塔河油田橋古區(qū)塊防氣竄固井技術(shù)

高 元 楊廣國 常連玉 高 麗

（1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院，山東東營 257061）

橋古區(qū)塊位于塔里木盆地沙雅隆起雅克拉斷凸構(gòu)造帶，是塔河油田的重要勘探區(qū)塊之一，主要鉆遇地層有第四系、新近系、古近系、白堊系、石炭系、前震旦系，鉆探目的層為前震旦系。該區(qū)塊自2010 年第1 口探井橋古1 井開鉆至今，累計完成6 口井固井施工，優(yōu)良率僅為33%，遠低于塔河油田70%的平均水平，嚴(yán)重制約了該區(qū)塊勘探開發(fā)進程，成為塔河油田主要難點區(qū)塊之一。

1 固井難點

1.1 地層穩(wěn)定性差，易垮塌掉塊

該區(qū)塊白堊系卡普沙良群組深5 500 m 左右，由巴西蓋組、舒善河組、亞格列木組組成，為一套干旱炎熱氣候條件下沉積的陸相紅層，以棕色、棕褐色、褐色粗粒砂巖和泥巖為主，局部夾灰綠色、灰色砂巖、泥巖互層。由于壓實作用及構(gòu)造活動的應(yīng)力作用影響，形成了部分構(gòu)造微裂縫及壓溶縫?？ㄆ丈沉既旱貙幽噘|(zhì)含量高，黏土礦物含量45%～80%，巴西蓋組棕紅色泥巖蒙脫石含量可達黏土礦物總量的60%以上，地層水敏性強，在鉆井、固井過程中，自由水易沿裂縫進入泥頁巖深部，導(dǎo)致泥巖產(chǎn)生膨脹與水化應(yīng)力，改變原有應(yīng)力平衡，進而產(chǎn)生剪切破壞，產(chǎn)生破碎、掉塊與垮塌，造成井徑不規(guī)則［1-2］。

1.2 井眼縮徑，鉆具易阻卡

該區(qū)塊吉迪克組、蘇維依組、庫姆格列木群地層泥巖、膏質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥膏巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖互層發(fā)育。該泥巖層屬“軟泥巖”，在上覆地層壓力和構(gòu)造應(yīng)力的作用下可產(chǎn)生塑性流動，同時地層較多的石膏和鹽具有較強的水化分散性及吸水膨脹性，特別是當(dāng)石膏充填于泥巖粉砂巖孔洞、裂縫中時，在石膏水化分散后，地層失去骨架支撐，引起縮徑。另外，強烈水化后的泥巖混入鉆井液中，造成鉆井液中有害固相增加，鉆井液流變性變差，從而在井壁形成劣質(zhì)濾餅，造成井眼縮小。粉砂巖由于滲透率高，鉆井液濾失量大，易在井壁形成厚厚的濾餅，也會使得井徑縮小，造成該地層段易發(fā)生管具遇阻、黏卡等復(fù)雜情況［3］。

此外，因井眼縮徑造成的環(huán)空間隙變小，容易導(dǎo)致巖屑在縮徑處堆積，造成井眼憋堵，導(dǎo)致施工高泵壓，甚至憋漏地層，嚴(yán)重影響固井質(zhì)量。

1.3 油氣活躍，油氣層壓穩(wěn)困難

該區(qū)塊庫姆格列木群、卡普沙良群、巴什基奇克組油氣水活躍，主要表現(xiàn)為氣測異常層、油斑、油跡、含油水層等油氣顯示［4］。該區(qū)塊井油氣顯示層數(shù)多，分布井段長，油氣層間互，起下鉆作業(yè)中后效較嚴(yán)重，油氣層壓穩(wěn)困難。如QG4 井在井深4 998～ 5 768.79 m之間油氣顯示異常活躍，油氣顯示達22個，各顯示層厚度不均，其中最厚為15.00 m，最薄僅為0.25 m。

2 技術(shù)對策

針對橋古區(qū)塊膏泥巖發(fā)育、油氣水活躍、防漏與壓穩(wěn)困難等問題，通過環(huán)空漿柱結(jié)構(gòu)與流變學(xué)優(yōu)化設(shè)計、優(yōu)選水泥漿體系、改進施工工藝等技術(shù)措施解決該區(qū)塊固井技術(shù)難題。

2.1 井眼準(zhǔn)備

下套管前，使用原鉆具結(jié)構(gòu)通井，消除井內(nèi)臺階，參照電測井徑曲線對縮徑點和井眼曲率變化大的井段反復(fù)認(rèn)真劃眼，確保起下鉆通暢。通井到底后，使用超級纖維有效清潔井眼，清除井底沉砂，并將纖維充分循環(huán)出井。套管下入前，調(diào)整鉆井液性能，但原則上不做大幅調(diào)整，只適當(dāng)降低鉆井液黏度和切力，調(diào)整流變性，以保證井下穩(wěn)定，確保不漏、不涌、不垮塌［5］。待鉆井液性能達到要求后，向裸眼井段加入適量的固體和液體潤滑劑，降低下套管摩阻。嚴(yán)禁裸眼段注入高黏鉆井液作為封閉漿。

2.2 水泥漿體系優(yōu)選

橋古區(qū)塊尾管固井水泥漿密度在1.88～1.92 g/cm3之間，封固段長度為1 000 m 左右。前期使用膠乳防氣竄水泥漿4 井次，其中1 口固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，2口合格，1 口不合格；使用其他防氣竄水泥漿體系2井次，1 口良好，1 口合格；絕大部分井油氣顯示井段封固質(zhì)量為合格或不合格。上述6 口井施工過程中均未出現(xiàn)漏失。因此，從增加水泥漿抗鹽性能，抑制水泥石體積收縮入手，綜合考慮地層巖性特征，改用微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系。該體系中的穩(wěn)定劑包含有超細活性材料，可以增加水泥石密實性，降低水泥石孔隙度與滲透率，增加氣體運移阻力；晶格膨脹劑可有效彌補水泥漿因失水和水化造成的體積收縮；鹽可有效抑制地層黏土礦物的水化膨脹與分散，維持井眼穩(wěn)定，防止井壁坍塌，改善水泥石與地層的膠結(jié)。為應(yīng)對可能出現(xiàn)的漏失情況，室內(nèi)優(yōu)化出不同密度的水泥漿體系，配方如下，性能見表1。

1#：G 級水泥+90%粉煤灰+5%穩(wěn)定劑+4%膨脹劑DZP-2+14%降失水劑DZJ-Y+2%早強劑H+1.0%緩凝劑DZH-2+18%NaCl+133%水；

2#：G 級水泥+4%穩(wěn)定劑+2%膨脹劑DZP-2+5%降失水劑DZJ-Y+0.85%緩凝劑DZH-2+5% NaCl+48%水；

3#：G 級水泥+35%SiO2+4%穩(wěn)定劑+2%膨脹劑DZP-2+5%降失水劑DZJ-Y+0.85%緩凝劑DZH-2+5%NaCl+48%水；

4#：G 級水泥+2%膨脹劑DZP-2+5%降失水劑DZJ-Y+0.5%緩凝劑DZH-2+5%NaCl+44%水。

表1 微膨脹防氣竄鹽水水泥漿綜合性能

由表1 可以看出，微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系流變性好、API 失水低、稠化過渡時間短，SPN 值小于3，防氣竄效果好。室內(nèi)對配方3 進行超聲波實驗，動態(tài)觀察水泥漿發(fā)展?fàn)顩r，直觀地評價水泥石膠凝強度發(fā)展，實驗結(jié)果如圖1 所示。

圖1 微膨脹防氣竄鹽水水泥漿靜膠凝強度發(fā)展曲線

從圖1 可以看出，該體系在靜膠凝強度從48 Pa發(fā)展到240 Pa 時間在5 min 左右，其過渡時間短，降低了因水泥漿失重造成的氣竄風(fēng)險。

2.3 氣竄預(yù)測

水泥漿在候凝期間，按傳壓方式可分為液體傳壓階段、液塑態(tài)孔隙傳壓階段、塑固態(tài)孔隙傳壓階段。其中在液塑態(tài)孔隙傳壓階段，水泥漿靜膠凝強度（SGS）在48～240 Pa 之間，水泥漿內(nèi)部結(jié)構(gòu)力、與套管和井壁的連接力的增加，阻擋了上部液柱壓力的有效傳遞，但其結(jié)構(gòu)強度卻還不足以阻擋氣體的運移，此時因失水造成的體積收縮也不能得到有效補償，各種因素導(dǎo)致該階段氣竄風(fēng)險最大［6-9］。

參考膠凝失水系數(shù)法［6］，并考慮環(huán)空加壓的影響，同時引入分段氣竄預(yù)測模型［10］指導(dǎo)氣層壓穩(wěn)設(shè)計。只考慮水泥漿因膠凝失重和失水造成的壓力損失，前置液按鉆井液近似計算，其壓穩(wěn)系數(shù)GELFL的計算公式為

式中，ρl，ρt，ρm分別為領(lǐng)漿、尾漿、鉆井液的密度，g/cm3；ll，lt，lm分別為領(lǐng)漿、尾漿、鉆井液液柱長度，m；pr為通過井口對環(huán)空液柱施加的壓力，MPa；pls為領(lǐng)漿最大膠凝失重，MPa；pts為尾漿最大膠凝失重，MPa；pfl為失水失重，MPa；pg為氣層壓力，MPa。

該壓穩(wěn)設(shè)計中，水泥漿為雙凝體系，短候凝高早強尾漿封固油氣層段，領(lǐng)、尾漿靜膠凝強度呈階梯狀發(fā)展，在尾漿靜膠凝強度達到240 Pa 時，領(lǐng)漿的靜膠凝強度小于48 Pa。領(lǐng)、尾漿最大膠凝失重分別發(fā)生在SGS 為48 Pa 和240 Pa 時，計算公式為

式中，Dh，Dp分別為井眼直徑和套管外徑，mm。

當(dāng)式（3）計算的尾漿膠凝失重大于尾漿段初始液柱壓力時，pts為尾漿初始液柱壓力與該段凈水壓力之差

式中，ρw為水的密度，g/cm3。

因失水造成的失重pfl為

式中，Aj為井眼在水泥漿段裸眼面積，cm2；t1為水泥漿靜膠凝強度達到48 Pa 時間，min；t2為水泥漿靜膠凝強度達到240 Pa 時間，min；qt為水泥漿在過渡階段單位面積上的失水速率，mL/（cm2·min）；Cf為水泥漿體積壓縮系數(shù)，2.6×10-2m3/MPa。

若GELFL 值大于1，則表明環(huán)空水泥漿靜液柱壓力在尾漿靜膠凝強度為240 Pa 時，可以壓穩(wěn)氣層；若GELFL 值小于1，則表明氣層未壓穩(wěn)，發(fā)生氣竄的可能性大。

2.4 固井技術(shù)措施

（1）使用雙凝水泥漿體系，緩凝領(lǐng)漿保證傳遞上部液柱壓力；速凝尾漿在氣層段形成高早強水泥環(huán)控制氣竄，上返至油氣層頂部以上50～100 m［11］。

（2）使用抗高溫鹽水研磨型沖洗液（密度1.07 g/cm3）和抗高溫鹽水加重隔離液（密度1.50 g/cm3）相結(jié)合的MS 前置液體系，沖洗液低返速下易達到紊流頂替，低黏高切加重隔離液可有效驅(qū)替鉆井液并有效隔離水泥漿，前置液紊流接觸時間不少于10 min，或占環(huán)空高度不低于300 m。

（3）使用固井軟件模擬，套管鞋以上200 m 每2根套管放一個樹脂旋流剛性扶正器，油氣層段旋流剛性扶正器和彈性扶正器交替安放，每5 根套管安放一只扶正器，現(xiàn)場根據(jù)實際井徑對扶正器進行調(diào)整優(yōu)化，確保套管居中度大于70%。

（4）采用紊流—塞流復(fù)合頂替技術(shù)，在沖洗液出套管時即達到紊流頂替，施工后期降低排量，使用塞流頂替。

（5）采用大陸架NSSX-C ?244.5 mm×?177.8 mm 內(nèi)嵌式懸掛器，并在主要層段使用樹脂旋流剛性扶正器。

（6）替漿到位后，上提立柱3 柱，先大排量正循環(huán)2 周，再反循環(huán)2 周，最后關(guān)井憋壓候凝。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

使用微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系，結(jié)合使用新型分段壓穩(wěn)氣竄預(yù)測模型在橋古區(qū)塊使用2口井，固井質(zhì)量均為優(yōu)質(zhì)。下面以S53-1 井?177.8 mm 尾管固井為例詳細介紹固井情況。

S53-1 井是一口油藏評價井。該井?215.9 mm鉆頭從4 786.00 m 鉆至5 692.00 m 中完，套管下深5 691.63 m，懸掛器位于4 673.82～4 679.34 m。該井在庫姆格列木群和卡普沙良群地層鉆遇油氣顯示層位14 個，氣層活躍，通井下鉆到底循環(huán)有后效，固井壓穩(wěn)與防漏難度大。雖然該井三開在下套管前使用超級纖維攜砂清洗井眼，但裸眼段經(jīng)過長時間浸泡后，井壁濾餅厚；多次通井作業(yè)后，測井曲線顯示下部油氣層段井徑擴徑嚴(yán)重，且存在“糖葫蘆”井眼，使得固井質(zhì)量難以保證。通過地層承壓能力分析和分段壓穩(wěn)預(yù)測模型計算，設(shè)計隔離液密度1.50 g/cm3，領(lǐng)漿密度1.92 g/cm3，封固段為4 473～5 000 m；尾漿密度1.92 g/cm3，封固段為5 000～5 691.63 m，利用式（1）～（5）計算的GELFL 壓穩(wěn)系數(shù)為1.09。水泥漿主要性能如表2 所示。

表2 S53-1 井?177.8 mm 尾管固井水泥漿性能

該井固井施工注入沖洗液4 m3，隔離液8 m3，領(lǐng)漿31 m3，尾漿15 m3；替漿前期大排量2 m3/min 頂替，替漿至最后5 m3左右排量降至0.5 m3/min 頂替至碰壓；替漿結(jié)束后先正循環(huán)2 周，循環(huán)排量2 m3/min；然后反循環(huán)2 周，排量0.8 m3/min，關(guān)井憋壓候凝16 h，壓力0.2 MPa，然后開井候凝24 h 后下鉆探掃塞，測聲幅。聲幅測井解釋結(jié)果為優(yōu)秀井段占69.2%，良好井段占27.1%，綜合評定為優(yōu)質(zhì)。

4 結(jié)論

（1）微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系具有API 失水小于50 mL、24 h 抗壓強度大于14 MPa、防氣竄效果好等特點，可滿足橋古區(qū)塊泥巖、膏巖層固井對水泥漿性能的要求。

（2）考慮井筒加壓對氣層壓穩(wěn)的影響，結(jié)合GELFL 系數(shù)法和新型防氣竄預(yù)測模型指導(dǎo)橋古區(qū)塊固井壓穩(wěn)設(shè)計，現(xiàn)場應(yīng)用2 口井均取得良好效果，尾管固井均評為優(yōu)質(zhì)，有效解決了橋古區(qū)塊氣層尾管固井難題。

（3）針對氣井固井，建議加強水泥石腐蝕和水泥環(huán)長期穩(wěn)定性研究。

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