HFY油田高壓鹽膏層固井技術(shù)

聶 臻許岱文鄒建龍齊奉中

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油伊拉克地區(qū)公司，迪拜 500486；3.天津中油渤星工程科技股份有限公司，天津 300451； 4.中國石油鉆井工程技術(shù)研究院，北京 100195）

HFY油田高壓鹽膏層固井技術(shù)

聶 臻1許岱文2鄒建龍3齊奉中4

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油伊拉克地區(qū)公司，迪拜 500486；3.天津中油渤星工程科技股份有限公司，天津 300451； 4.中國石油鉆井工程技術(shù)研究院，北京 100195）

引用格式：聶臻，許岱文，鄒建龍，等.HFY油田高壓鹽膏層固井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（6）：39-43.

針對伊拉克HFY油田?244.5 mm套管高壓鹽膏層封固段長（2 000 m左右）、孔隙壓力高（2.15～2.20 g/cm3）、安全固井窗口窄（0.08 g/cm3）、封固段溫度低（30～70 ℃）等特點(diǎn)，以及前期固井中存在的問題開展實(shí)驗(yàn)研究，確定了密度為2.28 g/cm3的抗鹽高密度水泥漿最佳鹽摻量為10%～15%（BWOW），根據(jù)加重劑的特點(diǎn)及緊密堆積可壓縮堆積模型、固相需水量的計(jì)算及實(shí)驗(yàn)評價(jià)，確定該密度下加重劑赤鐵礦與BCW500S的合理組成（4∶1）及摻量（80%～83%（BWOC）），引入了抗鹽羧酸鹽類分散劑，優(yōu)化降濾失劑的摻量從10%降至6%～8%（BWOW），形成的HFY高密度抗鹽水泥漿體系具有漿體穩(wěn)定性及流變性能好、稠化時(shí)間可控、低溫下早期抗壓強(qiáng)度發(fā)展快等特點(diǎn)，結(jié)合固井方案的優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了?244.5 mm套管固井由雙級固井簡化為單級固井，且固井質(zhì)量顯著提高。28口井的成功應(yīng)用表明該項(xiàng)技術(shù)較好地解決了窄密度窗口高壓鹽膏層的固井難題。

固井；高壓鹽膏層；窄密度窗口；水泥漿優(yōu)化；鹽摻量；加重劑

高壓鹽膏層固井一直是世界性的技術(shù)難題，這是由于鹽巖的高度水溶性、可塑性以及高礦化度，在注水泥過程中鹽膏層和鹽水層中的鹽及金屬離子如Ca2+，Mg2+等會溶入水泥漿，導(dǎo)致水泥漿產(chǎn)生閃凝、促凝、密度升高、緩凝或稠而不凝等性能變化，為固井施工帶來風(fēng)險(xiǎn)，影響固井膠結(jié)質(zhì)量［1］。伊拉克HFY油田1 400～1 950 m的Lower Fars高壓鹽膏層，主要由鹽、膏、黏土等礦物的夾層組成，1 500～1 650 m存在高壓鹽水層，孔隙壓力高達(dá)到2.20 g/cm3，鉆井液密度2.25 g/cm3；由于破裂壓力在2.38～2.45 g/ cm3的范圍內(nèi)，固井水泥漿密度僅能設(shè)計(jì)為2.28～2.30 g/cm3，復(fù)雜的井眼條件導(dǎo)致Lower Fars高壓鹽膏層?244.5 mm套管固井存在漏失、竄流、井口帶壓及固井質(zhì)量差等問題。中方接手該油田后，根據(jù)該區(qū)塊資源國的習(xí)慣做法，考慮到窄密度窗口鹽膏層固井的風(fēng)險(xiǎn)，沿用了伊方雙級固井方案，但從實(shí)施結(jié)果看，即使采用雙級固井，一、二級固井質(zhì)量仍然沒有得到有效改善。分析固井存在的問題，認(rèn)為固井工藝措施相對合理，導(dǎo)致固井質(zhì)量差的主因是抗鹽高密度水泥漿存在稠化時(shí)間長、穩(wěn)定性及流變性能差、抗壓強(qiáng)度發(fā)展緩慢等問題，故參考相關(guān)文獻(xiàn)［2-8］，針對現(xiàn)場密度為2.28 g/cm3的抗鹽水泥漿從鹽摻量、加重劑的組成及摻量、抗鹽分散劑及降濾失劑摻量以及固井工藝等方面開展研究，通過優(yōu)化水泥漿的配方設(shè)計(jì)顯著提高了高密度水泥漿的綜合性能，從而簡化了固井工藝，有效改善了固井質(zhì)量。

1　前期固井存在問題

HFY油田井身結(jié)構(gòu)見圖1，?244.5 mm套管下至1 945 m。前期?244.5 mm套管固井采用雙級固井，分級箍放置在上層套管約1 100 m左右，水泥漿密度2.28～2.3 g/cm3，一級固井水泥漿返至上層套管內(nèi)100 m，二級固井水泥漿返至地面。前期固井CBL/VDL測井圖分析顯示，總體固井質(zhì)量較差，一級固井CBL 20%～60%，二級固井CBL 30%～70%。為提高固井質(zhì)量，針對前期幾口井存在循環(huán)時(shí)間短、洗井排量小等問題，在后續(xù)的固井中，一級固井通井時(shí)大排量循環(huán)，套管下到位后充分循環(huán)，固井前降低鉆井液黏度至65～70 s以內(nèi)，加大預(yù)沖洗液的量至30～35 m3，同時(shí)設(shè)計(jì)5 m3密度為1.20 g/cm3沖洗液+8 m3密度為2.20 g/cm3的隔離液以提高頂替效率；二級固井時(shí)，增大循環(huán)排量至2.4～2.6 m3/min，大排量洗井4 h，為增大密度差，固井前鉆井液密度由原來的1.60 g/cm3降至1.45 g/cm3，加大沖洗液量到40 m3，從現(xiàn)場替漿返漿可以看出鉆井液、前置液、水泥漿界面清晰，說明一、二級固井頂替效果都十分理想，但固井質(zhì)量提高并不明顯。綜合分析認(rèn)為?244.5 mm套管固井從工藝上進(jìn)行了充分準(zhǔn)備，措施到位，導(dǎo)致固井質(zhì)量較差的主要原因?yàn)椋海?）由于地層安全密度窗口窄，鉆井液密度高，為防止固井過程中的漏失，頂替排量較低；（2）鉆井液與固井水泥漿密度差?。唬?）抗鹽高密度水泥漿由于密度高，鹽摻量大，存在水泥漿稠化時(shí)間長、穩(wěn)定性及流變性較差、抗壓強(qiáng)度發(fā)展緩慢（77.8 ℃下15 h才起強(qiáng)度，上部井段24 h無強(qiáng)度）等問題，要求開展抗鹽高密度水泥漿固井優(yōu)化設(shè)計(jì)及研究以提高固井質(zhì)量。

圖1　HFY油田水平井井身結(jié)構(gòu)

2　抗鹽高密度水泥漿的優(yōu)化

2.1鹽摻量優(yōu)化

鹽膏層固井采用抗鹽水泥漿的主要目的是為了抑制鹽巖沖蝕、鹽層溶解，以防止水泥漿性能受鹽及高價(jià)金屬離子的污染導(dǎo)致性能惡化［9］。實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行不同含鹽量高密度水泥漿對鹽巖溶解速率的影響實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖2。目前HFY油田?244.5 mm套管固井頂替排量基本在1～1.15 m/s（1.18～2.0 m3/min）。從圖2可以看出，不含鹽的水泥漿沖蝕鹽層的溶解速率為0.04 kg/（s·m2），但含鹽15%～20%的水泥漿沖蝕鹽層的溶解速率僅為0.009～0.018 kg/（s·m2），說明鹽膏層溶解對鹽水水泥漿的污染較小，故鹽膏層固井需要采用高密度抗鹽水泥漿體系。

圖2　不同鹽摻量下水泥漿對鹽巖溶解速率的影響

鹽摻量對水泥漿性能有著復(fù)雜的影響。對普通水泥漿而言，隨著水泥漿中鹽摻量的增大，水泥漿的流變和失水控制性能將發(fā)生明顯惡化；對高密度水泥漿而言，鹽摻量對水泥漿性能的影響卻少見報(bào)道，因此通過評價(jià)不同鹽摻量對高密度水泥漿主要性能的影響，來確定特定高密度水泥漿的最佳鹽摻量。模擬井下條件（60 ℃、30 MPa），針對密度2.28 g/cm3的水泥漿進(jìn)行鹽摻量分別為0、5%、10%、15%、20%、25%、30%（BWOW）的綜合性能評價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3～圖6。由圖3可看出，當(dāng)鹽摻量超過15%時(shí)，水泥漿流變性能變差，故從水泥漿流變性能控制的角度，水泥漿鹽摻量不宜超過15%；從圖4可看出，當(dāng)鹽摻量超過15%時(shí)，水泥漿濾失量增大的趨勢明顯，故從API濾失量的角度，鹽濃度不宜超過15%；從圖5可看出，當(dāng)鹽摻量低于5%時(shí)稠化時(shí)間隨鹽摻量的增加趨于縮短，當(dāng)鹽摻量高于20%時(shí)稠化時(shí)間延長，稠化曲線有明顯波動(dòng)，且實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象表明有嚴(yán)重的包芯現(xiàn)象，因此從稠化時(shí)間控制的角度，鹽摻量不宜超過15%；從圖6可看出，當(dāng)鹽摻量低于15%時(shí)，水泥石在70 ℃及30 ℃下抗壓強(qiáng)度逐漸增加，但當(dāng)鹽摻量超過20%時(shí)，水泥石抗壓強(qiáng)度大幅下降，特別是低溫30 ℃下，抗壓強(qiáng)度下降近42%。綜合分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果，并考慮注水泥過程中鹽溶入水泥漿的能力，推薦密度2.28 g/cm3的抗鹽水泥漿鹽摻量為10%～15%（BWOW）。

圖3　水泥漿流變性能隨鹽摻量的變化

圖4　水泥漿濾失量隨鹽摻量的變化

圖5　水泥漿稠化時(shí)間隨鹽摻量的變化

圖6　水泥漿抗壓強(qiáng)度隨鹽摻量的變化

2.2加重劑優(yōu)選

加重劑對高密度水泥漿的沉降穩(wěn)定性、流變性能、抗壓強(qiáng)度等性能有較大影響。針對現(xiàn)場目前使用的密度2.28 g/cm3的抗鹽高密度水泥漿存在切力低、穩(wěn)定性及流變性較差、早期強(qiáng)度發(fā)展慢等特點(diǎn)，以現(xiàn)場主要采用的加重劑赤鐵礦粉（比表面積382.8 cm2/g、密度4.8～5.0 g/cm3）為基礎(chǔ)［10］，考慮到加重劑BCW500S具有密度高（4.8～5.0 g/cm3）、顆粒細(xì)（粒徑范圍0.1～10 μm）、球形度好、自身懸浮性好、在水泥漿中流動(dòng)阻力小等特點(diǎn)，在加重材料中引入加重劑BCW500S。法國混凝土專家De Larrand提出緊密堆積可壓縮堆積模型［9］（Compressive Packing Model，CPM），其創(chuàng)新之處在于區(qū)分了虛擬堆積密實(shí)度和真實(shí)堆積密實(shí)度，建立了虛擬堆積密實(shí)度與堆積過程的關(guān)系，引入壓實(shí)系數(shù)。本研究根據(jù)該模型進(jìn)行水泥漿+赤鐵礦+BCW500S的緊密堆積設(shè)計(jì)。

根據(jù)水泥干灰中水泥、赤鐵礦粉和BCW500S的粒徑分布（圖7），設(shè)計(jì)了5種密度2.28 g/cm3的水泥漿固相配方，用以上模型計(jì)算出其固相組成的堆積密度并進(jìn)行水泥漿性能評價(jià)，結(jié)果見表1。計(jì)算結(jié)果表明，配方1～3堆積密度較高；從水泥漿流變性能、穩(wěn)定性及強(qiáng)度評價(jià)結(jié)果可看出，配方3水泥漿具有更好的綜合性能及性價(jià)比，故確定配方3為緊密堆積的最佳方案，推薦加重劑組成及配比為4∶1的赤鐵礦粉和BCW500S，摻量為83%（BWOC）。

圖7　水泥、赤鐵礦、BCW-500S粒徑分布圖

表1　不同固相組成的水泥漿堆積密度及水泥漿性能

2.3分散劑優(yōu)選

現(xiàn)場水泥漿前期選用的分散劑為常用的聚萘磺酸鹽或酮醛縮合物，在不含鹽或低濃度鹽水水泥漿中具有較好的分散效果，但在高濃度鹽水水泥漿中分散效果不佳，特別是用在高固相含量的高密度水泥漿中分散效果差，水泥漿觸變性強(qiáng)，靜置后膠凝強(qiáng)度明顯升高，給固井施工帶來極大的安全隱患。為此開發(fā)了一種接枝型聚羧酸類高效抗鹽分散劑，該分散劑與其他主要類型的分散劑對抗鹽高密度水泥漿流變性能的影響結(jié)果見表2。從表2可以看出，新分散劑具有顯著降低高含鹽體系由“橋接”作用形成的物理網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的能力，從而保證水泥漿在靜置一段時(shí)間后仍具有較低的膠凝強(qiáng)度。

表2　不同分散劑對抗鹽高密度水泥漿流變性能的影響

2.4降濾失劑摻量

現(xiàn)場水泥漿選用的抗鹽降濾失劑為AMPS水溶性多元共聚物，是目前國內(nèi)外應(yīng)用最為廣泛的抗鹽降濾失劑，這種聚合物在合成過程中引入了不同性能的活性基團(tuán)，因此有降濾失、分散減阻、自調(diào)凝、抗鹽及高價(jià)離子污染等功能，當(dāng)鹽濃度達(dá)到飽和條件時(shí)，仍能將水泥漿的濾失控制在150 mL以內(nèi)。但這種共聚物大分子鏈上的酰銨基團(tuán)（—CONH2）在溫度升高時(shí)會有部分水化分解為羧基（—COO-），導(dǎo)致水泥漿稠化時(shí)間延長，抗壓強(qiáng)度發(fā)展減緩，特別是對長封固段固井中低溫井段水泥漿抗壓強(qiáng)度的發(fā)展具有較大的影響。通過降低鹽摻量、加重劑配比及分散劑的優(yōu)化，將降濾失劑的摻量從10%降至6%～8%，但API濾失量仍滿足小于100 mL的要求，從而有利于水泥漿綜合性能的提高。

通過以上實(shí)驗(yàn)研究，得到HFY油田密度2.28 g/ cm3的一級固井高密度抗鹽水泥漿的配方。

領(lǐng)漿配方：G級油井水泥+67%赤鐵礦粉+16%BCW-500S+6.0%降濾失劑+3.0%分散劑+0.5%緩凝劑+0.2%消泡劑+10%鹽（BWOW）+水。

尾漿配方：G級油井水泥+67%赤鐵礦粉+16%BCW-500S+6.0%降濾失劑+3.0%分散劑+0.3%緩凝劑+0.2%消泡劑+15%鹽（BWOW）+水。

領(lǐng)漿及尾漿的綜合性能見表3?？梢钥闯?，領(lǐng)漿與尾漿綜合性能好，滿足抗鹽、合適的濾失量、零游離液、短過渡、防竄性好、低溫下早期強(qiáng)度發(fā)展快等要求，特別是30 ℃條件下48 h抗壓強(qiáng)度可達(dá)到7.8 MPa，有利于提高封固段上部井段的封固質(zhì)量。

表3　HFY抗鹽高密度水泥漿的綜合性能

3　?244.5mm套管鹽膏層固井工藝優(yōu)化

抗鹽高密度水泥漿綜合性能的提高使?244.5mm套管固井由二級固井簡化為一級固井成為可能。根據(jù)?244.5 mm套管井身結(jié)構(gòu)及地層壓力特點(diǎn)，制定了一級固井方案，主要措施為：（1）固井前2次通井，通井后用稠漿清掃井底，按鉆井最大排量循環(huán)鉆井液至少2周，同時(shí)活動(dòng)鉆桿，直至進(jìn)出口鉆井液密度一致且井口壓力穩(wěn)定；（2）直井裸眼段3根套管加1只扶正器，套管重合段每4根套管加1只扶正器，保證居中度大于67%；（3）套管下放速度控制在45 s/根，允許掏空深度不超過300 m；套管下至井底，以鉆進(jìn)最大排量循環(huán)鉆井液至少2周，直至進(jìn)出口鉆井液密度一致且井口壓力穩(wěn)定；（4）固井前調(diào)整鉆井液動(dòng)切力小于15 Pa，塑性黏度小于75 mPa·s；（5）注水泥漿體結(jié)構(gòu)為5 m3密度1.20 g/cm3的沖洗液+8 m3密度2.20 g/cm3隔離液+密度2.28 g/cm3的領(lǐng)漿+密度2.28 g/cm3的尾漿（尾漿設(shè)計(jì)返至上層套管內(nèi)100 m）；（6）頂替參數(shù)設(shè)計(jì)如表4所示，根據(jù)該參數(shù)，固井過程中最大排量下的井底最大動(dòng)態(tài)壓力當(dāng)量密度為2.37 g/cm3，滿足防止漏失的要求。

表4　?244.5 mm套管固井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

以HF055-M55ML井為例，該井?311.2 mm井段完鉆鉆井液為密度2.25 g/cm3的KCl飽和鹽水聚合物鉆井液，?244.5 mm套管下深1 939.5 m，采用密度2.28 g/cm3的雙凝水泥漿進(jìn)行一級固井，尾漿經(jīng)過鹽膏層返至上層套管100 m，封固段長616.5 m，領(lǐng)漿返至地面，封固段長1 323 m。套管下到位后，固井前充分循環(huán)，并將鉆井液漏斗黏度降到80 s以下，動(dòng)切力降到15 Pa以下；固井過程中，注漿排量為0.6～0.7 m3/min，替漿排量1.8～2.1 m3/min，后期為防止漏失，將排量降到1.2～1.5 m3/min，最后3 m3替漿排量降為0.6 m3/min，進(jìn)行碰壓。整個(gè)固井過程水泥漿混配容易，密度控制均勻，頂替順暢，無井漏及溢流的發(fā)生。該井CBL/VDL顯示全井段封固質(zhì)量優(yōu)良，CBL平均值在10%～15%，鹽層、部分泥頁巖層平均在5%～15%，上部井段及套管鞋等關(guān)鍵層位CBL平均值在10%～20%，固井后井口不帶壓，無竄流。目前該套水泥漿體系及工藝已成功應(yīng)用28口井。

4　結(jié)論

（1）鹽摻量對水泥漿的綜合性能具有較大影響，抗鹽高密度水泥漿最佳鹽摻量可通過評價(jià)不同鹽摻量下水泥漿流變性能、稠化時(shí)間、抗壓強(qiáng)度以及濾失量等綜合性能來確定。本研究通過對密度為2.28 g/ cm3的抗鹽高密度水泥漿綜合性能的評價(jià)，確定的最佳鹽摻量為10%～15%（BWOW）。

（2）抗鹽高密度水泥漿加重劑的組成可根據(jù)水泥漿的密度及加重劑的特性進(jìn)行選擇，采用可壓縮堆積模型進(jìn)行堆積密度的計(jì)算可確定高密度固相組分的組成及摻量。本研究對于密度為2.28 g/cm3的抗鹽高密度水泥漿加重劑推薦合適的加重劑為4∶1的赤鐵礦與BCW500S，摻量為80%～83%（BWOC）。

（3）通過對抗鹽高密度水泥漿外加劑優(yōu)選、水泥漿配方及施工參數(shù)的優(yōu)化，可實(shí)現(xiàn)封固段為2 000 m窄密度窗口下高壓鹽膏層固井由雙級簡化為單級，固井施工順利。

（4）目前該套抗鹽高密度水泥漿體系及固井施工工藝已成功應(yīng)用28口，固井質(zhì)量優(yōu)良，解決了前期高壓鹽膏層固井中存在的各種問題，是大井眼窄密度窗口異常高壓鹽膏層固井的一次成功嘗試。

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（修改稿收到日期 2015-10-11）

〔編輯 朱 偉〕

Cementing technology for high-pressure salt-anhydrate bed in HFY Oilfeld

NIE Zhen1，XU Daiwen2，ZOU Jianlong3，QI Fengzhong4
（1.Research Institute of Petroleum Exploration & Deνelopment，Beijing 100083，China； 2. Iraq Regional Company，CNPC，Dubai 500486，UAE；3. Tianjin Boxing Engineering & Technology Co. Ltd.，CPOE，Tianjin 300451，China；4. Drilling Engineering and Technology Research Institute，CNPC， Beijing 100195，China）

In light of the characteristics of long cementing section（about 2 000 m） of ?244.5 mm casing in high-pressure saltanhydrate bed in HFY Oilfield of Iraq，high pore pressure（2.15～2.20 g/cm3），narrow safe cementing window（0.08 g/cm3）and low cementing section temperature（30～70 ℃），as well as the problems existing in previous cementing operation，the test and research have been carried out，the optimal salt concentration for salt-tolerant high-density cement slurry of which the density is 2.28 g/cm3has been determined as 10%～15%（BWOW）. In light of the characteristics of weighting and close packing compressible packing model and through calculation and evaluation of solid-phase water demand，the reasonable composition of weighting hematite and BCW500S（4∶1） as well as the concentration（80%～83%（BWOC） ） under such density have been determined. The salt-tolerant carboxylate based dispersant has been introduced，the concentration of filtration loss reducer has been optimized from 10% to 6%～8%（BWOW），and the HFY high-density salt-tolerant cement slurry system so formed has the characteristics such as high slurry stability，good rheological property，controllable thickening time，and quickly-developing early-stage compression strength at low temperature. On the basis of the optimization of cementing program，the cementing of ?244.5 mm casing is simplified from double-stage cementing to single-stage cementing，and the cementing quality is obviously improved. The successful application in 28 wells indicates that，this technology settles the cementing difficulty in high-pressure salt-gypsum bed with narrow-density window.

cementing； high-pressure salt-anhydrate bed； narrow-density window； cement slurry optimization； salt concentration；weighting agent

TE256

B

1000-7393（ 2015 ） 06-0039-05 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.010

聶臻，1969年生。1991年畢業(yè)于西南石油學(xué)院應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)從事鉆井及固井技術(shù)的研究，高級工程師。電話：010-83595 606。E-mail：niezhen@petrochina.com.cn。