超深井多壓力系統(tǒng)一次性上返固井技術

丁志偉,陽 強,李成全,李 斌,徐 明,周琛洋

1中國石油集團工程技術研究院有限公司 2四川頁巖氣勘探開發(fā)有限責任公司3中國石油西南油氣田分公司開發(fā)事業(yè)部 4中國石油西南油氣田公司工程技術研究院

1 固井難點及技術措施

雙探6井是西南油氣田分公司在四川盆地雙魚石—河灣場構造布置的一口風險探井。該井采用?241.3 mm鉆頭鉆至7 833 m中完，上層?273.05 mm套管鞋井深為3 648 m，中完鉆井液密度1.98 g/cm3，裸眼段平均井徑擴大率為3.8 %，最大井斜角為65.6°。采用?177.8 mm+?184.15 mm復合懸掛尾管封固3 248～7 833 m井段，固井作業(yè)存在以下難點：裸眼封固段長4 585 m，水泥漿一次性上返難度大;安全密度窗口窄(1.98～2.03 g/cm3)，壓穩(wěn)和防漏矛盾突出；油氣顯示活躍(氣侵2個，氣測異常3個)，其中飛二段(6 799～6 800 m)、茅口組(7 605～7 606 m)油氣顯示活躍，防竄難度大；井漏分布廣，嘉四段、嘉三段、飛四段、飛一段、茅口組均有分布，其中嘉三段(5 909.83～5 913.34 m)、茅口組(7 781.15～7 781.20 m)為主漏層，固井施工時井漏風險大；井底靜止溫度146 ℃，封固段頂部靜止溫度72 ℃，上下溫差高達74 ℃；油基鉆井液與水泥漿相容性差，沖洗效率不易保障，影響界面膠結質量。

針對以上固井難點，通過精細控壓平衡法固井工藝設計，提出了尾管下送到位后，固井施工前借助精細控壓設備分兩步將鉆井液密度由1.98 g/cm3降低至1.91 g/cm3，降低固井施工井漏風險。設計兼具防漏防竄效果的漿柱結構，采用三凝防竄大溫差水泥漿體系，設計密度1.98 g/cm3的領漿封固3 248～3 800 m井段，密度1.98 g/cm3的中間漿封固3 800～6 400 m井段，密度1.92 g/cm3的尾漿封固6 400～7 833 m井段，利用強度發(fā)展快的尾漿封固主氣層，降低竄氣風險。采用高效驅油型抗污染沖洗隔離液，提高對油基鉆井液的沖洗效率，保證了固井施工安全和固井質量。采用固井軟件模擬、優(yōu)化固井施工參數等配套技術措施，攻克了窄密度窗口下長封固段水泥漿一次性上返難、封固段頂部水泥漿強度發(fā)展慢等技術難題。

2 水泥漿體系、隔離液技術及配套工藝技術

2.1 三凝防竄大溫差水泥漿體系開發(fā)

高溫長封固段固井給水泥漿體系設計帶來了諸多挑戰(zhàn)[1-4]：井底溫度高，水泥漿高溫沉降穩(wěn)定性保持難度大，高溫水泥石強度易衰退；長封固段的頂部和底部溫差大，頂部水泥漿易出現緩凝甚至超緩凝，嚴重影響固井質量。為此針對性的開發(fā)了三凝防竄大溫差水泥漿體系，領漿和中間漿采用密度較高的6.05 g/cm3鐵礦粉為加重材料，從而顯著降低了水泥漿中惰性材料的含量，相應增加了膠凝材料的含量，結合具有火山灰活性的膨脹增韌材料，提高了水泥漿水化反應速率，解決了長封固段頂部水泥漿強度發(fā)展慢的固井技術難題，并縮短了水泥漿稠化曲線過渡時間，提高了水泥漿的防竄性能，開發(fā)的三凝防竄大溫差水泥漿SPN值均小于3，水泥漿防竄性能良好[5-7]。高溫條件下，高溫增強材料與水泥水化硅酸鈣凝膠發(fā)生反應生成熱穩(wěn)定性和抗壓強度更好的硬硅鈣石，起到防水泥石高溫強度衰退的作用[8]。利用顆粒級配原理，配合使用精鐵礦粉、高溫增強材料、微硅等不同尺寸材料，有利于提高體系的緊密堆積率[9-10]，結合高溫穩(wěn)定劑，進一步增加了體系在高溫條件下的沉降穩(wěn)定性。大溫差抗鹽緩凝劑和抗鹽降失水劑的摻入，可以滿足高溫條件下水泥漿稠化時間可調、失水可控，并且不影響長封固段頂部水泥漿強度發(fā)展，同時避免了膏鹽層對水泥漿性能的影響。

開發(fā)的三凝防竄大溫差水泥漿體系(領漿密度1.98 g/cm3、中間漿密度1.98 g/cm3、尾漿密度1.92 g/cm3)具有低失水、穩(wěn)定性好、零游離液、稠化曲線過渡時間短等良好的綜合性能，見表1。

由表1可知，領漿頂部靜膠凝強度發(fā)展快，43 h起強度，72 h抗壓強度大于3.5 MPa；中間漿頂部靜膠凝29.9 h起強度，72 h抗壓強度21.5 MPa；尾漿底部靜膠凝5.8 h起強度，168 h抗壓強度大于50 MPa，無高溫強度衰退現象，領漿、中間漿水泥石彈性模量小于7 GPa，水泥漿綜合性能滿足現場固井施工要求。

表1 水泥漿綜合性能

2.2 高效驅油型抗污染沖洗隔離液技術

開發(fā)的高效驅油型抗污染沖洗隔離液對油基鉆井液具有良好的潤濕反轉、沖洗、抗污染性能，沖洗效果評價和污染試驗結果如表2、表3所示。

表3 污染試驗結果表

由表2可知，高效驅油型抗污染沖洗隔離液采用油基沖洗液，增強了對油基鉆井液的潤濕反轉和沖洗效率[11-12]，表現出良好的驅油效果，沖洗效果高達100 %，相比而言，由于油基鉆井液與清水不相容，清水沖洗效果差。

表2 沖洗效果評價美

由表3可知，高效驅油型抗污染沖洗隔離液在抗污染劑等作用下，改善了水泥漿與油基鉆井液的相容性，水泥漿與鉆井液7∶3混漿初始稠度由30 Bc降低至水泥漿與隔離液7∶3混漿的14 Bc，并且水泥漿∶鉆井液∶隔離液=7∶2∶1混漿初始稠度降低至18 Bc，改善了混漿的流動性，延長了混漿的稠化時間，確保了固井施工安全。

2.3 配套工藝技術

結合三凝防竄大溫差水泥漿體系、高效驅油型抗污染沖洗隔離液技術及精細控壓配套工藝技術[13-16]，采取如下配套技術措施：

(1)本開次鉆井期間漏失嚴重，漏層分布廣，最大漏速24 m3/h，通過地層承壓試驗，推算地層漏失當量密度為2.03 g/cm3。為了降低井漏風險，采取的配套工藝技術措施：①套管下送到位后，先小排量頂通，之后逐漸提排量循環(huán)鉆井液，結合精細控壓設備，將全井鉆井液密度由1.98 g/cm3逐漸降低至1.91 g/cm3；②優(yōu)化漿柱結構，設計領漿、中間漿密度1.98 g/cm3，尾漿密度1.92 g/cm3，高效驅油型抗污染沖洗隔離液密度1.93 g/cm3。

(2)本開次裸眼段油氣顯示活躍，在鉆井期間全烴峰值高達89.54 %，兼顧氣層壓穩(wěn)和漏層防漏漿柱結構設計困難。為了壓穩(wěn)地層，采取的配套工藝技術措施：①固井施工前，大排量循環(huán)洗井不低于兩個循環(huán)周，充分排凈后效，確保固井施工前有效壓穩(wěn)氣層；②尾漿采用稠化時間短、強度發(fā)展快，“以快制氣”的措施，從而封固顯示活躍的氣層；③固井結束后，采取憋壓候凝的方式，補償因水泥漿水化失重而降低的靜液柱壓力。

(3)油基鉆井液與水泥漿相容性差，混漿接觸增稠明顯，影響固井施工安全。采用高效驅油型抗污染沖洗隔離液：①設計前隔離液25 m3,用于提高沖洗效率，懸掛器中心管處隔離液10 m3，確保鉆具安全；②設計懸掛器中心管鉆桿內隔離液7 m3，套管內隔離液3 m3，防止拔出懸掛器中心管時鉆井液與水泥漿接觸發(fā)生污染，確保固井施工安全。

(4)井斜角大(最大井斜角65.65)，套管居中度和頂替效率不易保障。采取的配套工藝技術措施：①優(yōu)化扶正器安放方案確保套管居中度，從而提高頂替效率；②采用1.2 m3/min的注替施工排量，實現紊流頂替，提高沖洗頂替效率；③采用固井軟件模擬沖洗頂替效率，為施工參數優(yōu)化提供數據支撐。

3 軟件優(yōu)化模擬施工參數

3.1 套管居中度模擬

通過固井軟件模擬，重合段套管居中度為87.9%，裸眼段平均居中度70.4%，封固段平均居中度71.2%。良好的套管居中有利于提高沖洗頂替效率，保障水泥環(huán)均勻性，提高封固段界面膠結質量。

3.2 套管下送到位后循環(huán)降密度模擬

套管下送到位后，以補充膠液的方式分兩個循環(huán)周進行降密度作業(yè)，第1個循環(huán)周鉆井液密度由1.98 g/cm3↓1.95 g/cm3，第2個循環(huán)周鉆井液密度由1.95 g/cm3↓1.91 g/cm3，循環(huán)降密度模擬曲線見圖1。

圖1 循環(huán)降密度模擬曲線圖

由圖1可知，第1個循環(huán)周鉆井液密度由1.98↓1.95 g/cm3,對應圖1中井底靜當量密度的A～B過程，開泵循環(huán)井底動當量密度大于1.98 g/cm3，無需控壓。停泵控壓0.5～2.5 MPa，第1個循環(huán)周井底當量密度為1.980～2.025 g/cm3。第2個循環(huán)周鉆井液密度由1.95↓1.91 g/cm3,對應圖1的井底靜當量密度C～D過程，開泵循環(huán)前期，即圖1中井底動當量密度F點之前，井底動當量密度大于1.98 g/cm3，無需控壓。隨著密度1.91 g/cm3的鉆井液逐漸返至環(huán)空，井底動當量密度、靜當量密度均逐漸降低,即圖1中井底動當量密度下點之后，開泵控壓0.3～0.7 MPa、停泵控壓2.3～5.4 MPa，井底當量密度為1.980～2.005 g/cm3。

3.3 固井施工精細控壓模擬

由表4可知，在整個固井施工過程中，主氣層關注點6 799 m、7 605 m當量密度均大于1.98 g/cm3，確保固井施工過程始終壓穩(wěn)氣層；主漏層關注點5 909 m、7 781 m當量密度均不超過2.03 g/cm3，降低固井施工過程壓漏風險，確保了固井施工全過程壓力平衡，實現了窄密度窗口下長封固段水泥漿一次性上返。

表4 固井施工作業(yè)精細控壓模擬結果

3.4 頂替效率模擬

本開次鉆井排量為1.32 m3/min(鉆井液密度1.98 g/cm3)，?168.3 mm鉆鋌處鉆井液流速為0.64 m/s，按?177.8 mm套管外返速0.64 m/s，對應排量0.9 m3/min。由于固井施工前，鉆井液密度已由1.98 g/cm3降低至1.91 g/cm3，綜合井下實際情況和頂替效率模擬數據，初步設計固井施工注替排量為0.9～1.32 m3/min。

根據固井施工漿柱結構、現場電測裸眼井徑、固井施工參數等，模擬不同注替排量下封固段平均頂替效率，模擬結果如下：注替排量0.9 m3/min，封固段平均頂替效率為92.77 %；注替排量1.2 m3/min，封固段平均頂替效率94.31 %；注替排量1.32 m3/min，封固段平均頂替效率95.54 %。注替排量1.2 m3/min與1.32 m3/min模擬的封固段頂替效率相差不大，綜合考慮封固段頂替效率和井下復雜情況等因素，確定固井施工注替排量為1.2 m3/min。

4 結論

(1)開發(fā)的三凝防竄大溫差水泥漿具有良好的綜合性能。其中領漿稠化時間425 min，領漿頂部靜膠凝43 h起強度；中間漿稠化時間263 min，中間漿頂部靜膠凝29.9 h起強度，72 h抗壓強度21.5 MPa；尾漿稠化時間178 min，尾漿底部靜膠凝5.8 h起強度，168 h抗壓強度53.7 MPa。水泥漿綜合性能滿足固井施工要求。

(2)采用的高效驅油型抗污染沖洗隔離液技術適用性強，具有良好的潤濕反轉、沖洗、抗污染性能，現場應用綜合性能好。

(3)采用三凝防竄大溫差水泥漿體系、高效驅油型抗污染沖洗隔離液技術、精細控壓固井技術，結合固井軟件模擬、優(yōu)化漿柱結構及施工參數等配套工藝技術措施，實現了固井前循環(huán)降密度、注替施工、起鉆、候凝等固井作業(yè)全過程的壓力平衡，確保了窄密度窗口下長封固段水泥漿一次性上返，保障了風險探井雙探6井?177.8 mm+?184.15 mm尾管懸掛固井施工安全和固井質量，現場電測固井質量合格率90.4%，優(yōu)質率47.9%。

(4)雙探6井?177.8 mm+?184.15 mm尾管懸掛固井順利施工，創(chuàng)造了川渝地區(qū)?241.3 mm井眼固井套管最長、井斜角最大、窗口密度最窄等多項新紀錄，為西南油氣田超深井窄密度窗口長封固段固井提供了技術儲備。