委內瑞拉MPE3稠油田固井工藝技術探討

劉振通黨冬紅+宋志強+和建勇+王軍+王傳星+李利軍+姚泊汗

摘 要：MPE3是委內瑞拉奧里諾科重油帶一個重質油田，儲層淺，原油高密度、高粘稠、高含硫，上覆泥巖疏松，裂縫發育，儲層砂巖，滲透率高。以往冷采作業，對固井質量要求不高，但采收率低。為提高采收率，將逐漸轉為熱采方式，對固井質量和水泥抗高溫能力提出高要求，固井采用耐高溫水泥和硅酸鈉前置液等工藝措施，改善水泥界面膠結質量和水泥環抗高溫強度衰減能力。

關鍵詞：稠油熱采；強度衰減；硅酸鈉；固井；前置液

0 引言

NPE3是委內瑞拉CARABOBO區域內一個重質油田，儲層淺，上覆泥巖疏松，裂縫發育，承壓能力低；儲層砂巖孔隙度高；原油高密度、高含硫、高粘度。鉆井采用三開井身結構：￠339.7mm表套×±150m+￠244.5mm技術套管×±1200m+儲層篩管完成。以往稠油冷采對水泥封固質量和性能要求低，常規水泥漿體系即可滿足冷采要求。為了提高采收率，逐漸轉為稠油熱采方式。稠油熱采蒸汽注入壓力通常為12.5～17.2MPa，溫度300～350℃，對環空水泥封固質量和抗高溫強度衰減能力提出了較高要求。

1 影響稠油熱采井封固質量和壽命的因素分析

油井水泥從混漿便開始發生水化反應，在常溫～110℃的較低溫度區間內，水泥水化反應生成發揮膠結作用的硅酸鈣C2SH2和強度作用的Ca（OH）2，形成高強度的水泥石。當溫度超過120℃后，起膠結作用的C2SH2便衍生為較低一級膠結能力的C2SH（B），隨溫度向150℃、200℃、250℃、300℃乃至更高溫度不斷攀升，次級膠結能力的C2SH（B），便依次逐漸蛻變成更低級膠結力的C2SH（C）↘C3SH2↘C3AS2H2等，而高膠結能力的C2SH2和相對較高膠結力的C2SH（B）及C2SH（C）隨溫度升高而不斷衰退減少，直至全部消失，水泥石孔隙度、滲透率隨之逐漸增大，最終水泥膠結能力完全喪失，強度衰減為“零”，環空水泥環密封性徹底失效，這就是水泥高溫強度的衰減過程。熱采井注熱蒸汽溫度高達300～350℃，普通硅酸鹽水泥強度的急劇衰減，固井難以滿足熱采作業要求。

地層疏松，井壁穩定性差，井壁脫落、坍塌和大斜度段鉆進，井筒形成糖葫蘆狀或橢圓形井眼軌跡。套管在重力和側向力作用下，貼向斜井段下緣井壁，使套管在井筒內居中度低，固井頂替效率差，鉆井泥漿滯留，導致水泥漿竄槽；固井水泥漿的自由水在大斜度井段套管外環空上緣產生自由水帶，形成竄流通道等，環空水泥失去完整性，導致環空密封性差，難以滿足高壓注采作業封固質量要求。

低承壓能力地層，易導致固井施工漏失，水泥返高和封固質量難以保證。

混油或油基鉆井液體系，泥餅親水濕潤性差，水泥界面膠結能力低，固井質量受影響。

2 解決熱采井問題的固井工藝技術

2.1 采用抗高溫強度衰減的水泥漿體系

在缺乏耐高溫鋁酸鹽水泥情況下，固井可通過向硅酸鹽水泥中加入一定比例的石英砂SiO2（即：硅粉），降低水泥中的鈣/硅（Ca/Si）比，延緩水泥高溫強度衰減速率，延長熱采井水泥封固壽命。石英砂加量，溫度越高加入比例應越大，通常為水泥量的30%～40%為宜。砂量增加水泥石強度則相應下降，鈣硅比（Ca/Si）也相對降低，高溫強度衰減速率則相應減緩，水泥環的封固有效期將相對延長。因此，MPE-3重質稠油田，在滿足熱采井環空水泥強度的基礎上，將加沙量確定在45%，利于延長熱采井的使用壽命。

介于地質承壓能力低，大斜度井或水平井情況，固井可采用低失水、“零”析水，雙凝雙密度抗高溫水泥漿體系。以降低環空水泥漿液柱壓力，防止施工井漏；避免大斜度井段環空上緣出現自由水帶，以提高環空水泥的完整性。

（1）低密度抗高溫水泥領漿，封固上部疏松裂縫性泥頁巖層，降低水泥漿液柱壓力，防止固井施工井漏。水泥漿配方及性能要求：“B”或“G”級油井水泥+45%硅粉+減輕劑+懸浮穩定劑+降失水劑+消泡劑。密度1.50～1.65g/cm3，失水<200ml，自由水≤0.1%，沉淀穩定性：常壓稠化儀內攪拌30min，上、中、下密度差為“0”；24hrs抗壓強度≥7MPa；水泥漿稠化時間依據施工時間確定。

（2）常規密度抗高溫水泥尾漿，封固下部套管300m左右，滿足熱采作業主要熱應力作用段高強度水泥封固要求。配方及性能：“B”或“G”級油井水泥+45%硅粉+穩定劑+降失水劑+消泡劑。密度1.87g/cm3，失水<100ml，自由水0% ，沉淀穩定性：攪拌30min的上、中、下密度差為“0”；24hrs抗壓強度≥14MPa；稠化時間依據施工要求確定。

2.2 使用硅酸鈉固井前置液體系

2.2.1 硅酸鈉固井前置液體系

水基鉆井液條件下，選用3.5%～5%BCS-010L的水基沖洗液，密度1.01g/cm3（油基鉆井液條件下，選用以柴油為基液的油基沖洗液+清水隔離液）+濃度25%硅酸鈉水溶液，密度1.10g/cm3+硅粉加重隔離液，密度≥硅酸鈉溶液0.06g/cm3以上。

2.2.2 硅酸鈉固井前置液體系作用及對水泥漿性能影響

（1）沖洗液：①水基沖洗液中的BCS-010L是一種高效表面活性劑，能夠沖洗分散井壁油污，稀釋并隔離鉆井液與硅酸鈉溶液。②油基鉆井液條件下的油基沖洗液是以柴油為基液，加入一定比例的油污稀釋劑和乳化劑，隔離油基鉆井液，凈化井壁并實現油基泥餅親油性向親水性的濕潤翻轉，改善水泥界面膠結質量。使用油基沖洗液，要配合一定量的清水做隔離液，以隔離油基沖洗液和硅酸鈉溶液，保持硅酸鈉溶液的干凈純潔，發揮硅酸鈉溶液作用效果。

（2）硅酸鈉溶液：①硅酸鈉（Na2SiO3）是凝膠型工業化學封堵材料，其水溶液做為固井前置液可與地層中的Ca2、Mg等多種離子聚合，生成硅酸鈣、硅酸鎂等硅酸鹽類凝膠沉淀物，滲入井壁疏松泥餅及泥巖地層中，能夠固化井壁泥餅，改善泥餅密實性和泥餅強度，提高井壁穩定性；絮凝、沉淀，充填到地質孔隙裂縫中，可發揮防漏、堵漏作用。②硅酸鈉是水泥中SiO2、Al2O3等氧化物的活化劑，吸附在兩壁上的硅酸鈉膜可加速水泥的水化反應和強度發展，提高水泥界面膠結強度。③硅酸鈉水溶液具有較強的去污清洗能力，能夠凈化兩壁，改善環空界面條件。④硅酸鈉具有耐酸、耐溫特性，對金屬無腐蝕作用，附著在套管表面，形成致密防滲膜，隔離套管與地層流體，中和地層中的H2S酸性流體，對套管起到防腐保護作用。⑤依據大量試驗結果分析，不同摩數硅酸鈉溶液對不同含量的葡萄糖酸鈉緩凝劑配制的水泥漿，呈現出階段性促凝或緩凝作用；對純水泥或其他類型緩凝劑配置的水泥漿，則具有較強的促凝增稠作用。因此，使用硅酸鈉固井前置液，要合理選擇水泥緩凝劑類型和用量，做好相容性試驗，并對硅酸鈉前置液與水泥漿做有效隔離，以確保施工安全。

（3）硅粉加重隔離液：充分隔離硅酸鈉溶液，避免與水泥漿接觸，導致水泥漿污染，影響施工安全和固井質量；硅粉顆粒質地堅硬，能提高對兩壁的沖刷、除污作用，改善兩壁清潔度；硅粉作為隔離液與水泥漿的共同外摻料，使兩者具有良好的相容性。

（4）沖洗液、硅酸鈉溶液、加重隔離液及水泥漿間，依次需有一定的密度、黏度及動切力差。以發揮液體間密度差的浮力效應、黏度差的推移效果、膠凝強度差的拖曳及壁面剪切應力作用，提高大斜度井段環空頂替效率。

2.3 提高頂替效率，改善封固質量

（1）采用帶扶正塊套管浮鞋，水平段和大斜度段每根套管安放一只旋流套管扶正器，并用固定環鎖定位置，防止扶正器竄動挪位；直井段采用彈性扶正器，每2-3根套管加放扶正器一只，確保套管居中度≥70%。

（2）使用上、下套管膠塞固井作業，注水泥前投放隔膜式中空下膠塞，避免水泥漿在套管內與前置液接觸污染，當下膠塞到達碰壓環位置，壓破頂面橡膠隔膜，使水泥漿順利通過膠塞進入環空；水泥漿注完后投放上膠塞（實心膠塞），隔離水泥漿與頂替液，防止頂替液對水泥漿混竄污染。替漿到量后，上膠塞坐落在下膠塞頂部實現碰壓，完成固井施工作業。

（3）塞流固井注替施工作業，利用塞流平推原理提高頂替效果。

3 該熱采井固井工藝技術措施的試驗應用

在相鄰的AYACUCHO和JUNIN兩個重油區塊油田，固井試驗應用30次均取得成功，稠油熱采作業中，未發現因水泥強度衰減，導致環空水泥封固失效現象。

4 結論

高溫熱采井固井，在沒有鋁酸鹽高溫水泥條件下，向硅酸鹽水泥中加入一定比例的石英砂，可提高水泥石抗高溫強度衰減能力，延長油井使用壽命。加砂量通常控制在30～40%，加量增加到45%，雖犧牲適量的水泥強度，但可延長水泥強度衰減期，利于油田的長期開發。

使用硅酸鈉固井前置液，能夠提高環空去污凈化效果，改善水泥界面膠結強度，起到固井防漏堵漏作業，提高套管防腐能力。

結合相應工藝技術措施，固井能滿足熱采井封固質量要求。

基金項目：本文系中石油渤海鉆探科研項目“委內瑞拉MPE3油田鉆完井配套技術研究”（項目編號：2016Z57Y）研究成果之一。