自愈合水泥在長慶氣井小間隙長水平井固井中的應(yīng)用

宋有勝，吳學(xué)升，孫富全，魏周勝，李建華

（1.中國石油集團(tuán)海洋工程有限公司渤星公司，天津300451；2.油氣鉆井技術(shù)國家工程實(shí)驗(yàn)室固井技術(shù)研究室，天津300451；3.中國石油長慶油田油氣工藝研究院，陜西西安710018；4.川慶鉆探長慶固井公司，陜西西安710000）

自愈合水泥在長慶氣井小間隙長水平井固井中的應(yīng)用

宋有勝1，2，吳學(xué)升3，孫富全1，2，魏周勝4，李建華1，2

（1.中國石油集團(tuán)海洋工程有限公司渤星公司，天津300451；2.油氣鉆井技術(shù)國家工程實(shí)驗(yàn)室固井技術(shù)研究室，天津300451；3.中國石油長慶油田油氣工藝研究院，陜西西安710018；4.川慶鉆探長慶固井公司，陜西西安710000）

針對蘇里格氣田長水平段Ф114.3 mm生產(chǎn)套管小間隙固井技術(shù)難點(diǎn)和開發(fā)要求，進(jìn)行了提高固井質(zhì)量的技術(shù)對策分析。通過水泥環(huán)完整性分析，優(yōu)化彈性自愈合水泥漿體系，水泥漿體系穩(wěn)定（密度差0.02 g/cm3）、失水量低（小于30 mL），水泥石具有較高的韌性（彈性模量5.1 GPa，泊松比0.19）和自愈合功能。結(jié)合配套工藝技術(shù)和頂替模擬優(yōu)化，水泥漿體系現(xiàn)場應(yīng)用3口井，固井質(zhì)量良好，滿足后期多級壓裂改造的需要，保持水泥環(huán)完整性，為氣田開發(fā)提供關(guān)鍵配套技術(shù)。

氣井水平井；小間隙；固井；水泥環(huán)完整性分析；自愈合水泥；彈性

水平井已成為提高單井產(chǎn)量的重要技術(shù)手段，廣泛應(yīng)用于薄層、低滲透、稠油油氣藏及小儲量邊際油氣藏等的開發(fā)中[1，2]。蘇里格氣田屬于低壓、低滲、低產(chǎn)、低豐度的“四低”氣田，氣藏資源豐富，開發(fā)難度大。2010年以來蘇里格氣田采用了水平井整體開發(fā)的新模式，大量鉆水平井[3，4]，以加快氣田開發(fā)速度，目前已建成30×108m3/a規(guī)模的年產(chǎn)能力。同時，為了進(jìn)一步提高開發(fā)效益，長慶油田對于長水平段水平井嘗試開展Ф114.3 mm套管射孔+水力橋塞壓裂工藝，完井采用下Ф114.3 mm生產(chǎn)套管，水平段固井完井的方式，分段體積壓裂技術(shù)成為增產(chǎn)的必須手段，對固井質(zhì)量提出了更高的要求。由于固井難度和開發(fā)要求較高，首口試驗(yàn)井采用了斯侖貝謝固井技術(shù)，后期綜合分析提高水平井固井質(zhì)量的技術(shù)措施[5－7]研究應(yīng)用國產(chǎn)技術(shù)。

1 長水平段小間隙固井難點(diǎn)和對策分析

蘇里格氣田蘇東南區(qū)上古生界盒8、山1氣藏為低孔、低滲、低壓定容彈性驅(qū)動氣藏。盒8儲層平均有效孔隙度8.7%，平均滲透率0.831×10-3μm2，山1儲層平均有效孔隙度8.2%，平均滲透率0.515×10-3μm2。鄰井靖32-21、32-22井地層壓力27 MPa~28 MPa，預(yù)測目的層段原始地層壓力27.5 MPa，按破裂壓力當(dāng)量密度1.75 g/cm3計算，預(yù)測地層閉合壓力為55 MPa。

試驗(yàn)井一般采用三開井身結(jié)構(gòu)，三開垂深接近3 000 m，斜深4 500 m~4 900 m，水平段設(shè)計段長1 000 m~1 500 m，依據(jù)開發(fā)需要，水平段進(jìn)行分段壓裂改造試驗(yàn)，典型井身結(jié)構(gòu)（見圖1）。

1.1 固井難點(diǎn)分析

固井從技術(shù)難度及施工風(fēng)險主要表現(xiàn)在：（1）下套管遇阻卡風(fēng)險較大，Ф152.4 mm長水平段（1 000 m~ 1 500 m）井眼中Φ114.3 mm套管下入到位存在困難；（2）地層含有裂縫型含氣層，防漏、壓穩(wěn)、防竄是井控安全和提高固井質(zhì)量的基本保證；（3）管柱居中度低，環(huán)空間隙小，注水泥提高頂替效率難度大。水平井段小套管易貼壁下側(cè)而形成窄環(huán)空，且存在固屑沉床，導(dǎo)致在注替水泥漿過程中井眼下側(cè)的鉆井液及濾餅頂替效率較低；為了抑制地層，減少固屑發(fā)生，降低彎曲井眼鉆具在井下的運(yùn)動阻力，鉆井過程中常用油基或混油鉆井液體系，其中的油膜附著在井壁及套管壁上很難清洗干凈，影響界面膠結(jié)質(zhì)量；（4）體積壓裂對水泥環(huán)完整性要求較高。環(huán)空間隙小、水泥環(huán)薄，后期試采及井下增產(chǎn)措施容易造成水泥環(huán)破壞及一二界面二次竄流（微間隙、微裂縫），對封固水泥石力學(xué)性能要求高；（5）Φ114.3 mm套管內(nèi)徑小，管內(nèi)若留有水泥塞，處理難度大且成本高。

圖1 靖31-24H2井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Jing 31-24H2 well structure

1.2 技術(shù)對策

圍繞提高頂替效率和二界面水力密封的質(zhì)量目標(biāo)，居中、壓穩(wěn)、替凈、密封，優(yōu)選固井水泥漿體系，優(yōu)化施工工藝流程和施工參數(shù)，提高頂替效率，保障水泥環(huán)密封完整性，為后續(xù)壓裂改造創(chuàng)造有利井筒條件。

1.2.1 主要技術(shù)措施

（1）模擬套管剛度通井，為套管順利下入創(chuàng)造條件；（2）合理設(shè)計水泥漿密度及流變參數(shù)（常規(guī)密度水泥漿用量及低密度水泥漿密度根據(jù)實(shí)鉆資料具體確定）并結(jié)合工藝措施解決地層漏失問題；（3）合理安放扶正器確保套管居中，為水平井段提高頂替效率創(chuàng)造良好條件；同時采用具有低失水和良好的沉降穩(wěn)定性水泥漿，按壁面剪應(yīng)力固井技術(shù)要求設(shè)計頂替參數(shù)，解決水平井段提高頂替效率問題；（4）采用具有較好洗油功能的沖洗液和具有良好防竄性能的水泥漿（零析水、防竄、增韌、自愈合），解決界面膠結(jié)質(zhì)量問題；（5）應(yīng)用水泥環(huán)完整性分析技術(shù)優(yōu)化水泥漿體系，合理設(shè)計水泥石力學(xué)性能，滿足后期壓裂作業(yè)對水泥環(huán)完整性要求。

1.2.2 沖洗液和水泥漿方案一次上返固井工藝，清水頂替，提高套管漂浮居中度，滿足環(huán)保要求，便于后續(xù)施工。

沖洗液：采用密度為1.03 g/cm3黏性（具有一定的攜屑能力）適用于油基鉆井液的沖洗液，稀釋并紊流沖洗窄邊鉆井液，提高界面膠結(jié)能力，接觸時間達(dá)8 min~ 10 min。

水泥漿體系：采用密度為1.65 g/cm3+1.83 g/cm3彈性自愈合水泥漿，封固段2 200 m~2 400 m，常規(guī)自愈合密度1.83 g/cm3水泥漿進(jìn)入上層套管100 m。自愈合水泥改善水泥石的力學(xué)性能，滿足薄水泥環(huán)體積壓裂要求，同時在油氣作用下封堵竄流通道，預(yù)防長期氣竄。

2 固井水泥漿體系和工藝技術(shù)研究

2.1 水泥環(huán)完整性分析

水平井分段壓裂技術(shù)生產(chǎn)套管投產(chǎn)前往往要承受較高的套管內(nèi)壓，可能導(dǎo)致水泥環(huán)破壞而喪失密封性能，通過分析水泥環(huán)井下受力情況，建立水泥環(huán)應(yīng)力分析力學(xué)模型，定量評價不同水泥石在井下的完整性，同時提出給定井況下水泥石力學(xué)性能指標(biāo)要求，是保證油氣井安全生產(chǎn)的基礎(chǔ)[8]。針對長慶Φ152.4 mm× Φ114.3 mm井眼套管結(jié)構(gòu)，基于彈性力學(xué)理論建立地層-水泥環(huán)-套管系統(tǒng)二維平面應(yīng)變模型，采用巖石力學(xué)摩爾-庫倫準(zhǔn)則判斷水泥環(huán)剪切破壞，最大拉應(yīng)力準(zhǔn)則判斷水泥環(huán)拉伸破壞，位移耦合原理判斷交界面完整性，水泥環(huán)完整性分析，提出在70 MPa套管內(nèi)壓時對水泥石抗拉強(qiáng)度、抗壓強(qiáng)度、泊松比下限和彈性模量上限的要求（見圖2和圖3）。以此為基準(zhǔn)設(shè)計彈性水泥配方，其水泥石力學(xué)性能只要滿足任意一組力學(xué)參數(shù)組合，即可保證70 MPa井口壓力條件下水泥環(huán)完整性，而且隨水泥石彈性增大，對強(qiáng)度的要求有所下降。

圖2 不同泊松比條件下抗拉強(qiáng)度要求和彈模關(guān)系Fig.2 Tensile strength vs.elastic modulus at various poisson ratios

圖3 不同泊松比條件下抗壓強(qiáng)度要求和彈模關(guān)系Fig.3 Compressive strength vs.elastic modulus at various poisson ratios

2.2 沖洗液和水泥漿體系

2.2.1 沖洗液為有效清除水平井鉆井過程中油基鉆井液，沖洗液體系采用洗油性BCS-020L沖洗液體系，體系在較低的返速下即能達(dá)到紊流，具有較強(qiáng)的洗油效果，沖洗效率可達(dá)85%以上[9]。沖洗液驅(qū)油主要是沖洗液中的表面活性物質(zhì)吸附在固井界面滯留物表面，使表面潤濕反轉(zhuǎn)，轉(zhuǎn)化為親水環(huán)境，為水泥環(huán)與固井界面的膠結(jié)提供必要的前提條件。為測試沖洗液體系的潤濕效果，用不同濃度的沖洗液浸泡親油金屬片，然后測定接觸角的變化。隨著沖洗液濃度的增加，蒸餾水在浸泡后的親油金屬片表面接觸角逐漸變小，當(dāng)BCS-020L加量大于5%時完全鋪展，親油界面轉(zhuǎn)化為親水界面，有利于提高洗油效果（見表1）。

表1 BCS-020L不同含量下的接觸角

考慮到水平井固井中，沖洗泥漿產(chǎn)生的固相顆粒在水平段容易發(fā)生沉降，為了提高沖洗液攜帶固相顆粒的能力，在沖洗液中添加BXF-200L降失水劑，提高沖洗液的懸浮能力，沖洗液配方和性能如下。

（1）沖洗液配方：水+10%沖洗劑BCS-020L+15%降失水劑BXF-200L+1.0%緩凝劑BXR-200L+0.1%消泡劑G603。

（2）沖洗液性能：沖洗效率：≥95%，密度：1.03 g/cm3，流變性（常溫）塑性黏度：15 mPa·s，動切力：0.98 Pa。2.2.2彈性自愈合水泥漿體系針對長慶氣井長水平段長慶氣井小間隙固井難點(diǎn)和開發(fā)要求，研究應(yīng)用彈性自愈合水泥。自愈合水泥是一種智能材料，對鏈長低至碳3、碳4的烴類均有響應(yīng)，自愈合劑BCY-200S可以與油氣相互作用產(chǎn)生體積膨脹，若水泥環(huán)出現(xiàn)微間隙或微裂縫，產(chǎn)生油氣竄流時，自愈合材料體積膨脹而堵塞竄流通道，解決固井后環(huán)空帶壓或井口冒氣問題[10，11]。對水泥石裂縫，對比自愈合水泥和非自愈合水泥石在通油和通水情況下的油、水流量變化（見圖4、圖5），自愈合水泥通原油后裂縫12 min愈合。另外，自愈合材料是一種高分子聚合物微球，具有較低的模量，加入水泥漿中可改善水泥石的力學(xué)性能，結(jié)果（見表2），水泥石具有一定變形能力，降低套管徑向膨脹或地層擠壓等外力對水泥石破壞作用，有利于保證水泥環(huán)完整性。

圖4 非自愈合水泥石Fig.4 Seepage flow with non self healing set cement

圖5 自愈合水泥石（裂縫12 min愈合）Fig.5 Seepage flow with self healing set cement

表2 自愈合水泥力學(xué)性能（90℃養(yǎng)護(hù)）

基于彈性自愈合水泥的優(yōu)勢，通過材料顆粒級配合緊密堆積優(yōu)化，長慶氣井試驗(yàn)井固井用彈性自愈合水泥配方如下。

領(lǐng)漿：油井水泥+3%降失水劑BCF-200S+10%自愈合劑BCY-200S+0.7%緩凝劑BCR-210S+20%減輕增強(qiáng)材料BXE-600S+0.3%分散劑CF40S+0.2%消泡劑G603+64%水。

尾漿：油井水泥+2.7%降失水劑BCF-200S+9.5%自愈合劑BCY-200S+0.3%緩凝劑BCR-210S+0.2%消泡劑G603+50%水。

從表3可以看出，該水泥漿體系具有沉降穩(wěn)定性好、低失水、零析水、防氣竄的特點(diǎn)，而且水泥石具有較低的彈性模量和較高的泊松比，尾漿水泥石彈性模量5.1 GPa，泊松比0.19，按照圖2、圖3分析，水泥石抗壓強(qiáng)度達(dá)到23 MPa即可滿足壓裂改造對水泥環(huán)完整性要求。因此，彈性自愈合水泥配方完全滿足長慶氣井小間隙長水平井固井的需要。

表3 彈性自愈合水泥性能

2.3 配套工藝技術(shù)

2.3.1 井眼準(zhǔn)備技術(shù)采用單扶和雙扶通井，若雙扶通井仍不滿足下套管要求，再進(jìn)行三扶通井。通井鉆具結(jié)構(gòu)為：

單扶通井：Φ152.4 mmBit+330×4A20接頭+ Φ101.1 mm鉆鋌（1根）+Φ148Stab+原鉆具組合。

雙扶通井：Φ152.4 mmBit+330×4A20接頭+ Φ101.1 mm鉆鋌（1根）+310×4A21接頭+Φ148Stab+ 330×4A20接頭+Φ101.1 mm鉆鋌（1根）+310×4A21接頭+Φ148Stab+原鉆具組合。

通井到底，提高鉆井液黏切（黏度80 s～100 s）循環(huán)泥漿兩周以上，徹底清除巖屑確保井眼暢通、干凈。并在鉆井液中加入油基潤滑劑、固體潤滑劑及玻璃微珠等，整個水平段全部打“封閉液”，做好套管的順利下入準(zhǔn)備工作。

下套管到底后，配注30 m3高黏泥漿（Ty>14.4 Pa、Ty/Pv≈0.5）清掃水平裸眼段沉砂，確保井眼暢通干凈。

施工前要調(diào)整泥漿性能，降低泥漿的黏切和動切力，要求鉆井液的黏度要小于60 s，動切力要小于5 Pa，要認(rèn)真過篩，含砂量不能大于0.2%。

2.3.2 扶正器方案設(shè)計運(yùn)用CemCADE軟件，確定扶正器的數(shù)量和安放位置，并進(jìn)行優(yōu)化。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況，水平段每兩根套管加放1只剛性扶正器，其他三根套管加1只剛性扶正器。通過計算機(jī)模擬并考慮套管結(jié)箍的居中作用，實(shí)際套管居中大概40%，初步滿足提高頂替效率的需要，效果（見圖6）。

圖6 套管居中度Fig.6 Casing standoff

2.3.3 固井頂替模擬和施工參數(shù)優(yōu)化固井過程中環(huán)空漿柱結(jié)構(gòu)（自上而下）為：鉆井液（密度1.30 g/cm3）+沖洗液（密度1.03 g/cm3）+領(lǐng)漿（密度1.65 g/cm3）+尾漿（密度1.83 g/cm3），清水頂替。根據(jù)鄰井三壓力剖面，取最大孔隙壓力0.896 g/cm3，最小破裂壓力1.75 g/cm3，井眼尺寸按平均井徑擴(kuò)大率10%計算，通過計算機(jī)頂替模擬和施工參數(shù)優(yōu)化，提高頂替效率。按目前井眼套管尺寸并考慮居中度影響，領(lǐng)漿和尾漿水泥漿頂替壁面剪應(yīng)力分別為32.6 Pa和30.8 Pa，均大于15 Pa[2]，環(huán)空泥漿頂替流動性顯示窄變不存在死泥漿區(qū)域（見圖7），有效驅(qū)替泥漿；環(huán)空壓力曲線結(jié)果顯示頂替過程安全（見圖8），壓穩(wěn)、防漏、防竄，頂替排量0.6 m3/min~ 0.3 m3/min，環(huán)空返速1.0 m/s~0.5 m/s，最大井口壓力約21 MPa，最大井底當(dāng)量密度1.7 g/cm3。

圖7 環(huán)空泥漿頂替流動性Fig.7 Drilling fluid fluidity in displacement

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2015年以來，彈性自愈合水泥首次在蘇東59-33 H2井（水平段1 500 m）、蘇東49-62井（水平段900 m）、靖31-24H2井（水平段1 100 m）進(jìn)行了固井作業(yè)。3口井Φ114.3 mm套管均順利下到位，開泵循環(huán)正常，自愈合水泥漿采取批混配注，蘇東49-62井、靖31-24H2頂替時后期壓力偏高，變排量頂替。固井施工順利，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，滿足了后期增產(chǎn)對固井質(zhì)量的要求。蘇東59-33 H2井壓裂14段20簇，割斷破壓明顯，最高壓力50 MPa，層間封隔良好，水泥石力學(xué)性能經(jīng)受后期壓裂改造考驗(yàn)。

4 結(jié)論

（1）氣井水平井和多級體積壓裂技術(shù)是長慶油田增儲上產(chǎn)的一項(xiàng)重要手段，套管射孔+水力橋塞壓裂工藝為固井水泥環(huán)界面膠結(jié)和水泥石力學(xué)性能提出了更高的要求。

圖8 頂替模擬Fig.8 Displacement simulation

（2）針對長慶油田氣井Ф114.3 mm生產(chǎn)套管小間隙長水平井固井，通過水泥環(huán)完整性分析，提出滿足壓裂改造水泥石力學(xué)性能指標(biāo)，優(yōu)化彈性自愈合水泥和驅(qū)油沖洗液體系，水泥漿體系穩(wěn)定、失水量低，水泥石具有較高的韌性和自愈合能力，有利于提高固井質(zhì)量和保證水泥環(huán)完整性。

（3）結(jié)合工藝措施和頂替模擬優(yōu)化，彈性自愈合水泥在長慶氣井Ф114.3 mm生產(chǎn)套管小間隙長水平井固井應(yīng)用3井次，取得良好的應(yīng)用效果，滿足多級壓裂改造的需要，為氣田開發(fā)提供關(guān)鍵配套技術(shù)。

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Self-healing cement applied in long horizontal small clearance section of gas wells in Changqing field

SONG Yousheng1，2，WU Xuesheng3，SUN Fuquan1，2，WEI Zhousheng4，LI Jianhua1，2
（1.CNPC Tianjin Boxing Engineering Science&Technology Co.，Ltd.，Tianjin 300451，China；2.Cementing Technology Research Department of National Engineering Laborotary of Petroleum Drilling Technology，Tianjin 300451，China；3.Oil&Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield，Xi'an Shanxi 710018，China；4.CCDC Changqing Well Cementing Company，Xi'an Shanxi 710000，China）

To deal with the cementing difficulties of a long horizontal small clearance section with Ф 114.3 mm production casing of a gas well,as well as the development requirements for the gas well in Sulige gasfield,a full technical countermeasure analysis is performed to improve the cementing quality.Based on the cement sheath integrity evaluation technology,a ductile and self-healing cement slurry is formulated and optimized with the advantages such as stable slurry（density differential of 0.02 g/cm3）,low fluid losses（less than 30 mL）,aswell as the function of high toughness（elastic modulus of 5.1 GPa and poisson ratio of 0.19）and self-healing of the set cement.Combined with the relative supporting techniques and the displacement simulation for optimization,the ductile and self-healing cement was used to cement 3 wells with high qualified results,which later met the needs of multiple fracturing operations and ensuring to keep the integrity of the cement ring,and it being to act as the key supporting techniques for the development of the gasfield.

horizontal gas well；small clearance；cementing；cement sheath integrity evaluation；self-healing cement；ductility

TE256.6

A

1673-5285（2017）02-0023-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.006

2016－12-31

國家科技重大專項(xiàng)項(xiàng)目“深井超深井優(yōu)質(zhì)鉆井液與固井完井技術(shù)研究”，項(xiàng)目編號：2016ZX05020-004；中國石油天然氣集團(tuán)公司科技開發(fā)計劃項(xiàng)目“復(fù)雜工況條件下固井密封力學(xué)機(jī)理及控制技術(shù)研究”聯(lián)合資助。

宋有勝，男（1966-），天津市人，1988年畢業(yè)于天津大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，獲工學(xué)學(xué)士學(xué)位，高級工程師，現(xiàn)從事固井技術(shù)研究和應(yīng)用工作。