彭州海相含硫超深井尾管固井難點及技術對策

全家正, 鄧富元, 湯 明

(1中國石化西南油氣分公司石油工程監督中心 2西南石油大學國家油藏地質重點實驗室)

彭州海相氣田主要目的層為三疊系須家河組、小塘子組、馬鞍塘組和雷口坡組，該目的層埋藏深度較深，在5 800～6 600 m之間，鉆遇地層構造復雜、地層漏失嚴重，具有高壓、高溫等特點。截止2018年，彭州海相氣田共實施鉆井6口，油層尾管固井作業時存在防漏防竄矛盾突出、高溫高壓影響水泥漿和鉆井液質量、小間隙、套管偏心等問題，不同程度的影響固井質量，為后期井下作業和氣井的穩定生產留下安全隱患。因此，本文通過分析彭州海相固井過程中影響固井質量的主要因素，總結前期完成井的經驗教訓，提出提高固井質量的建議和技術措施。

一、彭州海相氣田尾管固井難點分析

1.地層復雜井眼不規則

彭州海相工區尾管必封點在馬鞍塘組，上部地層為須家河組二段和三段，巖性為灰色細粒巖屑砂巖與灰黑色頁巖互層，井壁不穩定，掉塊嚴重，井徑擴大率大，在鉆井過程中易形成“糖葫蘆”和“大肚子”等不規則井眼，不僅會引起下套管困難，還會導致鉆井液頂替不干凈，影響水泥漿的頂替效率，降低水泥和地層膠結質量[1]。

2.封固井段長防漏防竄矛盾突出

技術尾管下深1 800～2 300 m,裸眼段中須家河組地層含有裂縫性高壓油氣層，固井過程中需防氣竄，比如MJ1井和YS1井在該地層鉆進過程中，均監測到含烴總量上升，且井口液面上漲；同時該尾管封固段裂縫發育，地層漏失壓力低，容易發生井漏。

該地區由于特殊的井身結構，封固段長，地層復雜，在同一封固段需要同時考慮防漏防氣竄，對固井工程技術要求高[2]。

3.高溫、高壓油氣層和高密度鉆井液

該區目的層埋藏深，井底壓力120～145 MPa，溫度高達160℃～170℃，封固段上下溫差在60℃～90℃。在高溫高壓下，鉆井液的封堵性、抑制性和流變性調節困難；增加固井添加劑優選難度，對水泥漿流變性和沉降穩定性要求高；超深井高溫情況下的水泥漿稠化時間不易控制，影響凝固后水泥環強度；高溫高壓條件下對固井工具和附件要求高，例如PZ115井尾管固井由于中心管質量不合格，發生刺漏，形成短路，不能憋壓，無法正常固井。

此外，須家河組地層孔隙壓力在1.5～1.9 g/cm3，需要采用高密度鉆井液鉆進，為了更好的攜巖，鉆井液粘切高，因此水泥漿驅替鉆井液困難，頂替效率不高，水泥漿容易在套管內外引起竄槽，形成較長混漿段，降低固井質量。

4.尾管環空間隙小水泥環薄

根據井身結構可以發現，尾管固井時管單邊環空間隙理論值12.7 mm，套管接箍處9.15 mm，環空間隙低，在下套管過程中，套管接箍及扶正器易掛削井壁導致環空巖屑和沉砂堆積，發生套管遇阻和遇卡風險，套管順利下入難度較大；同時，當水泥漿循環時，由于流道變窄，環空流動阻力大，可能造成高泵壓甚至橋堵，增加固井作業風險。固井后，薄水泥環強度低，抗沖擊能力低，可能存在密封失效問題。

5.鉆遇腐蝕性流體

彭州海相氣田屬于碳酸鹽巖儲層，根據已鉆井眼發現，天然氣中H2S和CO2含量均較高，含量分別為3.6%～5.7%和4.60%～9.80%；地下水為CaCl2水型，含量50 g/L。在高溫水相條件下，CO2存在提供了酸性環境，加速H2S和Cl-對套管、固井工具及附件的腐蝕破壞[2-3]。而且天然氣中的CO2和H2S氣體還容易侵入水泥漿，影響水泥漿性能，對形成的水泥石產生腐蝕作用，不利于井筒的長期封隔。

二、彭州海相氣田固井考慮的關鍵技術

1.旋轉尾管固井技術

旋轉尾管固井技術是利用頂驅或者卡瓦帶動下部鉆具轉動，從而帶動整個尾管串旋轉的一種固井工藝。對于深井、超深井、大斜度井和水平井，旋轉尾管固井技術優勢明顯[4-5]。

旋轉尾管懸掛器與普通的尾管懸掛器最大的區別是旋轉尾管懸掛器的本體和錐套分體設計，在錐套上方設計有較強承重能力的止推軸承[6]。采用旋轉尾管固井時，所選用的旋轉尾管應該選用臺階密封型高扭矩套管，比如有FOX、NSCC和TM等氣密套管扣型，這樣可以確保尾管旋轉時套管的安全。

2.提高地層承壓能力

彭州地區須家河組裂縫發育，含有潛在的高壓油氣層，因此防漏防竄矛盾突出。為了解決這個矛盾，可以在鉆井過程中進行井壁封堵，提高地層承壓的能力。對于裂縫性地層，可以采取封堵漏失通道的方法進行堵漏，主要包括屏蔽暫堵、暫堵性堵漏和膠質粘結封堵技術[7]。根據實鉆情況，選擇合理的堵漏方式。例如MJ1井采用密度2.04 g/cm3鉆井液鉆至須二段5 520.38 m時，井口發生鉆井液失返，采用暫堵性堵漏技術，調整鉆井液性能，提高鉀離子含量，加大瀝青、納米乳液和潤滑劑量，增強鉆井液防塌和封堵能力，適當補充隨鉆堵漏劑(10%裂縫堵漏劑+3%復合-1堵漏劑+3%剛性-3,-4堵漏劑+3%QS-2)。待堵漏完成后，井口液面恢復正常，無漏失情況發生。

3.水泥漿體系

3.1 高密度防氣竄水泥漿體系

彭州地區三開尾管封固段長，頂底部溫差大，考慮到須二段含有潛在高壓氣層，所以采用高密度防氣竄水泥漿體系密度2.20 g/cm3，配方為：G級水泥+30.7%磁鐵礦+16.2%石英砂+0.9%分散劑+0.36%消泡劑+1.4%降失水劑+1.4%膨脹劑+0.9%緩凝劑+0.45%防氣竄劑+0.9%增塑劑。

3.2 膨脹水泥漿體系

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在水泥漿發生硬化的過程中，水泥熟料和混合水會發生水化反應，導致水泥漿體的絕對體積減小，水泥漿體發生化學收縮[7]。彭州地區三開尾管采用回接方式回接到井口，防止底部水泥石或懸掛器密封失效引起的氣竄對上部套管和生產工具的腐蝕。但是技術套管和回接套管之間環空間隙大，下部水泥漿因水化體積收縮和失水而發生體積減小時，可能會使得封固段上部水泥漿壓力不能有效向下傳遞，從而造成作用在下部地層的有效壓力降低。為了抵消水泥水化過程中的收縮作用，可以在水泥中添加膨脹劑，還可以提高水泥的抗裂防滲能力。三開尾管回接膨脹水泥漿體系密度1.90 g/cm3，配方為：G級水泥+0.85%分散劑+0.68%消泡劑+2.5%降失水劑+2.5%膨脹劑+1.7%緩凝劑+0.85%防竄劑+1.7%增塑劑。

3.3 膠乳防氣竄水泥漿體系

彭州地區目的層為馬鞍塘組和雷口坡組，地層裂縫發育，均發生有不同程度漏失。為了保證固井工作正常開展和確保固井質量，該地區除了在固井前需要提高地層承壓能力，在固井時還采用了膠乳防氣竄水泥漿體系。但是現場使用的防竄劑功能比較單一，只能夠補償由于水泥漿失重引起的壓力損失。但是隨著時間增加，水泥漿候凝過程中，水泥顆粒之間以及水泥顆粒和井壁與套管之間容易形成網狀結構，該結構將使得水泥漿柱一部分重量損失在井壁和套管上，從而導致水泥漿柱壓力不能有效傳遞下去，最后造成水泥漿發生失重，如果需要補償壓力時，防竄劑的補償能力已經減弱，不能增大氣侵阻力，即不能有效防止氣竄[8]。因此，在四開尾管固井時使用了低密度膠乳防氣竄水泥漿體系，水泥漿密度為1.90 g/cm3，水泥漿配方：G級水泥+21.3%石英砂+5.1%膠乳/顆粒+0.64%分散劑+0.43%消泡劑+2.6%降失水劑+2.1%膨脹劑+2.1%緩凝劑+0.64%防竄劑+1.3%增塑劑。

4.抗腐蝕固井工具及附件

彭州區塊目的層高含H2S腐蝕性氣體，對套管、接箍和固井附件容易造成腐蝕破壞和氫脆。含硫地層中套管一般采用抗腐蝕合金鋼，套管、接箍和固井附件基本上采用C-90、L-80等低硬度的材質；若流體中含有H2S濃度高，可以采用Ni基高合金鋼，但是由于價格昂貴，沒有成功得到推廣運用。根據彭州現場使用情況，尾管采用氣密扣型的P110S和4C類合金110套管。

5.合理使用扶正器提高套管居中度

在油層尾管小井眼中下入套管，環空間隙小，軸線偏移距離對套管居中度影響大，容易貼邊，出現套管偏心的情況，可以通過加裝扶正器的方式提高套管居中度。彭州地區現場根據地質情況，在裸眼段全部地層使用整體式彈扶，如果裸眼段存在控斜井段，則按照每3根套管安放一個整體式彈性扶正器，其余按每4根套管安放一個整體式彈性扶正器，并在浮鞋后的一根短套管上安放一個整體式彈性扶正器，重疊段全部使用剛性扶正器。

三、現場應用情況

1.固井工作主要技術要求

(1)通井。采用剛度大于套管串的鉆具組合充分通井，保證井眼暢通，確保下套管順利。

(2)套管串設計。選用性能優良的具有抗腐蝕能力的套管和固井附件。

(3)封堵漏失性地層，提高地層承壓能力。在鉆井過程中若出現地層漏失，則采用隨鉆堵漏劑封堵，提高固井安全密度窗口。

(4)注水泥前置液。前置液包括沖洗液和隔離液，該區塊油層尾管前置液體系和配方如下：

沖洗液配方：40.0%沖洗劑+20.0%消泡劑+40.0%乳化劑。

隔離液配方：重晶石+3.6%隔離劑。

(5)為確保后期井筒安全，尾管采用防氣竄水泥漿，并要求做好水泥漿稠化時間及強度發展，確保裸眼段封固質量。

2.尾管固井質量評價

根據目前彭州海相氣田已經跟蹤到的5口井固井情況來看，基本上各開次固井質量均合格，滿足鉆井施工要求。

3.現場固井存在問題

PZ113井雖然聲幅測井優良率較高，全井試壓合格，但是合金套管封固不合格，存在油氣竄槽風險。而PZ103井優良率偏低，但是固井質量良好，這是因為固井后，聲幅監測發現該井合金段封固質量優，能夠滿足下部施工要求。

目前，已施工的3口井，帶旋轉功能的尾管懸掛器都不能旋轉，這將不能讓旋轉尾管起到真正的作用，經推測，旋轉尾管不能旋轉的主要原因可能是懸掛器出現刺漏、套管粘卡和尾管懸掛器軸承不合格等。

四、結論及建議

(1)彭州氣田尾管固井主要存在井眼不規則、竄漏同層、環空間隙小和鉆遇腐蝕性流體等難點。

(2)彭州氣田目前主要采用隨鉆堵漏、旋轉尾管固井、改善水泥漿體系和固井工具及附件等方式提高固井質量，并取得了一定成效。

(3)彭州氣田目前固井還存在一些問題。合金段套管固井質量不是很好，導致水泥膠結質量差，聲幅測井優良率低；旋轉尾管固井方式存在尾管不能旋轉的問題。

(4)小井眼中下放套管可以采用隨鉆擴孔技術進行井眼擴孔，提高環空間隙，降低固井時循環阻力；或者也可以采用膨脹管技術或者接箍套管進行固井。