防井壁失穩(wěn)及井漏鉆井技術(shù)在北部灣盆地的應(yīng)用

汪俊鋒，胡 杰

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司，廣東湛江 524057）

作為南海西部目前主力生油區(qū)塊，北部灣盆地承擔(dān)著中海油湛江分公司增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要任務(wù)，勘探開發(fā)鉆井?dāng)?shù)量眾多。然而，由于地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，使得本區(qū)域鉆井工程作業(yè)難度大大增加，主要表現(xiàn)在：地應(yīng)力復(fù)雜、斷層多、微裂縫發(fā)育、地層水敏性強(qiáng)，尤其是潿二段中上部灰色泥巖極易水化引起剝落、坍塌，流二段泥頁巖易剝落、坍塌，極大地增加了現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)。如何采取行之有效的措施，規(guī)避井壁失穩(wěn)以及井漏的風(fēng)險(xiǎn)，成為北部灣油田勘探開發(fā)過程中亟待解決的難題之一。

1 環(huán)保型防塌鉆井液體系

1.1 實(shí)施背景

北部灣盆地鉆井作業(yè)過程中[1，2]，鉆遇易坍塌地層，井下事故率高，儲(chǔ)層泥巖鉆遇率高，造成儲(chǔ)層水平井鉆井復(fù)雜情況頻發(fā)：卡鉆、阻卡、打孔管下入遇阻等難題，而現(xiàn)有水基鉆井液體系包括國內(nèi)的KCl/PLUS鉆井液體系、國外的SMB、ULTRA-Drill等新體系在鉆易垮地層時(shí)，復(fù)雜情況頻繁，鉆井費(fèi)用高，大幅增加了勘探開發(fā)成本，難以滿足復(fù)雜地層及開發(fā)井的要求。雖然油基鉆井液體系具有很好的抑制防塌性，能有效控制井下事故率和鉆井周期，但使用油基鉆井液環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)，油基鉆井液在配制、運(yùn)輸、使用和回收環(huán)節(jié)均存在泄漏風(fēng)險(xiǎn)，鉆井過程中存在因井漏、未識(shí)別斷層引起的泄漏風(fēng)險(xiǎn)，一旦發(fā)生泄漏（海面、直通海底裂縫及大量漏往地層），社會(huì)影響大，處理困難，費(fèi)用高。

1.2 方案研究

通過現(xiàn)場(chǎng)資料及前期研究認(rèn)識(shí)，從失穩(wěn)機(jī)理、抑制性、濾失性、防塌性四個(gè)方面對(duì)北部灣盆地易垮地層環(huán)保型鉆井液體系防塌機(jī)理進(jìn)行了研究。

（1）針對(duì)潿洲12-2油田前期探井以及周邊區(qū)塊已鉆井所取的巖心進(jìn)行了儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，研究區(qū)儲(chǔ)層低滲儲(chǔ)層存在中偏弱的速敏，中、高滲儲(chǔ)層存在弱的速敏；其儲(chǔ)層具有中等偏弱的水敏性，鉆井過程中須注意提高鉆井液、完井液的抑制性，室內(nèi)研究臨界礦化度為8 582 mg/L～25 745 mg/L；存在著弱-中等的酸敏性，儲(chǔ)層對(duì)堿的敏感性表現(xiàn)為中等偏弱，臨界pH值為10。

（2）優(yōu)化一套適合北部灣盆地復(fù)雜地層的環(huán)保型防塌鉆井液體系，通過優(yōu)選抑制劑、防塌劑、流型調(diào)節(jié)劑、潤滑劑及泥餅改善劑，保證鉆井液的抑制效果和井壁穩(wěn)定，降低濾失和漏失，改善泥餅質(zhì)量，提高井眼穩(wěn)定性，構(gòu)建一套適合于開發(fā)井的環(huán)保型防塌鉆井液體系，室內(nèi)研究推薦使用配方：0.8%般土漿+0.04%PFPAC-LV+0.08%燒堿（調(diào) pH=8）+WeighT-2+5.6%DYFT-2+6%PF-GJC+4%PF-GBL+0.8%PF-ZP+0.16%PF-XC，補(bǔ)充WeighT-2將密度調(diào)為1.2 S.G。針對(duì)該鉆井液體系，分別進(jìn)行了巖屑滾動(dòng)回收率、膨脹率以及掉塊浸泡實(shí)驗(yàn)。巖屑滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見表1），膨脹率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)曲線圖（見圖1），掉塊浸泡實(shí)驗(yàn)前后的樣品照片（見圖2，圖3）。

表1 巖屑滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)Tab.1 Experiment of cuttings roller recovery

圖1 線性膨脹率實(shí)驗(yàn)Fig.1 Experiment of linear expansion ratio

圖2 掉塊浸泡前Fig.2 Chipping before soaking experiment

圖3 掉塊浸泡后Fig.3 Chipping after soaking experiment

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該鉆井液體系條件下，巖屑滾動(dòng)回收率超過90%，巖屑線性膨脹率在30 h以后才接近20%，而歷經(jīng)7 d的浸泡實(shí)驗(yàn)以后，巖屑掉塊仍無明顯的水化分散現(xiàn)象，可以看出該體系具有很強(qiáng)的抑制泥頁巖鉆屑水化分散和膨脹的能力，其性能與油基泥漿相當(dāng)，能夠很好的滿足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)需要。且具有很好的滲透率恢復(fù)值（90%以上），在潿洲油田區(qū)塊具有很好的適用性，且該體系可以進(jìn)行重復(fù)利用，重復(fù)利用期間可以較好地控制其性能。

2 高壓易垮地層生產(chǎn)尾管固井作業(yè)技術(shù)

2.1 實(shí)施背景

北部灣某油田8-1/2″井段是目的層井段，該井段地層壓力高（1.61 S.G），斷層、裂縫發(fā)育導(dǎo)致壓力窗口窄（漏失壓力：1.72 S.G～1.78 S.G），垮塌風(fēng)險(xiǎn)高，生產(chǎn)尾管的固井難度極大。

2.2 方案研究

通過充分的理論研究、多次的實(shí)驗(yàn)、模擬計(jì)算等最終形成以“紊流型高密度沖洗液技術(shù)”、“防漏堵漏水泥漿技術(shù)”、“國產(chǎn)可旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器技術(shù)”、“綜合減阻技術(shù)”和“窄壓力窗口尾管固井技術(shù)”、“防竄壓穩(wěn)固井工藝”等為主要技術(shù)內(nèi)容的生產(chǎn)尾管固井技術(shù)。

2.2.1 紊流型高密度沖洗液技術(shù) 由于該油田地層壓力高、作業(yè)密度窗口窄的特點(diǎn)，固井頂替排量受限，同時(shí)地層壓力高沖洗液需進(jìn)行加重才能滿足井控需要，這就導(dǎo)致了常規(guī)加重沖洗液很難在如此低排量下達(dá)到紊流實(shí)現(xiàn)較好的沖洗效果[3-7]。沖洗液與泥漿、水泥漿的相容性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見表2，表3）。

經(jīng)過多次實(shí)驗(yàn)，不斷調(diào)整配方，最終形成了一套紊流型高密度沖洗液技術(shù)，1.64 S.G的沖洗液在600 L/min的排量下就可以達(dá)到紊流，實(shí)現(xiàn)了良好的沖洗效果。通過運(yùn)用固井模擬軟件，結(jié)合鉆進(jìn)排量、泵壓和井底動(dòng)壓當(dāng)量，優(yōu)化頂替排量設(shè)計(jì)。該油田開發(fā)項(xiàng)目固井頂替期間，從純沖洗液出鞋至尾漿出鞋采用6 bbls/min泵速頂替，尾漿出鞋至碰壓采用3 bbls/min泵速頂替。這樣設(shè)計(jì)頂替排量，既能保證前置液達(dá)到紊流，又能保證流動(dòng)剖面層層推進(jìn)，有效提高頂替效率。

表2 沖洗液與泥漿相容性實(shí)驗(yàn)Tab.2 Compatibility test of washing fluid and mud

表3 沖洗液與水泥漿相容性實(shí)驗(yàn)Tab.3 Compatibility test of washing fluid and cement slurry

圖4 新型堵漏材料PC-B66Fig.4 New-type bridging material PC-B66

2.2.2 提高承壓的防漏堵漏固井技術(shù) 針對(duì)該油田地層壓力高、斷層裂縫發(fā)育的特點(diǎn)，科研人員通過不斷的實(shí)驗(yàn)和優(yōu)化，一方面提高水泥漿密度至1.92 S.G，提高水泥漿早期強(qiáng)度；另一方面引進(jìn)新型的提高地層承壓材料PC-B66（見圖4）。模擬堵漏結(jié)果顯示0.5 mm～1 mm孔/縫寬度，提高地層承壓能力3.5 MPa～7 MPa，在固井過程中有效提高了地層承壓能力避免漏失風(fēng)險(xiǎn)。

2.2.3 海油范圍內(nèi)首次成功應(yīng)用國產(chǎn)可旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器技術(shù) 國產(chǎn)可旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器在南海西部得到了多次使用，但是由于種種原因始終無法在固井過程中實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)固井。科研人員通過多次調(diào)研、研究，通過引進(jìn)威德福可旋轉(zhuǎn)固井水泥頭，采用綜合減阻技術(shù)等，最終實(shí)現(xiàn)了固井全過程旋轉(zhuǎn)，有效地提高了頂替效率，確保了固井質(zhì)量。

在使用轉(zhuǎn)盤或者頂驅(qū)帶動(dòng)水泥頭旋轉(zhuǎn)時(shí)，旋轉(zhuǎn)軸承需可靠，特別是頂驅(qū)水泥頭，須在重載荷下長時(shí)間、連續(xù)旋轉(zhuǎn)。固井過程中旋轉(zhuǎn)時(shí)，尾管需要承受較大扭矩，故旋轉(zhuǎn)尾管應(yīng)選用有臺(tái)階密封的高扭矩套管，如BEAR、VAMTOP、TPCQ、BGC 等氣密套管扣型，如尾管較短或者井眼條件較好，也可采用BTC或者LTC等API扣型套管。

旋轉(zhuǎn)尾管施工時(shí)，摩阻主要組成如下：①鉆具摩阻-可以實(shí)測(cè)；②懸掛器摩阻-與井眼清潔程度有關(guān)，異物在懸掛器位置堆積多，摩阻就大；③軸承摩阻-1 000 N·m～3 000 N·m；④尾管摩阻-軟件模擬可得，與井眼情況、套管長度等關(guān)系密切；⑤粘吸摩阻-根據(jù)泥漿性能和靜止時(shí)間來定，一般附加30%，下入后可實(shí)測(cè)。

坐掛前：井口扭矩=①+②+④+⑤；

坐掛后：井口扭矩=①+②+③+④+⑤。

在實(shí)際操作中，為保證懸掛器和套管的安全，主要考慮懸掛器和套管扣抗。因此，只要③+④+⑤項(xiàng)扭矩之和不大于懸掛器或者套管最大抗扭即可。限定井口最大扭矩=①+套管扣最大抗扭（或者懸掛器最大抗扭），超過此扭矩，則停止旋轉(zhuǎn)，以免出現(xiàn)套管或者懸掛器倒扣的情況出現(xiàn)。

圖5 樹脂減阻扶正器和剛性扶正器Fig.5 Resin drag reduction stabilizer and rigid stabilizer

2.2.4 綜合減阻固井工藝技術(shù) 如何能讓尾管串轉(zhuǎn)起來，是實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)固井的關(guān)鍵。在南海西部前期旋轉(zhuǎn)固井作業(yè)過程中，管串無法旋轉(zhuǎn)或者水泥漿出管鞋后無法旋轉(zhuǎn)從而導(dǎo)致無法實(shí)現(xiàn)全過程旋轉(zhuǎn)固井。經(jīng)過充分論證、調(diào)研、模擬計(jì)算和實(shí)踐，在井眼準(zhǔn)備方面通過采用劃眼器全過程倒劃眼修整井壁保證井壁光滑，調(diào)整鉆井液性能盡量降低摩擦系數(shù)；扶正器設(shè)計(jì)方面引進(jìn)樹脂減阻扶正器和剛性扶正器復(fù)合使用（見圖5），模擬計(jì)算確定扶正器安放策略，盡量降低管串側(cè)向力；管串扣型方面，浮鞋、浮箍、球座、尾管、懸掛器等全部使用BGC扣型，提高管串抗扭能力。

2.2.5 窄壓力窗口尾管固井技術(shù) 該油田作業(yè)窗口窄，在固井過程中下尾管速度、中途循環(huán)、漿柱結(jié)構(gòu)、循環(huán)頂替排量、管柱旋轉(zhuǎn)、懸掛器動(dòng)作等都對(duì)當(dāng)量循環(huán)密度（equivalent circulating density，以下簡(jiǎn)稱 ECD）影響較大，將其控制在安全作業(yè)窗口內(nèi)是安全順利作業(yè)的關(guān)鍵之一。通過固井全過程壓力模擬，不斷調(diào)整優(yōu)化參數(shù)，在實(shí)際作業(yè)過程中根據(jù)模擬結(jié)果確定作業(yè)參數(shù)實(shí)現(xiàn)了從下尾管、送尾管到位到固井前循環(huán)、坐掛懸掛器、頂替等直至固井結(jié)束后循環(huán)，起送入鉆桿全過程的ECD控制。用軟件對(duì)固井全過程壓力模擬計(jì)算結(jié)果（見表4），在模擬結(jié)果的指導(dǎo)下，現(xiàn)場(chǎng)固井作業(yè)順利規(guī)避漏失風(fēng)險(xiǎn)。

2.2.6 防竄壓穩(wěn)固井工藝技術(shù) 該油田作業(yè)壓力系數(shù)高，固井從施工到水泥漿候凝期間，全過程壓穩(wěn)是保證固井質(zhì)量的關(guān)鍵因素之一。不同深度的水泥漿靜膠凝強(qiáng)度發(fā)展不同，產(chǎn)生的壓力損失不同。基于這種考慮，提出了對(duì)水泥漿進(jìn)行分段分析，采用雙凝或多凝水泥漿，根據(jù)不同段的水泥漿的水化狀態(tài)，來計(jì)算靜膠凝強(qiáng)度發(fā)展的臨界值，然后計(jì)算各段的靜液壓力損失，累積后計(jì)算水泥液柱對(duì)氣層的壓穩(wěn)系數(shù)，該方法對(duì)于防竄效果良好。

3 工程控制

油基泥漿不同于水基泥漿，它具有高黏切、高激動(dòng)壓力的特點(diǎn)，在鉆進(jìn)、起下鉆，特別是下套管過程中需時(shí)刻注意井漏問題。該油田泥漿由于密度高、封堵性強(qiáng)、觸變性強(qiáng)，導(dǎo)致泥漿激動(dòng)壓力和ECD過高，外加該油田開發(fā)井鉆遇多個(gè)斷層，井漏風(fēng)險(xiǎn)更是陡然增加。由于環(huán)空間隙小，這一點(diǎn)在目的層8-1/2"井段下7"尾管作業(yè)時(shí)顯得尤為突出。現(xiàn)場(chǎng)工程技術(shù)人員通過采取下述一系列的措施，將井漏風(fēng)險(xiǎn)盡量控制到最低。

（1）控制排量、轉(zhuǎn)速和機(jī)械鉆速，減小ECD，控制ECD鉆進(jìn)；

（2）增加劃眼時(shí)間，減小環(huán)空鉆屑濃度；

（3）必要時(shí)進(jìn)行短起下，拉順上部井眼；

（4）控制送入尾管速度，出裸眼前根據(jù)泵壓情況循環(huán)泥漿；

表4 固井作業(yè)全過程ECD模擬結(jié)果Tab.4 Simulated result of ECD for the overall process of cementing operation

（5）操作精細(xì)化，起下鉆、下尾管期間動(dòng)作平緩，防止產(chǎn)生過大的激動(dòng)壓力。

同時(shí)，工程技術(shù)人員研究發(fā)現(xiàn)，井眼鉆開后，井壁附近的地應(yīng)力發(fā)生變化，鉆井濾液的侵入也使井壁附近地層巖石的強(qiáng)度發(fā)生了變化，隨著時(shí)間的推移，到一定階段就會(huì)發(fā)生井壁失穩(wěn)，即是通常所說的井壁坍塌周期。結(jié)合流沙港組地應(yīng)力、地層孔隙壓力的研究成果，通過室內(nèi)試驗(yàn)測(cè)定鉆井液體系下泥頁巖吸水速率、泥頁巖吸水后力學(xué)性質(zhì)及強(qiáng)度變化規(guī)律，對(duì)井壁坍塌周期的進(jìn)行定量預(yù)測(cè)，發(fā)現(xiàn)流沙港組坍塌周期為6 d～8 d。技術(shù)人員結(jié)合這個(gè)規(guī)律，將裸眼暴露時(shí)間控制在6 d以內(nèi)，保證了井眼的順暢。該油田開發(fā)井在起下鉆過程中，遇阻的情況很少，基本不用倒劃眼起鉆和劃眼下鉆，與那些裸眼暴露時(shí)間長的鄰井相比，在儲(chǔ)層段起下鉆時(shí)間至少快7 h，對(duì)整體成本的節(jié)約具有一定的貢獻(xiàn)。

4 應(yīng)用效果

該油田鉆井作業(yè)總體順利，無明顯漏失現(xiàn)象。共有6口井在12-1/4"井段采用新型環(huán)保防塌型鉆井液，平均裸眼長度903.08 m，6口井設(shè)計(jì)工期39.68 d，實(shí)際工期23.27 d，提前16.41 d，時(shí)效提升明顯。而高壓易垮地層生產(chǎn)尾管固井作業(yè)技術(shù)的應(yīng)用，使得尾管固井作業(yè)全過程壓穩(wěn)，以提高固井質(zhì)量。

5 結(jié)論與建議

（1）環(huán)保型防塌鉆井液體系攜巖效果好，對(duì)于巖石容易膨脹分散的地層、承壓較低且?guī)r石膠結(jié)較差的地層更適合應(yīng)用該體系；

（2）應(yīng)用環(huán)保型防塌鉆井液體系時(shí)，對(duì)于北部灣潿洲組地層，裸眼暴露時(shí)間應(yīng)控制在3 d以內(nèi)，對(duì)于流沙港組地層，裸眼暴露時(shí)間應(yīng)控制在5 d以內(nèi)；

（3）高壓易垮地層生產(chǎn)尾管固井作業(yè)技術(shù)解決了以往在該類型地層（特別在應(yīng)用油基泥漿時(shí)）固井質(zhì)量普遍較差的難題，避免了以往需要多次補(bǔ)救注水泥以提高固井質(zhì)量的問題，在一定程度上提高了作業(yè)時(shí)效。

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