深水高壓井負壓力窗口固井關鍵技術*

羅宇維 陳 良 羅東輝 宋茂林 李占東

(中海油田服務股份有限公司 河北三河 065201)

深水高壓井負壓力窗口固井關鍵技術*

羅宇維 陳 良 羅東輝 宋茂林 李占東

(中海油田服務股份有限公司 河北三河 065201)

南海陵水區塊X1井鉆遇異常高壓氣層，地層孔隙壓力大于上層管鞋處的破裂壓力，鉆井液無法平衡地層壓力，造成上漏下噴。針對深水高壓井負壓力窗口固井技術難點，采用“防漏+快凝+自修復+緩凝擠堵”4段功能水泥漿技術和配套工藝，成功實現了帶鉆具注水泥塞對高壓氣層進行有效封堵的固井作業，可為其他深水高壓井負壓力窗口固井作業提供借鑒。

深水；高壓井；負壓力窗口；固井；四段功能水泥漿技術

隨著全球能源需求的不斷擴大，陸上大型油氣田日益枯竭，人們逐漸將目光投向海洋。海洋油氣資源主要分布在大陸架，約占全球油氣資源的60%，其中深水、超深水域的油氣資源潛力可觀，約占30%[1-4]。隨著南海深水勘探開發的不斷深入，高壓天然氣層發現過程中深水高壓井鉆井壓力窗口窄、地層滲透率高、高投入、高風險、高回報的特點對固井質量提出了更高要求[5-9]。由于深水地層壓力預測的復雜性，深水高壓井鉆探時常出現同一井段多種壓力體系、噴漏共存的負壓力窗口現象，在負壓力窗口井段固井中水泥漿經過高壓層時與地下流體相混，使封隔性能變差；候凝過程中水泥漿不斷失重，液柱壓力不斷變小，地層流體壓力與環空液柱壓力之差不斷加大，加劇了高壓地層流體竄入，進一步惡化了水泥漿性能；水泥漿經過低壓層時，液柱壓力大于地層破裂壓力，產生裂縫漏失，導致水泥漿低返甚至失返而漏封地層。因此，負壓力窗口井采用常規的固井技術很難滿足封固要求，容易造成井控風險。筆者根據南海陵水區塊X1井高壓負壓力窗口固井作業技術難點，通過采用“防漏+快凝+自修復+緩凝擠堵”4段功能水泥漿關鍵技術措施及配套工藝，完成了帶鉆具注水泥塞作業，成功實現水泥漿返至上層套管鞋以上300 m，從而完成對高壓氣層進行有效封堵。本文是對上述深水高壓負壓力窗口固井關鍵技術的總結，以期為類似固井作業提供借鑒。

1 深水高壓井負壓力窗口固井技術難點

南海陵水區塊X1井水深965 m，設計井深4 579 m，井身結構數據見表1。該井φ311.15 mm井眼鉆進至4 068 m時發生溢流，經過循環壓井后上部管鞋發生漏失,形成了上漏下涌的作業難點而無法起鉆，決定帶鉆具注棄井封堵水泥塞。該井在上層管鞋處破裂壓力為1.72 g/cm3、井底壓力大于1.76 g/cm3的負壓力窗口井段帶鉆具注棄井水泥塞，其主要技術難點有：

表1 南海陵水區塊X1井井身結構設計表

1) 鉆具水眼小，堵漏材料易堵。

2) 水泥漿出鉆頭后與下部高壓地層流體相混，水泥漿性能變化復雜。

3) 裸眼上部地層破裂壓力低，水泥漿無法使用堵漏材料，低返、失返風險大。

4) 井底地層壓力高，上部地層破裂壓力低，無法壓穩候凝，封堵高壓氣層難度大。

5) 深水壓力高、井口溫度低，竄入環空的高壓氣易形成水合物而堵塞管道。

2 負壓力窗口固井技術思路

嚴格按照棄井規范，力爭一次封堵成功，并創造第一次作業失敗后有利于第二次作業的條件。因此，南海陵水區塊X1井負壓力窗口固井的技術思路如下：

（五）在資金扶持方面 牛羊保險政策有待商榷，在不暴發重大動物疫病的情況下，對于牛而言，生病或者其他意外死亡幾率很小，因此與其每年投入成百上千萬的資金在牛的保險方面，不如利用這些資金改善基礎設施建設。

1) 保證環空水泥返至上層管鞋以上300 m左右，封住裸眼上部薄弱層，防止水泥漿漏失到上層管鞋薄弱地層中，同時滿足水泥塞封堵高壓層萬一失敗時能夠達到加重鉆井液進行壓井的要求。

2) 力爭一次成功封堵高壓氣層，減少井控風險，滿足棄井規范。

3) 鉆桿內水泥塞長度保持200 m左右，在滿足棄井規范的同時使水泥面盡可能低，以便水泥塞封堵高壓氣層失敗后可以射孔擠水泥封堵。

4) 確保在快凝水泥漿上部還有一道自修復水泥漿備用屏障，如果高壓氣竄過快凝水泥漿后，還有一道防線可以保證徹底把氣鎖死在自修復水泥漿以下。

根據上述技術思路，形成了“防漏+快凝+自修復+緩凝擠堵”4段功能水泥漿和配套工藝。

1) 防漏水泥漿，封固漏失層。采用PC-B66S小粒徑復合堵漏劑，最大粒徑0.8 mm；使用合適的漿柱結構和注替排量，使管鞋處薄弱層循環當量密度小于破裂壓力當量1.72 g/cm3；采用緩凝水泥漿，使作業安全時間大于2 h，保證堵漏漿順利返到漏失層以上300 m左右。

2) 快凝水泥漿，封固高壓氣層的蓋層。采用稠化時間對溫度不敏感的水泥漿體系，確保水泥漿在蓋層井段的替漿過程中快速凝固，起到緩凝擠堵漿的“水泥封隔器”作用。

3) 自修復水泥漿，密實快凝漿。利用油氣混進水泥漿越多導致水泥漿越粘稠的特性，加強快凝漿的封堵效果。

此外，防漏水泥漿返至上層管鞋后關BOP，并根據快凝漿的可泵時間和剩余替量調節替速，確保鉆桿內水泥塞高度在設計范圍內，使快凝漿在替漿過程中凝固。

3 負壓力窗口固井關鍵技術

3.1 水泥漿稠化實驗溫度選擇

深水鉆井時海水的溫度梯度與地層的溫度梯度相反,海水同隔水管或鉆桿內流體的對流熱交換計算方法與地層同井筒熱交換計算方法不同。由于海底的低溫會影響深水井底的循環溫度,考慮到深水高壓井負壓力窗口固井循環排量低、地層流體不斷竄入井筒以及井底循環溫度比常規固井溫度高，因此取鉆進時與常規井擠水泥設計溫度的中間值，并通過軟件模擬，最終取井底循環溫度90±10 ℃進行水泥漿稠化實驗。

3.2 水泥漿性能評價

3.2.1 PC-Resin水泥漿性能評價

PC-Resin水泥漿主要由降失水劑PC-G80L和防氣竄劑PC-B83組成。與傳統的膠乳體系水泥漿相比，PC-Resin水泥漿中混入不同體積的鉆井液后，水泥石的強度仍可達到封固地層的目的(圖1)。圖1中，實驗溫度140 ℃，水泥漿密度2.15 g/m3,膠乳加量18%，PC-B83加量5%，鉆井液為高壓PF-THERM體系。

圖1 PC-Resin水泥漿和膠乳水泥漿抗壓強度對比圖

由于深水復雜井注水泥井底循環濕度預測的復雜性，如果水泥漿的稠化時間對溫度非常敏感，則室內實驗溫度比井下實際溫度高時快凝水泥漿的稠化時間就會延長，水泥漿在頂替過程中不易凝固；反之，快凝水泥漿的稠化時間就會縮短，水泥漿在頂替過程中易于凝固。以上2種情況都無法實現快凝水泥漿在規定的時間里到達規定的位置后凝固，因此就無法起到緩凝擠堵水泥漿的“水泥封隔器”的作用，高壓氣層就不能一次封堵成功[10]。

PC-Resin水泥漿溫敏性能實驗結果見表2，可以看出，正負10 ℃溫差下水泥漿稠化時間差小于30 min，其他基本性能良好，滿足作業設計的要求。

表2 PC-Resin水泥漿溫敏性能實驗結果

注：水泥漿配方為100%JH“G”水泥+35%硅粉PC C81- +0.5%消泡劑PC-X60L +0.4%緩凝劑PC-H21L +3%降失水劑PC-G80L+4%防氣竄劑PC- B83+6%增強劑Micro-Block +2%分散劑PC-F41L +135%加重劑PC-D20+鉆井水。

3.2.2 自修復水泥漿性能評價

自修復水泥漿是由PC-Resin水泥漿和遇油遇氣膨脹添加劑PC-SH1組成。自修復水泥漿混入地層油氣后，PC-SH1被激活膨脹，水泥漿變稠，可以堵塞快凝水泥的孔隙通道，起到加強“水泥封隔器”的效果。實驗結果表明，添加PC-SH1后的自修復水泥漿，其溫敏性能良好(表3)。

凝固好的自修復水泥漿，因應力破裂后遇到油氣時，能自愈合，實驗結果如圖2所示。從圖2可以看出，帶裂縫的常規水泥石在通煤油前后的壓差變化不大,說明常規水泥石不具備裂縫自我修復能力；而帶裂縫加自修復材料的水泥石在通煤油前后壓差越來越大，最終達到7 MPa，說明自修復水泥石在120 ℃條件下具備自我修復的能力，能防止后期氣竄風險。

表3 自修復水泥漿常規性能實驗結果

注：水泥漿配方為100%JH“G”水泥+35%硅粉PC C81- +0.5%消泡劑PC-X60L +0.4%緩凝劑PC-H21L +3%降失水劑PC-G80L+4%防氣竄劑PC- B83+6%增強劑Micro-Block +2%分散劑PC-F41L +135%加重劑PC-D20+鉆井水+8%自修復劑PC-SH1。

圖2 120 ℃、2.25 g/cm3水泥石自修復能力評價

3.3 配套工藝措施

1) 首先在井眼中注入全防水合物鉆井液，防止由于深水井壓力高、井口溫度低，竄入環空的高壓氣形成水合物而堵塞管道。另外，為了防止水泥漿和鉆井液接觸發生污染，在注水泥漿之前注入密度為1.88 g/cm3的隔離液12.7 m3。

2) 依次注入緩凝堵漏水泥漿、速凝水泥漿、自修復水泥漿、緩凝擠堵水泥漿，水泥漿柱設計如圖3所示。其中，緩凝堵漏水泥漿密度為2.0 g/cm3，其目的在于返到上層管鞋處封堵漏層；速凝水泥漿密度為2.25 g/cm3，其目的在于頂替到位后迅速起強度，形成擠水泥的回壓屏障；自修復水泥漿密度為2.25 g/cm3，其目的在于進一步保證速凝漿的封固效果；緩凝擠堵水泥漿密度為2.25 g/cm3，其目的在于作為擠堵水泥漿把高壓氣層徹底擠死。

圖3 南海陵水區塊X1井水泥漿柱結構示意圖

4 應用效果

深水高壓井負壓力窗口固井關鍵技術措施及配套工藝在南海陵水區塊X1井固井實踐中取得了良好成效。固井泵頂替鉆井液至27 m3時壓力開始快速上漲，環空無返出，快凝漿初凝，隨后壓力持續上漲，最終擠入壓力8 MPa；憋壓候凝24 h后，環空試壓5.6 MPa合格，實現了對漏失層的封固。泄鉆桿壓力后，未見氣泡，未見溢流；打開阻流管匯，泄鉆桿環空壓力，氣測值逐步降低為零，無溢流，實現了對高壓層的有效封固。

5 結論

1) “防漏+快凝+自修復+緩凝擠堵”4段功能水泥漿技術和配套工藝適合上漏下噴負壓力窗口的深水高壓井應急搶險固井作業。

2) 快凝水泥漿返至高壓油氣層頂部后，邊返邊凝和緩凝尾漿高壓擠堵是成功封堵底部高壓層的關鍵。

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(編輯：孫豐成)

Key technology for negative pressure-window cementing in high pressure deep water wells

Luo Yuwei Chen Liang Luo Donghui Song Maolin Li Zhandong

(ChinaOilfieldServicesLimited,Sanhe,Hebei065201,China)

An abnormal high pressure gas reservoir was encountered during drilling operation of Well X1 in Lingshui block in the South China Sea. The pore pressure of the reservoir is higher than the formation fracturing pressure at the above casing shoe, so the reservoir pressure-cannot be balanced by drilling fluid, resulting in kick (probably evolving to blowout) at the hole bottom and lost circulation in the upper section. Aiming at the technical difficulties in negative pressure-window cementing in high pressure deep water wells, four special functional cement slurry slugs were employed, i.e., “leak-proof slurry, quick-setting slurry, self-healing slurry and retarded slurry”. The cement slugs were effectively displaced into position and the high pressure gas reservoir was successfully blocked with drill string. The cementing technology will be a good reference for negative pressure-window cementing in other wells in the future.

deep water; high pressure well; negative pressure-window; cementing; four functional cement slug technology

*中國海洋石油總公司科研項目“深水固井關鍵技術研究與應用(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 12 LTD YF 2015-01)”部分研究成果。

羅宇維，男，教授級高級工程師，現為中海油田服務股份有限公司油田化學事業部總工程師，主要從事固井技術研究和作業支持工作。地址：河北省三河市燕郊開發區行宮西大街81號(郵編：065201)。E-mail:luoyw@cosl.com.cn。

1673-1506(2016)04-0083-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.04.013

TE256

A

2015-08-21 改回日期：2016-03-19

羅宇維，陳良，羅東輝，等.深水高壓井負壓力窗口固井關鍵技術[J].中國海上油氣，2016,28(4)：83-87.

Luo Yuwei，Chen Liang，Luo Donghui,et al.Key technology for negative pressure-window cementing in high pressure deep water wells[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(4):83-87.