稠油熱采井防淺層氣固井技術

王延鵬(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459)

0 引言

水泥石強度熱衰退、套管損壞是常規稠油熱采井開發過程中固井需要解決的技術難點，淺層氣預防治理同樣是固井技術面臨棘手的問題，當稠油油藏淺層氣發育，無疑給油田開發帶來更為復雜話的難題。渤海某油田設計部署8口熱采水平井，物探及探井資料證實，從泥面以下4 m至600 m廣泛分布淺層氣，局部區域土層中淺層氣飽和度最高達到5%，為自由氣、氣泡；地質設計提示所布會鉆遇三條斷層，鉆井實施過程中漏失風險高。總體來講，淺層氣熱采井對固井技術要求既要滿足熱采工藝設計要求，又能實現淺層氣的防治、壓穩油層、氣層但不能壓漏地層。綜合海上平臺叢式井開采對安全、時效、治理、成本把控，必須通過優化固井技術、改善固井工藝等一系列有效措施解決淺層氣熱采井固井難題。

1 固井技術難點

1.1 稠油熱采工藝設計

熱采工藝設計要求：最高注熱溫度350 ℃、最高注入壓力30 MPa，先蒸汽吞吐，后期轉為蒸汽驅。表層套管及技術套管固井返高至井口，同時水泥石強度能夠耐高溫，技術套管及油管均選取優質高規格隔熱材質，油管外環空連續注氮氣進行隔熱保溫。

1.2 固井技術難點

(1)水泥石在高溫條件下晶相結構發生變化，導致水泥石強度衰退，導致此現象出現的主要原因是高鈣硅比的影響，由于游離CH的存在，高溫下易產生水硅鈣石、粒硅鈣石等晶相成分，保持水泥石高強度的硬硅鈣石、雪硅鈣石在350 ℃高溫條件下晶體形貌會發生變化，這是導致水泥石強度衰退的主要原因；另一方面熱振效應產生的熱交變應力對水泥環產生破壞，導致水泥環結構不完整，出現層間封隔失效[1]，如圖1所示。

圖1 熱采井水泥環失效原因分析

(2)旅大區塊淺層均為疏松砂巖，面對淺層氣發育地層，表層套管固井水泥漿早期強度要求作業時間窗口窄，鉆井液均為海水膨潤土漿，固井初期淺層氣容易進入井筒形成氣竄通道，固井質量難以保證；熱采對水泥石及套管的熱交變應力沖擊，后期同樣容易發生淺層氣氣竄。

(3)由于深部地層斷層發育，漏失風險性極高，技術套管固井既要滿足水泥石抗高溫強度，還要達到設計返高要求，固井水泥漿體系及比重選擇余地小。

(4)技術套管井段井眼軌跡為三維井，大段穩斜且穩斜角均在50～70°之間，固井頂替效率不高、膠塞磨損容易發生不能碰壓。

2 創新技術措施

2.1 稠油熱采井固井水泥體系的改進

從水泥漿機理上分析，低密度抗350 ℃水泥漿體系，以空心玻璃微珠、電廠漂珠、增加水灰比以及粉煤灰為減輕方法，高溫養護后水泥石強度衰退明顯，水泥滲透率明顯增加。水泥石模擬多個輪次的蒸汽吞吐后，水泥石自高溫高壓狀態轉變至常溫常壓狀態過程中受應力應變影響導致水泥石開裂。常規硅粉水泥中摻入300目硅粉(加砂水泥)，因水泥石硅相含量不足，導致水泥石經一個輪次或多個輪次后均會出現不同程度的強度衰退現象及水泥塊開裂現象。

針對水泥石高溫條件下，水泥石晶相變化的問題，采取如下應對方法：

(1)減少水泥石中CH的含量，即適當減少水泥含量、摻入火山灰活性材料以及增加晶體狀SiO2以及不定型微納米級SiO2含量，降低有利CH組分的同時，SiO2與CH組分會發生二次火山灰效應降低有害晶相組分的產生，微納米級SiO2還能填充水泥石中的孔隙，消除水泥石結構缺陷[3]。

(2)摻入高溫穩定材料、優化水泥漿顆粒級配增加水泥石固相體積含量，提高水泥石致密性，降低水泥石滲透率，增強水泥石抗熱沖擊穩定性能，降低熱振效應對水泥環完整性造成的傷害。

由于熱采作業的后期注熱，勢必影響水泥環的膠結質量，當油井注入蒸汽溫度在200 ℃以內時，問題并不多，當問題接近300 ℃時，就會有很多的復雜問題暴漏出來；產層部位的水泥石變得疏松；套管螺紋部分易斷裂[2]，密封失效，蒸汽沿環空上竄；水泥石本身被破壞，油井出砂嚴重。由于對本批井熱采開發井需滿足350 ℃的開發條件，抗高溫的水泥體系的改進至關重要。通過改進水泥高溫穩定材料，結合顆粒級配技術，改變高溫穩定劑、懸浮穩定劑、低密度減輕劑等多種外加劑的配比，終于突破了低密水泥在350 ℃抗高溫熱衰退的瓶頸，打破了前期試驗區塊稠油熱采低密度水泥最高抗熱衰退240 ℃的記錄，稠油熱采水泥漿體系抗高溫衰退實驗記錄，如表1所示。

表1 稠油熱采水泥漿體系抗高溫衰退實驗結果記錄

2.2 淺層氣及斷層封固措施

針對淺層氣，表層13-3/8″(339.73 mm)套管固井：雙密度結構，水泥漿體系選擇改進后抗高溫體系，同時在領漿中加入樹脂，提高領漿的早期強度，有效封固淺層氣；增加領漿附加量至300%，確保環空充填足夠優質水泥漿，頂替時見領漿返出，再經過及時“蓋帽”，經探面水泥面基本在井口位置，有效封固了淺層氣。

9-5/8″(244.48 mm)套管固井作業：水泥漿采取雙密度結構，低密抗高溫，實鉆8口井中，2口井沒有漏失，3口井輕微漏失，3口井嚴重漏失，所以針對漏失井固井實施以下應對措施。

(1)調整漿柱結構：取消沖洗液，配置堵漏隔離液；

(2)循環排量：根據通井時鉆桿處的環空返速進行反算；

(3)頂替排量：在保證施工安全的情況下降低排量，同時增大慢替量；

(4)水泥漿中加入纖維，提高水泥漿的封堵能力；

(5)嚴重漏失的井，侯凝結束后及時進行井口回注；

(6)使用纖維防漏水泥漿體系，可以防止固井時水泥漿漏失，同時還可以提高水泥漿徑向剪切應力，改善水泥環沖擊韌性，顯著提高固井質量，起到一劑多效的作用；

(7)合理加放扶正器，提高套管居中度。

本區塊井全部是水平井，油層段的井斜為90°左右，套管嚴重貼邊，居中度低，影響固井質量。通過模擬，如圖2、圖3所示，井底500 m若達到67%居中度，扶正器間隔15.8 m，則需要3根套管加2個扶正器的方案進行加放。

圖2 扶正器居中度模擬

圖3 扶正器間距模擬

2.3 長頂膠塞應用

本批稠油熱采井均為水平井，大井斜及水平段均超過500 m，存在常規頂塞因低邊偏磨過多導致頂替過程中水泥漿前置替空管鞋或不能碰壓、穩壓的情況，通過設計入加長頂塞，增加兩級膠塞翼，抗擊強度不變，減少因為頂塞磨損而導致固井未碰壓，為固井碰壓提供多級保障如圖4所示。

圖4 加長頂部膠塞

3 現場應用情況

現場根據擬定作業方案，實施8口稠油熱采井13-3/8″(339.73 mm)套管及9-5/8″(244.48 mm)套管固井質量評級均為優，返高滿足設計要求，且通過井口裝置監測未發生淺層氣氣竄，以3H井為例，固完井后24 h后測固井質量，常規密度的水泥漿平均相對聲幅都在8%左右(圖5)，低密度的相對聲幅在3%～8%之間(圖6)。領漿及尾漿水泥漿體系完全滿足要求。對比試驗區22H井固井質量低密度相對聲幅平均15%左右(圖7)，固井質量有本質提升。

圖5 3H井CBL (1 530 m至1 560 m)

圖6 3H井CBL (2 040 m至2 060 m)

圖7 試驗區22H井CBL (低密井段)

對上述8口井進行蒸汽吞吐，注多元熱流體作業，進行跟蹤，熱采過程中均未發生井口氣竄、明顯井口抬升等現象。

4 結語

(1)以現場應用為依托，對照蒸汽吞吐采油工藝，模擬熱交變應力反復變化，經過7 d、14 d、28 d的抗高溫衰退實驗評價。最終達到低密度、常規密度兩種稠油熱采水泥漿體系無衰退，反觀抗壓強度經過多輪次往復升降溫條件，收獲抗壓強度持續一路飆升的完美曲線，成功認證此稠油熱采體系滿足抗高溫350 ℃性能指標。低密度抗350 ℃稠油熱采水泥漿體系：24 h抗壓強度大于16 MPa，填補了該領域的空白，同時此體系適用于稠油熱采井全景段封固，在厚壁套管測固井質量優秀。

(2)該體系稠化時間可調，失水、自由水可控，抗污染性良好。可有效降低固井作業時壓耗，特別對漏失井、淺層氣井可有效降低漏失風險，提高固井質量；針對淺層氣的井，加入相對比例的樹脂材料，有效封固淺層氣層，固井質量全部優秀。

(3)石油的熱采技術已經應用了60余年。國內外對固井水泥漿體系和特殊固井工藝進行了長期大量的研究工作。其中，隨著開采難度和井下情況的復雜化程度的增加，固井難度逐漸加大。滿足特殊工藝要求的特殊水泥漿，如高性能高溫低密度水泥漿的研究將是重點。通過此次淺層氣熱采井固井技術的成功應用，為后續渤海油田的熱采井作業提供了參考，同時在熱采井固井應對淺層氣及井漏等方面，提供了有效手段。