龍鳳山氣田易漏失井固井工藝技術(shù)研究與應(yīng)用

馬艷超

(中石化東北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，吉林 長(zhǎng)春 130062)

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龍鳳山氣田易漏失井固井工藝技術(shù)研究與應(yīng)用

馬艷超

(中石化東北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，吉林 長(zhǎng)春 130062)

龍鳳山氣田屬于典型的裂縫性儲(chǔ)層，鉆井過(guò)程中漏失問(wèn)題突出。該氣田地層壓力系數(shù)低、氣層活躍、井壁穩(wěn)定性差，固井難度較大。針對(duì)本區(qū)塊特點(diǎn)，強(qiáng)化固井工藝措施，做好鉆完井過(guò)程的防漏、承壓堵漏工作，優(yōu)選完井方法，采用變排量頂替工藝技術(shù)，開展低密度水泥漿體系優(yōu)選研究，合理設(shè)計(jì)漿柱結(jié)構(gòu)，有效地解決了固井過(guò)程中的漏失和候凝期間氣竄等問(wèn)題，保證了固井質(zhì)量，實(shí)現(xiàn)了油層的有效封固，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果良好。

漏失；固井；平衡壓力；低密度水泥漿；承壓堵漏；氣竄；中空玻璃微珠

龍鳳山氣田是中石化東北油氣分公司部署在長(zhǎng)嶺斷陷北正鎮(zhèn)斷階帶的重點(diǎn)探區(qū)，預(yù)測(cè)天然氣儲(chǔ)量234.32×108m3，含氣面積64.87 km2。北2井、北201井的發(fā)現(xiàn)證實(shí)了長(zhǎng)嶺斷陷仍然具有較大的資源基礎(chǔ)，是東北油氣分公司重要的天然氣儲(chǔ)量接替區(qū)。

龍鳳山氣田位于北正鎮(zhèn)斷階帶東南端，目的層為登婁庫(kù)組、營(yíng)城組、沙河子組，為火山巖和碎屑巖儲(chǔ)層，構(gòu)造斷裂活動(dòng)時(shí)間長(zhǎng)，存在切穿多套地層單元的斷裂和層間斷裂發(fā)育，且發(fā)育復(fù)雜；層間不整合接觸較多，地質(zhì)條件復(fù)雜多變、屬于典型的裂縫性儲(chǔ)層，鉆完井過(guò)程中井漏問(wèn)題突出，同時(shí)油氣顯示非?；钴S且分布段長(zhǎng)，全井封固、壓穩(wěn)和漏失的矛盾突出。

針對(duì)龍鳳山氣田大部分井在鉆完井期間發(fā)生不同程度的漏失，通過(guò)對(duì)承壓堵漏工藝的不斷改進(jìn)，完善完井方式以及優(yōu)化頂替工藝，優(yōu)選固井水泥漿體系，形成了一套解決龍鳳山氣田漏失井固井質(zhì)量問(wèn)題的工藝技術(shù)。

1 固井難點(diǎn)分析

1.1 固井封固段長(zhǎng)

龍鳳山氣田的主要目的層位為營(yíng)城組，井深全部在3500 m以深，最深達(dá)4381 m，長(zhǎng)裸眼段固井施工具有很大的難度。首先，長(zhǎng)裸眼段水泥漿注替量大，施工時(shí)間長(zhǎng)，對(duì)固井設(shè)備要求高；其次，長(zhǎng)裸眼段可能存在幾個(gè)壓力系統(tǒng)，可能同時(shí)存在多個(gè)低壓易漏的漏失層，壓穩(wěn)防漏矛盾突出；第三，封固段上下溫差大，井底靜止溫度均在115 ℃以上，最高達(dá)到130.98 ℃，水泥漿頂部強(qiáng)度發(fā)展緩慢，水泥環(huán)強(qiáng)度發(fā)展不均勻，同時(shí)，后續(xù)要進(jìn)行壓裂施工等作業(yè)，對(duì)水泥漿彈韌性等性能要求高[1]。

1.2 井眼條件差

一方面龍鳳山構(gòu)造泉頭組及以上地層井壁穩(wěn)定性差，井壁失穩(wěn)現(xiàn)象嚴(yán)重，井徑擴(kuò)大率較大且不規(guī)則；另一方面，鉆井周期長(zhǎng)，頻繁地起下鉆、堵漏，處理各種復(fù)雜情況使井況復(fù)雜，井徑擴(kuò)大率嚴(yán)重超標(biāo)。以北201-1井為例，井徑擴(kuò)大率最大處達(dá)到65.41%，全井平均井徑擴(kuò)大率16.30%，同時(shí)存在多處縮徑井段，井徑不規(guī)則。井徑擴(kuò)大率大，套管的居中度和水泥漿的流型變差，影響水泥漿的頂替效率[2]；井徑不規(guī)則，在大井眼處存在“死泥漿”和沉砂，驅(qū)替干凈“大肚子”井眼的泥漿非常困難，影響水泥漿頂替效率和施工安全。

1.3 漏失

龍鳳山氣田在鉆井過(guò)程中井漏情況經(jīng)常發(fā)生，在登婁庫(kù)組、營(yíng)城組、沙河子組等不同層位均發(fā)生過(guò)井漏，且漏失的性質(zhì)和程度存在較大的差異。其中，北201全井共發(fā)生井漏15次，進(jìn)行堵漏作業(yè)20次，共漏失鉆井液1022.85 m3；北2井在不同層位共發(fā)生井漏5次，漏速7.9～60 m3/h，全井共漏失鉆井液837.2 m3，與此同時(shí)，泥漿中存在大量的堵漏材料，固井前無(wú)法完全篩除、沖洗干凈影響固井質(zhì)量，影響水泥環(huán)的膠結(jié)。

根據(jù)北2、北201井巖心觀察及成像測(cè)井顯示，地層天然裂隙發(fā)育，裂縫以縱向裂縫、網(wǎng)狀裂縫為主，裂縫寬度1～5 mm不等，且多為誘導(dǎo)裂縫和應(yīng)力釋放裂縫，是造成該地區(qū)鉆井漏失和固井低返的主要原因。

1.4 氣層活躍

龍鳳山氣田登婁庫(kù)組、營(yíng)城組以及沙河子組地層普遍含氣且分布段長(zhǎng)，屬于裂縫性凝析氣藏，氣層活躍，水泥漿密度降低后，存在較大的氣竄風(fēng)險(xiǎn)，影響水泥石膠結(jié)質(zhì)量。

1.5 承壓堵漏難度大

龍鳳山氣田三開鉆井液密度較低，防止鉆井過(guò)程中井漏的發(fā)生，但地層承壓能力不能滿足固井施工要求，固井前需提高地層承壓能力，提高當(dāng)量密度，承壓堵漏具有一定難度。

北203井通過(guò)多次循環(huán)加重承壓來(lái)提高地層承壓能力，在承壓堵漏過(guò)程中多次發(fā)生漏失，承壓堵漏共用時(shí)14 d，造成損失104余萬(wàn)元。

2 固井工藝技術(shù)措施

龍鳳山氣田，前期采用兩級(jí)井身結(jié)構(gòu)，鉆井過(guò)程中漏失較為嚴(yán)重，固井難度大。通過(guò)對(duì)地層壓力剖面及地層壓力分布規(guī)律的分析，優(yōu)化為三級(jí)井身結(jié)構(gòu)，技術(shù)套管封固易垮塌泉頭組及以上地層，三開采用近平衡鉆井，降低漏失風(fēng)險(xiǎn)；由于地層坍塌、掉塊以及處理漏失等情況，井徑不規(guī)則，縮徑或者擴(kuò)徑等問(wèn)題都有發(fā)生，如在北202井和北203井均出現(xiàn)了卡鉆情況，北201-1井三開平均井徑擴(kuò)大率16.3%。針對(duì)以上情況進(jìn)一步完善了通井措施，調(diào)整泥漿性能提高了洗井效果，優(yōu)化了井眼條件，并采用軟件根據(jù)實(shí)際測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)優(yōu)化扶正器安放，模擬注水泥施工流程，優(yōu)化施工過(guò)程；采用動(dòng)態(tài)承壓方式提高地層承壓能力，以及進(jìn)一步提升水泥漿綜合性能及漿體結(jié)構(gòu)，采用了尾管懸掛方式，優(yōu)化了施工工藝等一系列措施。取得了良好的效果。

2.1 井眼準(zhǔn)備

漏失井固井，確保套管順利安全下入和良好固井的關(guān)鍵是清除巖屑床；干凈的井眼以及井壁上形成薄而致密的泥餅，不但能提高固井質(zhì)量，也能減少工程事故的發(fā)生；良好的套管居中度，可以提高鉆井液頂替效率和水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量[3]。

主要技術(shù)措施：(1)先采用原鉆具通井，生產(chǎn)套管采用單扶、雙扶鉆具組合進(jìn)行通井；(2)對(duì)起鉆遇阻、遇卡井段、縮徑井段和井眼曲率變化大的井段反復(fù)劃眼或進(jìn)行短起下；(3)調(diào)整鉆井液性能，大排量洗井，洗井時(shí)間不少于2個(gè)循環(huán)周，確保井眼干凈，無(wú)漏失；(4)為減少下套管摩阻，保證套管順利下入，下入套管前應(yīng)在井眼底部打入潤(rùn)滑鉆井液；(5)根據(jù)井眼情況合理使用、安放扶正器，井徑不規(guī)則井段加入樹脂旋流扶正器進(jìn)行驅(qū)替、居中優(yōu)化。

2.2 優(yōu)化承壓堵漏技術(shù)

承壓堵漏，首先需要在漏失通道中按照一定的規(guī)律形成架橋，架橋形成后，需要小顆粒材料填充架橋形成的空隙，加入一定的纖維材料，在封堵層中形成“拉筋”，加強(qiáng)封堵層的強(qiáng)度，在架橋和填充的基礎(chǔ)上，為了徹底提高地層的承壓能力，避免滲漏等的發(fā)生，需要可變形和細(xì)小的纖維類材料進(jìn)一步封堵小的孔隙，在填充孔隙的同時(shí)，在封堵層表面形成一層致密的隔層，最終實(shí)現(xiàn)承壓的目的[4]。

通過(guò)前期承壓堵漏施工，優(yōu)化龍鳳山氣田承壓堵漏配方，選擇市場(chǎng)貨源充足、抗溫、抗壓性能良好的核桃殼作為架橋顆粒，逐漸形成了以“剛性顆粒三級(jí)架橋，纖維材料+坂土粉填充”的承壓堵漏配方。

固井施工前進(jìn)行動(dòng)態(tài)承壓堵漏試驗(yàn)，同靜態(tài)承壓堵漏相比，動(dòng)態(tài)承壓工藝全井筒均勻承壓，成功率高，采用循環(huán)加重的方式，避免“封門”，數(shù)據(jù)真實(shí)有效，同時(shí)，動(dòng)態(tài)循環(huán)的方式，可以模擬固井水泥漿的注替參數(shù)，指導(dǎo)固井施工。

先堵漏。北201-13井，井深3694 m打入密度1.19 g/cm3堵漏漿7.2 m3，泵壓緩慢上升至3.5 MPa時(shí)出口返漿，1 h后，排量20 L/s，泵壓5.9 MPa，泵入堵漏漿60 m3，循環(huán)5.5 h后出口密度為1.18 g/cm3，排量30 L/s，泵壓8.3 MPa，循環(huán)期間返吐鉆井液30 m3；繼續(xù)循環(huán)4 h后出現(xiàn)滲漏，排量32 L/s，泵壓8.5 MPa，漏速1.6 m3/h，出口密度1.19 g/cm3，1 h共漏失鉆井液0.4 m3，此時(shí)排量32 L/s，泵壓8.2 MPa，循環(huán)觀察不漏。

再承壓。密度1.19 g/cm3的堵漏漿繼續(xù)循環(huán)20 h后，加重鉆井液密度至1.31 g/cm3，漏失1.5 m3，1 h后漏失停止，再循環(huán)1.5 h加重鉆井液密度至1.33 g/cm3，循環(huán)不漏；持續(xù)循環(huán)5 h，排量32 L/s未發(fā)生漏失，停泵關(guān)井；關(guān)井3 h壓力1.58 MPa，總泵入量4.05 m3，壓力不降；排量 32 L/s繼續(xù)循環(huán)1 h觀察不漏，動(dòng)態(tài)承壓成功。

2.3 尾管懸掛固井工藝

易漏失井完井套管采用尾管固井工藝，對(duì)尾管井段進(jìn)行油、氣、水層封固，實(shí)現(xiàn)分層開采。

采用變排量頂替工藝技術(shù)，控制安全壓力窗口。注替水泥漿過(guò)程產(chǎn)生的總環(huán)空水泥漿設(shè)計(jì)的壓力(靜液柱壓力加流動(dòng)阻力)應(yīng)小于最薄弱地層的破裂壓力。驅(qū)替水泥漿到設(shè)計(jì)位置后，在凝固失重條件下不受油氣侵竄，其靜液柱壓力梯度值大于地層孔隙壓力梯度值，在已知環(huán)空各類液體的流變參數(shù)的情況下，確定流態(tài)，模擬計(jì)算施工過(guò)程的動(dòng)壓力變化，從而逐步優(yōu)化施工各項(xiàng)參數(shù)：排量、壓力、密度等以及流體的流變參數(shù)，以達(dá)到平衡壓力固井的目的[5]。

優(yōu)化水泥漿流變性能，現(xiàn)場(chǎng)采用高-低返速結(jié)合，實(shí)現(xiàn)紊流加塞流復(fù)合頂替。先采用泥漿泵替漿。為確保大小膠塞吻合平穩(wěn)，降低替漿排量，恢復(fù)頂替排量后，為防止井漏，注意觀察實(shí)際施工泵壓，根據(jù)泵壓調(diào)整排量。

通過(guò)以上技術(shù)措施的實(shí)施和應(yīng)用，保證了固井質(zhì)量，大大提高了龍鳳山氣田的固井成功率和優(yōu)良率。2016年，龍鳳山氣田固井質(zhì)量?jī)?yōu)良率66.7%，較2015年提高了19.7%。

3 水泥漿體系優(yōu)選研究

固井水泥漿體系設(shè)計(jì)是保證固井施工安全以及固井質(zhì)量的關(guān)鍵。龍鳳山地層承壓能力低，漏層較多，為了降低環(huán)空液注壓力，減小固井井漏風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)保證對(duì)油氣層的封嚴(yán)、壓穩(wěn)，優(yōu)選了低密度防漏水泥漿體系。

3.1 減輕材料優(yōu)選

在低密度水泥漿中，主體膠凝材料——水泥所占比重下降，僅靠水泥很難獲得相對(duì)高的強(qiáng)度，采用具有活性的礦物材料作為減輕材料，降低水泥漿密度的同時(shí)，參與水泥的水化，降低水泥石的滲透率，提高水泥漿的強(qiáng)度。

中空玻璃微珠是中空的圓球微小球體，化學(xué)惰性強(qiáng)，受熱不變形[6]，具有滾珠軸承效應(yīng)，能改善體系流動(dòng)性能，有效控制水泥漿密度，顯著提高凝固后的水泥石抗壓和抗折性能。采用顆粒級(jí)配原理優(yōu)化水泥、中空玻璃微珠與微硅之間的粒度分布，使材料之間的堆積比例達(dá)到最大，減少材料顆粒之間的空隙，從而降低水灰比，提高水泥體系的整體性能[7]。

中空玻璃微珠密度0.15～0.70 g/cm3，粒徑5～250 μm，最大承壓能力可達(dá)75 MPa，可以有效保證固井后續(xù)的壓裂施工作業(yè)。采用中空玻璃微珠，水泥漿密度可以降低至1.35 g/cm3，防止漏失的同時(shí)，具有較強(qiáng)的抗壓能力，水泥漿漿體穩(wěn)定性良好，保持了水泥漿的良好性能。2016年，在龍鳳山氣田9口井油層套管固井采用中空玻璃微珠作為水泥漿減輕材料，固井質(zhì)量良好。

3.2 水泥外加劑優(yōu)選

具有增粘作用的降失水劑G301與高分子聚合物非滲透降失水劑G306配合使用，通過(guò)相互交聯(lián)橋接作用形成具有韌性的非滲透性薄膜，從而起到控制了水泥漿失水和防止氣竄的作用；防氣竄劑FQ，增加了水泥漿候凝期間氣體的流動(dòng)阻力，進(jìn)一步提高了水泥漿體系的防氣竄性能。

抗溫型分散劑USZ，能有效降低水泥漿粘度，改善漿體流動(dòng)性的同時(shí)可削弱其他外加劑的綜合作用結(jié)果對(duì)漿體穩(wěn)定性所產(chǎn)生的影響；為增強(qiáng)穩(wěn)定性、縮短候凝時(shí)間，提高水泥石的早期強(qiáng)度，選用早強(qiáng)劑CW-1；低敏感度的寬溫帶緩凝劑GH-9調(diào)節(jié)水泥漿的稠化時(shí)間。

防漏增韌劑BCE，有效提高了水泥漿的防漏、堵漏效果，預(yù)防井漏的同時(shí)使水泥石內(nèi)部缺陷的應(yīng)力集中減小，增加水泥石受壓后的彈性變形能力和抗沖擊能力，防止產(chǎn)層污染，提高產(chǎn)層的封固質(zhì)量，滿足固井后續(xù)壓裂作業(yè)要求。

3.3 水泥漿體系綜合性能(見(jiàn)表1)

表1 水泥漿體系綜合性能

低密度防漏水泥漿體系綜合性能良好，水泥漿體具有流變性能好、低失水、抗壓強(qiáng)度隨時(shí)間增加呈增加趨勢(shì)；稠化時(shí)間易調(diào)，水泥漿防竄性能系數(shù)小于3，能夠很好解決固井漏失及環(huán)空氣竄的問(wèn)題，有效保證了產(chǎn)層的固井質(zhì)量。

分段設(shè)計(jì)水泥漿稠化時(shí)間，采用雙凝或者三凝水泥漿體系，以減少環(huán)空水泥漿候凝過(guò)程中失重壓力，在尾漿發(fā)生失重的情況下，保證上部水泥漿對(duì)地層流體的靜態(tài)壓穩(wěn)[8]，從而達(dá)到防止油水竄的目的。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與評(píng)價(jià)

北206井是東北油氣分公司在長(zhǎng)嶺斷陷龍鳳山次凹龍鳳山圈閉部署的一口評(píng)價(jià)井，井型為直井，完鉆井深為3570 m，采用三級(jí)井身結(jié)構(gòu)?444.5 mm×302 m+?311.2 mm×2190 m+?215.9 mm×3570 m，套管結(jié)構(gòu)?339.7 mm×301 m+?244.5 mm×2187.51 m+?139.7 mm×3559.56 m。表層套管和技術(shù)套管采用常規(guī)固井方式，完井套管固井采用尾管懸掛固井工藝，懸掛器坐掛位置2026.37 m。

該井鉆進(jìn)至2333 m登婁庫(kù)組發(fā)生漏失，平均漏速4 m3/h，總計(jì)漏失鉆井液40 m3。本井完鉆鉆井液密度1.15 g/cm3，固井前采用動(dòng)態(tài)承壓方式將井內(nèi)鉆井液密度提高到1.32 g/cm3，以不低于30 L/s的排量正常循環(huán)5 h無(wú)漏失。

固井采用雙凝低密高強(qiáng)防氣竄水泥漿體系，1926.37～2900 m井段采用密度1.35 g/cm3水泥漿封固；2900～3508 m井段采用 1.40 g/cm3密度水泥漿封固。采用平衡壓力固井，保持施工的排量和壓力穩(wěn)定、確保施工及候凝整個(gè)過(guò)程的壓力平衡，防止井漏、坍塌、溢流等復(fù)雜情況的發(fā)生。本井固井施工順利，未發(fā)生漏失，固井質(zhì)量良好。

北206井固井基本數(shù)據(jù)：井深3570 m，封固段長(zhǎng)1926.37～3508 m，井徑擴(kuò)大率11.57%，鉆井液密度1.15 g/cm3，隔離液密度1.05 g/cm3，循環(huán)溫度93 ℃，井底溫度133 ℃，試驗(yàn)壓力40 MPa。

北206井固井水泥漿性能見(jiàn)表2。

表2 北206井水泥漿性能

5 結(jié)語(yǔ)

(1)固井前做好地層承壓試驗(yàn)，提供良好的井眼條件是保證施工安全、提高固井質(zhì)量的前提條件。

(2)選擇合理的固井工藝，是保證有效封固油氣層的關(guān)鍵。

(3)優(yōu)選水泥漿體系，合理設(shè)計(jì)漿柱結(jié)構(gòu)，保證在窄安全密度窗口條件下達(dá)到既能防漏，又能防竄的目的。

(4)由于龍鳳山構(gòu)造地層承壓能力低，承壓堵漏時(shí)間長(zhǎng)，可將開展密度低于1.30 g/cm3超低密度水泥漿體系研究作為下一步研究方向，保證封固的同時(shí)可以降低漏失帶來(lái)的損失。

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Research and Application of Cementing Technology for Absorption Well of Longfengshan Gas Field/

MAYan-chao

(Oil Engineering Technology Research Institute, Northeast Oil and Gas Branch, Sinopec, Changchun Jilin 130062, China)

Longfengshan gas field is a typical fractured reservoir with outstanding absorption. In the process of drilling, cementing operation has difficulties of low formation pressure coefficient, active gas and borehole wall stability. According to the characteristics of this block, through cementing measures strengthening, leakage prevention in drilling and completion processes, mud loss control under pressures, well completion method optimization, variable displacement fluid technology, low density slurry system optimization and rational design of structure, the cementing leakage and gas channeling during cement curing have been effectively solved to ensure the cementing quality for effective oil reservoir cementing.

lost circulation; cementing; balanced pressure; low density cement slurry; mud loss control under pressures; gas tunneling; hollow glass bead

2016-09-26；

2017-04-18

馬艷超，女，漢族，1983年生，化學(xué)工程專業(yè)，碩士，從事固井技術(shù)研究工作，吉林省長(zhǎng)春市綠園區(qū)和平大街660號(hào)，37621327@qq.com。

TE256

B

1672-7428(2017)06-0058-04