压裂方式对环空水泥石密封性和完整性要求高[2]。大牛地气田为提高天然气采收率，压裂作业段数多为8～10段，喷砂射孔及压裂改造对水泥石冲击破坏力度大，易导致压裂期间地层窜流连通，影响改造效果，故而要求裸眼段、套管重叠段均要高效密封，环空水泥石压后仍保持完整有效。

2）尾管回接管柱的密封要求高，难度大。气田水平段尾管固井多采用回接不固井的方式完井，压裂试气结束后回收回接管柱。受压裂施工时套管内的高压作用，回接管柱底端的上顶力易引起回接管柱轴向移动，导致密封失效，回接套管内外联通。

3）水泥浆静胶凝强度形成过程易发生压稳失效，气窜。大牛地气田尾管固井封固段垂深300～800 m不等，封固段垂深较小，静胶凝强度发展阶段，水泥浆失重导致环空液柱压力逐渐减小，地层流体逐渐进入环空，发生欠压稳气窜[3]，造成封固质量差，形成窜流通道，导致水泥石胶结强度低，密封失效。

4）水泥浆顶替效率低。套管受重力作用导致的偏心、水泥浆流变性能、钻井液泥饼不易驱替和水平井段岩屑难以彻底顶替出井等问题均不利于顶替效率的提高[4]。

5）固井作业对水泥浆性能要求高。水平段水泥浆因重力沉降造成高边水泥石强度低，自由水析出易造成水泥石与地层之间形成微裂隙[5]。大牛地气田采用Φ114.3 mm的套管，套管内径小，若出现水泥浆提前稠化或“闪凝”等复杂情况后，后续井筒清理难度高且成本高。

2 固井技术措施

2.1 水泥浆体系优选及性能优化

水平井套管喷砂射孔和分段压裂等作业程序对水泥环会产生强大的冲击力，为保障增产作业后水泥环仍保持良好的密封性和完整性，水泥环必须具有良好的弹性和韧性，同时要求水泥石的体积收缩变化小。优选的膨胀剂在油井水泥中遇水水化后形成无机多水混合物，且膨胀剂的水化速度与与水泥浆网络结构形成速度同步，补偿水泥石的体积收缩，达到微膨胀效应[6]。优选的增韧剂可改善水泥石应力，增强水泥石抗冲击韧性，降低弹性模量。优选的防气窜剂是一种高分子聚合物，可增加水泥浆的内聚力，增加气体侵入水泥浆内的运移阻力，水泥浆凝固后期，水泥石内形成连续的胶凝结构，降低水泥石渗透率，阻止气体侵入，提高水泥浆的抗侵窜能力[7]。

微膨胀弹韧性防气窜水泥浆体系的配方为G级水泥+微硅+1.0%～3.0%降失水剂+1.0%～2.0%膨胀剂+1.0%～2.5%增韧剂+1.0%～2.0%防气窜剂+0.8%～1.5%中温缓凝剂+水，实验条件为80℃×40 MPa×35 min，该体系综合性能参数见表1，稠化实验显示，可泵时间255 min，稠化时间268 min。据表1可知，该体系具有API失水低、直角稠化[8]、静胶凝过渡时间短，防窜性能好等特点。

表1 微膨胀弹韧性防气窜水泥浆综合性能

2.2 提高顶替效率的措施

2.2.1 低紊流排量的冲洗前置液技术

紊流顶替是最优的顶替方法，但实施过程中受井况、泵压等诸多因素限制，往往无法实现；受固井设备的限制，水泥浆塞流顶替所需的小排量也难以实现[9]。大牛地气田尾管固井前钻井液密度一般在（1.20±0.05）g/cm3，固井时在清水中加入10%～20%表面活性物质配制冲洗前置液，测量冲洗前置液流变参数[10]，计算可知，冲洗前置液临界紊流排量为0.75 m3/min。优化前置液段长，增加前置液的接触时间，不少于7 min，注入量5.0～6.0 m3[11]。前置液返至环空前，调整施工排量，利用冲洗前置液的紊流顶替，随着冲洗前置液上返至套管重叠段，降低施工排量至0.3 m3/min顶替至碰压。

2.2.2 套管偏心控制技术

水平段及大斜度井段套管受自重影响，套管偏心更为严重，影响固井顶替效率，故而水平井段合理的扶正器设计方案对提高顶替效率意义更为突出。为降低套管偏心，提高顶替效率，优选了树脂旋流刚性扶正器和树脂旋流滚珠刚性扶正器，优选的扶正器可实现以下功能：一是优选的树脂旋流刚性扶正器本体设置的旋流导流模块可改变环空流体流场；二是优选的树脂旋流滚珠刚性扶正器导流模块上设置有滚珠，扶正器与井壁呈点接触，将滑动摩擦变为滚动摩擦，减小下套管摩阻，有利于套管安全顺利下入[12]。利用扶正器模拟校核软件优化扶正器安放间距，提高套管居中度不小于67%。扶正器具体安放设计如下：浮鞋以上3根套管连续安放树脂旋流滚珠刚性扶正器，确保套管“抬头”和浮鞋居中，裸眼井段交替安放树脂旋流刚性扶正器和树脂旋流滚珠刚性扶正器，每2根套管安放1个扶正器。悬挂器以下3根套管连续安放树脂旋流刚性扶正器。

2.3 悬挂工具的选择

基于大牛地气田压裂方式的特殊性，水平井尾管固井选用耐压能力70 MPa的尾管悬挂器及配套的新型封隔式回接装置。其中回接插头上端连接的锚定装置，通过管内加压撑开锚爪，阻止回接管柱轴向移动，依靠锚定装置消除封隔器坐封、压裂等作业中的上顶力的影响[13]。密封单元配套了多组单独工作的密封件，实现多重密封效果。管外封隔器通过管内打压的方式启动坐封，实现环空封隔。管柱自下而上为“回接插头+水力锚+短套管+封隔器+短套管+密封插管+套管串”，为压裂及后续增产措施提供了一个全通径、高承压可回收的井筒环境，创造了有利的作业条件[14]。

2.4 辅助技术措施

2.4.1 井筒准备

合格的井眼质量是套管顺利下入的关键[15]。通过计算套管允许通过的最大井眼曲率Cm，判断套管下放风险，为通井提供参考依据。具体判断方法为：若套管允许通过的最大井眼曲率Cm不大于井眼实钻最大曲率Kmax，理论上尾管能下入井底；反之，则存在套管无法顺利下入井底的风险。套管允许通过的最大井眼曲率Cm的计算方法见式（1）。

式中：Cm为套管允许通过的最大井眼曲率，°/30 m；Do为尾管的外径，m；σs为套管罐体的屈服强度，MPa；K1为安全系数，推荐K1=1.8；K2为螺纹应力集中系数，推荐K2=3。

下套管前通井钻具组合模拟尾管刚度，消除裸眼井段的阻卡点，计算套管刚度，设计通井钻具[16]。刚度对比模拟计算如下：式中：m为刚度系数，无因次；Dd为钻杆外径，mm；dd为钻杆内径，mm；Dc为尾管外径，mm；；dc为尾管内径，mm。

具体判断方法：当m≥1，表明通井钻杆刚度大于套管刚度，套管在井下比钻杆更柔软，理论上套管能下至预定位置；当m＜1，则需设计刚度更大的通井钻具组合，以保证套管的顺利下入。通井过程充分循环钻井液，清除井内沉砂，短起下提升破坏井内形成的岩屑床，消除阻卡点，为套管顺利下入提供保障。

2.4.2 不留上塞技术

为确保回接管柱正常作业，必须保障在回接筒内及以上部位无水泥塞。固井碰压并检查回压凡尔正常后，憋压上提中心管，憋压值在管内外压力差的基础上附加3～5 MPa。上提中心管压力下降时，迅速开泵洗井，循环洗出多余水泥浆，确保了回接筒内部无水泥塞。

2.4.3 辅助压稳技术

大牛地气田水平井尾管固井井段垂深相对较小，循环洗井后压稳防窜仅依靠钻井液液柱压力，无法提供可靠的压稳系数，水泥浆静胶凝强度形成期间，水泥浆液柱压力降低，作用在储层的液柱压力随之下降，易产生环空气窜[17]。洗井结束后，通过环空加压憋压候凝、大排量循环加压的方式提高储层的压稳系数。

2.4.4 回压凡尔失灵的处置

前置液入井后停泵泄压，放回水，观察回水情况。若回压凡尔正常工作，前置液入井后，因套管内外压力差的作用下，回压凡尔可以正常关闭，回水断流，反之，则回压凡尔失灵。回压凡尔无法正常关闭，顶替液选择“清水+钻井液”的组合，Φ114.3 mm套管内清水顶替，上部钻具内充填一定高度的钻井液，抵消部分静液柱压力差，减少因回压凡尔失灵造成水泥浆倒返留塞，钻井液充填高度根据管内外静液柱压力差决定。