埕海地區(qū)防氣竄固井技術(shù)

王春才

(天津中油渤星工程科技有限公司 天津300451)

WANG Chuncai

(CNPC Tianjin Boxing Science & Technology Co.，Ltd.，Tianjin 300451，China)

1 埕海地區(qū)氣竄風(fēng)險(xiǎn)分析

埕海區(qū)塊屬于大港油田，為張東斷層下降盤鼻狀構(gòu)造。本區(qū)域目的層埋藏較深，在 3,900～4,300,m左右，井底循環(huán)溫度 90～110,℃，完井鉆井液密度1.30～1.44,g/cm3，主力油層位于沙河街，油氣異?；钴S。由潛氣竄因子法(GFR)計(jì)算該區(qū)域的潛氣竄因子，了解該地區(qū)的氣竄危害程度。

水泥漿液柱壓力損失(失重)與水泥漿靜膠凝強(qiáng)度發(fā)展引起的關(guān)系為：

式中，MPR為水泥漿靜膠凝強(qiáng)度發(fā)展引起的壓力損失，MPa；SGS為水泥漿靜膠凝強(qiáng)度，MPa；L為環(huán)空水泥漿長度，m；Dh為井眼直徑，mm；Dc為套管直徑，mm。

水泥漿靜膠凝強(qiáng)度達(dá)到 240,Pa時(shí)，水泥漿就有足夠的強(qiáng)度阻止氣竄，可能引起水泥漿氣竄的最大壓力損失為：

水泥漿頂替到位后初始過平衡壓力(OBR)為：

式中，PST為初始靜液柱壓力，MPa；PG為氣層壓力，MPa；OBR為初始過平衡壓力，MPa。

GFR值為 1～3，發(fā)生環(huán)空氣竄的潛在危險(xiǎn)程度為輕度，GFR值3～8為中等，GFR值大于8為嚴(yán)重。

埕海區(qū)塊均采用 139.7,mm油層套管固井，分別將各井?dāng)?shù)據(jù)代入以上公式，可得該區(qū)域井位的 GFR，可見該區(qū)塊各井均存在不同程度的氣竄風(fēng)險(xiǎn)，如表1所示。

表1 埕海區(qū)塊氣竄潛在危險(xiǎn)程度Tab.1 The potential gas migration hazard level

2 埕海地區(qū)氣竄原因分析

①據(jù)埕海區(qū)塊地質(zhì)資料顯示，油層段長、油氣活躍、油頂較高，導(dǎo)致水泥漿尾漿封固段長，水泥漿頂部溫差大，頂部強(qiáng)度發(fā)展緩慢，特別是在水泥漿失水得不到控制的情況下，水泥漿在環(huán)空中向有滲透性的地層失水形成“橋堵”，水泥漿逐步失去傳遞液柱壓力的能力，阻礙液柱壓力向下傳遞，導(dǎo)致候凝階段失重后難以壓穩(wěn)油氣層，使環(huán)空水泥漿液柱壓力小于氣層壓力而發(fā)生氣竄。這是埕海區(qū)塊氣竄風(fēng)險(xiǎn)的主要因素。②地層復(fù)雜，部分井段存在漏失與掉塊雙重矛盾，說明裸眼段存在薄弱地層，固井防氣竄以壓穩(wěn)地層為前提，但固井時(shí)存在漏失，會降低液柱壓力，導(dǎo)致失穩(wěn)。井壁掉塊造成井眼不規(guī)則，影響頂替效率，泥漿頂替不充分，粘附在井壁上的泥餅和套管外壁上的泥漿在此膠凝、脫水、收縮后，擴(kuò)大微間隙，造成水泥漿竄槽。這是埕海區(qū)塊氣竄發(fā)生的次要因素。③裸眼段長，固井過程中水泥漿流程長，易受到井筒剩余鉆井液污染，導(dǎo)致水泥質(zhì)量出現(xiàn)問題，在環(huán)空中膠結(jié)質(zhì)量差，造成環(huán)縫隙。④泥漿凝固過程中的體積縮小會導(dǎo)致在水泥環(huán)與井壁、水泥環(huán)與套管之間出現(xiàn)微環(huán)隙地層氣體通過這些微環(huán)隙形成竄流，水泥石與套管及水泥石與地層之間存在微環(huán)隙。

3 埕海地區(qū)防氣竄綜合固井技術(shù)研究

3.1 固井施工準(zhǔn)備

①井身質(zhì)量。由于部分井段鉆井過程中出現(xiàn)了井壁坍塌掉塊現(xiàn)象，導(dǎo)致“糖葫蘆”井段和“大肚子”井段現(xiàn)象出現(xiàn)，完井后采取充分循環(huán)鉆井液，直至振動(dòng)篩上無巖屑返出時(shí)再起鉆。起鉆過程如出現(xiàn)阻卡段，則采用倒劃眼、短起下等措施疏通井筒，并循環(huán)鉆井液，確保井眼暢通，保證套管順利下入。

②下套管。下套管前在場地嚴(yán)格檢查浮鞋、浮箍狀態(tài)，下完浮鞋、浮箍再下2根套管，檢查浮鞋、浮箍打開及關(guān)閉情況；每下 10根套管灌滿一次鉆井液，注意校對懸重，驗(yàn)證鉆井液液面位置，根據(jù)實(shí)測井徑數(shù)據(jù)合理加放扶正器，在保證套管居中度的前提下確保套管安全下入；在大井徑段合理加放旋流發(fā)生器，確保套管居中度提高頂替效率。

③鉆井液性能調(diào)整。下套管前要求準(zhǔn)確測定油氣上竄速度，如果上竄速度大于 15,m/h，應(yīng)加重鉆井液，以保證固井安全和質(zhì)量。套管下至設(shè)計(jì)深度后，首先將套管內(nèi)灌滿鉆井液，先以小排量(泵排量＜0.5,m3/min)打通并建立循環(huán)；緩慢提高泵排量至循環(huán)暢通，確定沒有漏失或溢流等復(fù)雜情況，返出正常；逐步將泵排量提高至 1.8,m3/min，循環(huán)值至固井作業(yè)。固井前循環(huán)不少于 2周，以井眼干凈為原則，確保井筒清潔。在井眼安全的前提下，要求低粘、低屈服值、低切力，以降低替漿時(shí)所需的驅(qū)動(dòng)力，提高頂替效率。

3.2 水泥漿性能實(shí)驗(yàn)研究

3.2.1 水泥漿固井施工性能評價(jià)

根據(jù)埕海地區(qū)高溫、高壓、壓力窗口窄、油氣活躍等地質(zhì)特點(diǎn)及防竄水泥漿體系應(yīng)該具備的壓穩(wěn)油氣層、直角稠化等特點(diǎn)，優(yōu)選具備防氣竄性能固井外加劑，反復(fù)試驗(yàn)篩選出膠乳和常規(guī)兩套防氣竄水泥漿體系，并針對該地區(qū)不同井溫進(jìn)行了細(xì)化分解，如表2、3所示。

表2 主要水泥外加劑配方Tab.2 The main formulation of cement additives

表3 防氣竄水泥漿體系主要性能Tab.3 The main performance of anti-gas migration cementing system

由表 3可見，該體系具備較好的直角稠化性能，縮短水泥漿從液態(tài)轉(zhuǎn)為固態(tài)的過渡階段，降低地層流體從環(huán)空竄流的風(fēng)險(xiǎn)。其中膠乳水泥漿體系中含有高分子聚合物材料，能在水泥漿中形成高分子凝膠膜，降低水泥漿因“橋堵失重”和失水體積縮小而發(fā)生氣竄的可能性。但膠乳體系配漿水回收處理相對困難，在海洋作業(yè)中受到一些限制，因此選擇哪種水泥漿體系要結(jié)合現(xiàn)場的實(shí)際情況。

3.2.2 水泥漿防氣竄性能評價(jià)

水泥漿防氣竄性能主要取決于水泥漿在頂替到位后，由液態(tài)轉(zhuǎn)化為固態(tài)過渡時(shí)間的長短以及水泥漿孔隙壓力下降速率的大小，可以用稠化過渡時(shí)間、稠度變化速率來描述。水泥漿孔隙壓力下降的主要原因是水泥漿向地層失水，水泥漿孔隙壓力下降速率的大小可用水泥漿濾失速率來描述。因此，過渡時(shí)間與水泥漿濾失速率綜合考慮為水泥漿性能系數(shù)(SPN)。具體表達(dá)式為：

式中，SPN為水泥漿性能系數(shù)，無因次；FLAPI為水泥漿 API失水，mL；t100Bc、t30Bc分別為水泥漿稠度為100 BC和30 BC的時(shí)間，min。

SPN值評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為：0≤SPN≤3，防氣竄效果好；3＜SPN≤6，防氣竄效果中等；SPN＞6，防氣竄效果差。

將 4種體系性能帶入公式得到 SPN1＝2.83；SPN2＝3.2；SPN3＝2.24；SPN4＝4.1。可見，此 4種水泥漿體系具備有效的防氣竄性能。

3.2.3 防氣竄配套固井工藝技術(shù)

①優(yōu)化前置液結(jié)構(gòu)。前置液采用加重鉆井液+常規(guī)鉆井液+BCS-010L型沖洗液＋堵漏隔離液＋領(lǐng)漿結(jié)構(gòu)。由于該區(qū)塊油頂位置靠上，已接近上層套管鞋，造成水泥漿柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)中領(lǐng)漿段短，尾漿段長，且在鉆進(jìn)和 MDT測試以及下套管前油氣上竄都較為活躍。泵注加重鉆井液，補(bǔ)償液柱壓力損失；并頂替 5,m3鉆進(jìn)時(shí)的鉆井液，隔離了加重鉆井液和沖洗液的直接接觸，避免了沖洗液對加重鉆井液的稀釋作用，造成加重材料的沉積，進(jìn)而增加發(fā)生砂堵的可能性。注入紊流接觸時(shí)間達(dá)到 7～10,min的沖洗液BCS-010L能高效沖刷不規(guī)則的井壁，充分清除井壁和套管上的膠凝物質(zhì)虛泥餅，使井壁清潔，提高水泥與套管和地層的膠結(jié)質(zhì)量。密度介于鉆井液和水泥漿之間的由堵漏纖維、懸浮劑、稀釋劑等組成的堵漏隔離液能充分隔離鉆井液和水泥漿，消除鉆井液對水泥漿的污染，同時(shí)具有防漏作用，能在水泥漿到達(dá)薄弱地層前就對其進(jìn)行一定的預(yù)堵漏，提高薄弱地層的承壓能力，降低固井施工過程中的漏失風(fēng)險(xiǎn)。為了保證施工安全，在注入沖洗液后額外注入低于設(shè)計(jì)水泥漿密度 0.1～0.2,g/cm3的稀水泥漿作為領(lǐng)漿，使水泥漿與地層和套管壁之間達(dá)到足夠的接觸時(shí)間，能夠大幅度提高頂替效率和固井質(zhì)量。采用固井橇注入2,m3藥品水壓上膠塞，防止套管壁殘留水泥漿與鉆井液發(fā)生稠化，影響替漿安全和后續(xù)電測儀器的下入。

②采用雙凝水泥漿柱結(jié)構(gòu)。由于裸眼段較長，為避免整段水泥漿凝結(jié)失重，導(dǎo)致液柱壓力降低，難以壓穩(wěn)地層，采用雙凝水泥漿柱結(jié)構(gòu)，通過固井設(shè)計(jì)軟件反復(fù)模擬分析固井過程中薄弱地層位置處當(dāng)量密度變化和對油氣層的壓穩(wěn)情況，篩選出最優(yōu)的漿柱組合，使水泥漿從下到上逐漸凝固，下部封固產(chǎn)層段的速凝水泥漿出現(xiàn)失重，直至降至水柱壓力時(shí)，上部井段的緩凝水泥漿仍保持較高的靜液壓力，當(dāng)上部緩凝段降至水柱壓力時(shí)，下部速凝段水泥已經(jīng)凝固。一般情況下，緩凝和速凝水泥的封固長度之比為 1.5～2，稠化時(shí)間差值為1～2.5,h。

③分級固井技術(shù)。由于埕海區(qū)塊多采用全井下套管固井，地層復(fù)雜，漏失和掉塊雙重矛盾出現(xiàn)，為了減少水泥漿膠凝失重造成的環(huán)空液柱壓力損失，避免固井過程出現(xiàn)漏失，采用分級固井技術(shù)。因分級固井技術(shù)需要下入特殊附件，無形中增加固井風(fēng)險(xiǎn)，因此建議在封固段超過 3,000,m以上或單級固井無法實(shí)現(xiàn)時(shí)采用此技術(shù)。

④變排量頂替技術(shù)。通過軟件模擬替漿狀況確定合理的頂替排量，控制澆注水泥密度和排量，施工時(shí)根據(jù)井口返出情況及時(shí)調(diào)整施工參數(shù)；起初水泥漿受“U”型管效應(yīng)影響，下落速度較快，替漿采用高速追趕頂替；當(dāng)追上水泥漿后，根據(jù)泵壓以及施工的情況，適當(dāng)降低排量，在保證施工安全、防止漏失的前提下提高頂替效率。

⑤環(huán)空加壓技術(shù)。環(huán)空加壓技術(shù)是指在注水泥作業(yè)結(jié)束后，通過在環(huán)空加一定的壓力，現(xiàn)場加壓的值一般為 2～3,MPa，保證環(huán)空中的液柱壓力大于氣層壓力，達(dá)到防氣竄的目的。通過軟件對候凝期間失重情況進(jìn)行模擬，計(jì)算水泥漿失重導(dǎo)致的壓力損失，確定合適的加壓值。但因其存在著較大局限性，越來越多地作為防氣竄輔助技術(shù)。

⑥加裝管外封隔器。管外封隔器技術(shù)是指在相臨的氣層之間加套管外封隔器，在注水泥結(jié)束后膨脹套管封隔器，強(qiáng)制各開發(fā)層位分隔開。建議在油氣活躍、氣竄速度較高的井中采用此設(shè)備以提高防氣竄的效果。外封隔器技術(shù)一般是在常規(guī)的化學(xué)方法無法奏效的情況下才使用，且只適合于氣層數(shù)量較少的井，造價(jià)高。

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

在防氣竄綜合技術(shù)的應(yīng)用中，埕海 39、41井采用膠乳防氣竄體系，埕海 34、37、38、40井采用常規(guī)防氣竄體系，均采用優(yōu)選前置液+雙凝水泥漿漿柱結(jié)構(gòu)，應(yīng)用變排量頂替和環(huán)空加壓技術(shù)，最終聲幅測井顯示埕海34、37、38、39、40、41井油層段聲幅值基本在 10%,以內(nèi)，其他井段稍有波動(dòng)，固井質(zhì)量綜合評定均為優(yōu)質(zhì)，取得較好的效果。

5 結(jié) 論

通過在井眼準(zhǔn)備、水泥漿體系、固井工藝等方面采取防氣竄綜合措施，有效防止了環(huán)空氣竄的發(fā)生，提高了埕海地區(qū)固井質(zhì)量。防氣竄水泥漿體系性能滿足埕海區(qū)塊安全施工條件，具備良好的防竄性能。埕海區(qū)塊油頂較高，尾漿封固段長，水泥漿失重引發(fā)氣竄風(fēng)險(xiǎn)較大，建議今后在埕海區(qū)塊固井施工時(shí)采用防氣竄措施。探索形成了埕海區(qū)塊防氣竄綜合配套固井技術(shù)，針對性和操作性強(qiáng)，解決了埕海區(qū)塊防氣竄固井難題，為今后固井施工奠定了基礎(chǔ)。

［1］ 牛新明，張克堅(jiān)，丁士東，等. 川東北地區(qū)高壓防氣竄固井技術(shù)[J]. 石油鉆探技術(shù)，2008(3)：10-15.

［2］ 孫紅偉，柳世杰，聶世均，等. 阿姆河右岸氣田油層套管防氣竄固井技術(shù)[J]. 天然氣工業(yè)，2013，33(6)：71-75.

［3］ 丁士東，張衛(wèi)東. 國內(nèi)外防氣竄固井技術(shù)[J]. 石油鉆探技術(shù)，2002，30(5)：35-38.