哥伦比亚VS-6、VS-8井固井问题分析及其对策

2022-11-04黎红胜温慧芸文良凡郑振国陈玉平

石油工业技术监督 2022年10期

黎红胜，温慧芸，文良凡，郑振国，陈玉平

1.中化石油勘探开发有限公司（北京 100031）2.中海油研究总院有限责任公司（北京 100028）3.中国石油技术开发有限公司非洲分公司（北京 100028）

Vigia Sur油田是中化石油在哥伦比亚的一个主力油田，主要产层是Une、Gacheta、Guadalupe和Mirador砂岩油藏，埋藏深度2 956～3 657 m，为边底水驱动的常温常压砂岩油藏，油田处于高含水开发中后期。VS-6、VS-8井均是两开井身结构，Φ444.5 mm井眼钻至548 m，下Φ339.72 mm表层套管固井，Φ241 mm井眼钻穿储层至3 352.8 m，下Φ177.8 mm生产套管固井，两口井均为定向井，直-增-稳二维三段制井身剖面，井斜在45°左右。二开钻井液为KPAM-AP泥浆体系，密度1.13 kg/m3，漏斗黏度50 s，塑性黏度12 mPa·s，动切力18 Pa，10"/10'/30'静切力分别为7/14/19 Pa。固井作业除VS-6井中途检修水泥车管路外未发生其他异常情况，候凝48 h测声幅，声幅显示封固段绝大部分声幅值超过30%，出现严重固井质量问题，导致VS-6井无法投产，VS-8勉强投产，但稳定生产15 d后，突然100%出水，被迫关停。

1 固井施工概述

1）VS-6地层剖面情况见表1，实际井深3 525.9 m，生产套管下深3 524 m，需要封隔Une、Gacheta、Guadalupe、Mirador 4个产层。采用领浆尾浆双胶塞固井，领浆密度1.5 kg/m3，封固304.8 m（2 548～2 852.9 m），尾浆密度设计为1.9 kg/m3，塑性黏度180 mPa·s，封固673 m(2 582.9～3 526 m)，封至Mirador顶层以上304.8 m。井径仪测得平均井径Φ267.97 mm，扶正器用量83只。冲洗液隔离液用量19.08 m3，注入排量0.954 m3/min，接触时间20 min。按照50%井径扩大率设计的领浆量9.54 m3，尾浆用量21.6 m3，替浆量67.4 m3，清水顶替。循环洗井后，下放下胶塞#1，注入清洗液隔离液19.08 m3，下放下胶塞#2注入领浆9.54 m3，尾浆20.19 m3，排量均为0.79 m3/min。下放上胶塞，清水顶替47.7 m3，排量1.19 m3/min下9.54 m3，排量0.95 m3/min下6.36 m3，排量0.24 m3/min下4.13 m3，没有碰压，卸压后返回水0.64 m3，用水泥车顶替，地面压力限制在10.68 MPa，折算ECD为1.36 kg/m3。设计施工时间4 h，稠化时间7.5 h。固井施工中领浆混配因处理管线堵塞问题中断1 h，泵入尾浆时再次处理管线堵塞问题中断0.5 h，泥浆返出正常。因扭矩较大，注水泥期间没有转动套管，固井施工曲线如图1所示。

表1 VS-6井地层剖面

图1 VS-6井固井施工曲线

2）VS-8地层情况见表2，实际井深3 377 m，生产套管下深3 375 m，封隔Une、Gacheta、Guadalupe、Mirador 4个产层。采用领浆尾浆双胶塞固井，领浆密度1.64 kg/m3，封固304.8 m(2 547～2 852 m)，尾浆密度为1.73 kg/m3，塑性黏度224 mPa·s，封固525 m(2 852～3 377 m)，封至Mirador顶层以上152 m。测得平均井径Φ268 mm，扶正器用量73只。冲洗液隔离液设计为19.08 m3，注入排量0.95 m3/min，接触时间20 min。按照20%井径扩大率计算的领浆量14.63 m3，尾浆用量17.17 m3。替浆量65.03 m3，清水顶替。循环洗井后，下放下胶塞#1，注入清洗液隔离液22.26 m3，下放下胶塞#2注入领浆14.63 m3，尾浆17.17 m3，排量均为0.79 m3/min。下放上胶塞，清水顶替47.7 m3，排量0.79 m3/min，7.95 m3排量0.47 m3/min，6.36 m3排量0.48 m3/min，3.5 m3排量0.24 m3/min，碰压至16.2 MPa，卸压后返回水0.56 m3。用水泥车顶替，排量0.95 m3/min，地面压力限制在10.68 MPa，ECD设计为1.36 kg/m3。施工时间4 h，稠化时间7.5 h。除下套管遇阻较多以外，注水泥施工正常，期间没有转动套管，固井施工曲线如图2所示。

图2 VS-8井固井施工曲线

表2 VS-8井地层剖面

2 固井质量检测结果

图3分别为VS-8、VS-6储层和返高部位CBLUSIT测井图。

图3 VS-8、VS-6固井质量测井

声幅（CBL）检查一界面水泥环质量。声幅相对值≤15%，胶结良好（优）；声幅相对值≤30%，胶结中等（合格）；声幅相对值≥30%，胶结差（不合格）。变密度（VDL）检查一、二界面水泥环质量。套管波弱或者无，地层波清晰，第一、第二界面胶结良好；套管波较弱，地层波弱或者不清晰，第一界面部分胶结，第二界面胶结差；套管波强，地层波弱或者无，第一、第二界面胶结差。VS-6、VS-8两口井从声波测井曲线CBL和VDL判断，绝大部分为差或不合格，只有少量井段固井质量合格，看不出返高位置。VS-8部分井段稍好一些。但因不合格井段太多，均无法实现层间封隔。

3 质量问题原因分析

影响顶替效率的主要因素有：水泥浆流变性、前置液流变性及用量、注替排量、套管居中度、注水泥过程中发生漏失和溢流、固井施工出现异常情况等[1-6]。

3.1 水泥浆流变性

图4、图5分别是VS-6、VS-8两口井水泥浆流变性测试结果，显示水泥浆流变性曲线符合幂律模式。采用幂律模式[7]：

图4 VS-6井水泥浆流变性实验结果和流变曲线

图5 VS-8井水泥浆流变性实验结果和流变曲线

分别计算VS-6和VS-8两口井流性指数和稠度系数，计算结果为：n6=0.63,k6=3.01；n8=0.67,k8=2.30。两口井均为高黏度高切力水泥浆。k6、k8分别为VS-6井和VS-8井稠度系数；n为流性指数，无因次；n＜1，n6、n8分别为VS-6井和VS-8井流性指数；Φ100、Φ300分别为黏度计转速为100、300 r/min时对应的读数。

上临界雷诺数：RePL2=4 150-1 150n，分别算得：

环空临界流速由环空流窄缝近似法计算：

分别算得：

实际环空返速：

分别算得：

两口井实际返速和雷诺数均小于临界返速和临界雷诺数，判定为层流。

壁面剪应力：

对于层流：

分别算得壁面剪应力：

式中：n为流性指数；K为稠度系数，Pa·sn；RePL2为上临界雷诺数；D0为环空内径，m；Dh为环空外径，m；Vc为临界流速，m/s；RePL为实际雷诺数；KRePL为计算系数，公制单位取1；τw为壁面剪应力，Pa；ΔP为水泥浆流动摩阻，Pa；L为水泥浆流动作用的井眼，m；f为摩阻系数；ρ为水泥浆密度，kg/cm3；V为水泥浆环空流速，m/s。

从流变参数看，上述水泥浆属于高黏高切，环空流动产生的是层流流动，低速流动产生的是尖峰层流（图6），若壁面剪应力不超过钻井液胶凝强度，必然引起窜槽。VS-6和VS-8两口井使用的是聚合物钻井液体系，胶凝强度较高，且静置时间越长胶凝强度越大。VS-6比VS-8固井质量更差的原因一方面是由于VS-6井眼情况差，另一方面是固井中途停泵，泥浆胶凝强度进一步发展，导致驱替效果更差，窜槽更严重[8-11]。

图6 层流驱替环空流态

3.2 顶替泵速

VS-6替浆排量1.19 m3/min，VS-8井仅有0.79 m3/min，用上述注替计算的环空返速见表3。

表3 不同对应的环空返速

考虑实际测出的扩径情况，水泥浆顶替泥浆过程中的返速在0.43～0.6.4 m/s，无法实现高速层流顶替，是典型的低速层流驱替。舌形尖峰层流以及宽边流速高于窄边流速，产生不对称的壁面剪应力低于钻井液的胶凝强度，无法实现对钻井液的有效驱替，从而引起大量的窜槽。

3.3 前置液与井壁接触时间

由表4可见，前置液与井壁接触时间达到了20 min以上，满足清洗井壁、提高顶替效率的要求。

表4 前置液用量和接触时间

3.4 套管居中度

一般要求套管居中度达到70%，两井扶正器用量接近80只，模拟计算若井径Φ293.24 mm，居中度可达到88%；若井径Φ266.7 mm，居中度可以达到70%。这两口井扶正器用量比以前的井都多，扶正效果较好，不是导致严重窜槽的原因。

3.5 溢流与井漏

该地区属于正常压力地层，已钻井没有发生过溢流，个别井发生过小级别井漏。上述两口井无论是钻井还是固井都没有发生过溢流和井漏，因此，溢流和井漏也不是导致固井质量差的原因。

3.6 固井施工

VS-6井固井施工中途停泵1.5 h，没有碰压，返回水正常。VS-8井固井施工正常，碰压正常。

综上所述，两口井固井严重窜槽排除以下几种情况：①不是候凝阶段水泥浆漏失造成。因为漏失只造成返高不够，是两个界面一起漏，不可能一界面漏，二界面不漏，况且注水泥阶段没有发生漏失。②不存在没有压稳油层或水层导致溢流窜出问题。③不可能是中途停泵前置液混入水泥浆，前置液和水泥浆，水泥浆和泥浆之间有胶塞隔离。因此，可以判定是由于水泥浆性能设计和注替参数不匹配造成的。两口井均属于低速层流顶替，产生的壁面剪应力无法超过泥浆的胶凝强度，导致泥浆和水泥浆互窜。

4 改进措施

为提高顶替效率，需要提高水泥浆驱动泥浆的壁面剪应力。根据上述壁面剪应力的计算公式，提高顶替效率的措施归纳为：①提高环空返速；②提高水泥浆密度；③提高水泥浆黏切。

因此对新井固井提出改进措施：①采用高黏高切水泥浆，环空返速要大于1 m/s，高速层流流态注水泥；②对于Φ177.8 mm套管，Φ241.3 mm井眼替浆要达到1.91 m3/min以上，Φ215.9 mm井眼替浆要达到1.27 m3/min以上；③实现上述，要用钻井泵顶替，接近结束时也可以换水泥车顶替并碰压；④根据井下情况低速转动套管，形成扰流流动可以破坏钻井液胶凝结构。

5 实施效果评价

上述改进措施体现在VS-7和VS-9井的固井实践中，顶替时采用了高速层流驱替。两口井水泥浆流变性测试结果见表5，旋转黏度计测量结果与VS-6和VS-8井差别不大，流变参数计算结果比较接近，和VS-6、VS-8两口井一样是层流流态，是典型的高速层流驱替。4口井固井参数对比见表6，变化比较大的有：替浆排量提到了2.23 m3/min，用20～30 r/min转速转动套管，取消了领浆，缩短了施工时间和稠化时间。根据该地区实测情况，井眼一般在Φ266.7 mm，2.23 m3/min的替浆排量算出环空返速达到了1.2 m/s，壁面剪应力达到了89 Pa，高于一般钻井液的胶凝强度，顶替效率大幅提高，测井显示封固段水泥环密实，水泥返深界面清晰。