涇河油田水平井固井難點與對策研究

李建山

(中國石化華北油氣分公司，河南鄭州 450006)

涇河油田位于鄂爾多斯盆地西南部，構(gòu)造位置在伊陜斜坡、渭北隆起和天環(huán)向斜交接部，石油資源量2.89×108t，主力含油層系為三疊系延長組長8段，埋深1 300.00～1 600.00 m，屬于低孔、低滲、低壓油藏[1]。涇河油田自上而下主要發(fā)育第四系、白堊系、侏羅系和三疊系地層，平均地層壓力系數(shù)0.86，平均地溫梯度2.69 ℃/100m，儲層孔隙度6.0%～16.6%，儲層應(yīng)力敏感性較強[1]。涇河油田屬于致密砂巖油藏，后期需要大規(guī)模壓裂改造，而固井質(zhì)量直接影響分段壓裂效果及井筒完整性，對水泥環(huán)的密封性及水泥石力學性能要求高[2]。前期完鉆的10余口井的鉆井、固井情況分析表明：直羅組、延安組和延長組上部是主要漏失地層，由于過于追求紊流頂替，導致固井漏失，水泥漿返不到地面，部分井需要反擠水泥漿；采用彈性扶正器的水平段套管居中度低，固井質(zhì)量優(yōu)良率不高。

筆者針對涇河油田固井中存在的技術(shù)難點，優(yōu)化了GSJ水泥漿體系，采用平衡壓力固井設(shè)計、承壓堵漏和提高水平段頂替效率等固井技術(shù)措施，形成了涇河油田低承壓易漏地層固井工藝，現(xiàn)場固井施工效果良好，解決了前期固井中出現(xiàn)的問題，提高了固井質(zhì)量，為油田有效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

1 固井技術(shù)難點

1) 井漏現(xiàn)象普遍。涇河油田水平井鉆井中普遍存在井漏，上部白堊系與侏羅系地層易發(fā)生滲漏，漏失率65.7%；下部延長組地層易發(fā)生裂縫性漏失，漏失率27.0%；固井漏失率31.0%，水泥返高難以保證。

2) 水平段長度均超過800.00 m，套管居中度難以保證。為了提高單井控制儲量，水平段長度一

般超過800.00 m，井底位移超過1 150.00 m，在保證套管安全下入的前提下，難以保證居中度大于67%，易形成寬邊和窄邊，頂替鉆井液時水泥漿易沿寬邊上返，頂替效率低，影響固井質(zhì)量[3-9]。

3) 地層溫度低，對水泥漿性能要求高。根據(jù)探井電測資料，井底溫度一般在35～45 ℃，上部地層溫度更低，水泥漿性能調(diào)整困難，在低溫低密度條件下水泥石強度發(fā)展緩慢。

2 水平段固井技術(shù)研究

針對涇河油田工程地質(zhì)特征和固井技術(shù)難點，從優(yōu)化GSJ水泥漿體系、確定合理的井內(nèi)流體結(jié)構(gòu)、優(yōu)化水泥漿頂替工藝和合理加放扶正器等方面開展了固井技術(shù)研究，以提高水平段固井質(zhì)量。

2.1 GSJ水泥漿體系優(yōu)化

通過室內(nèi)試驗和現(xiàn)場實踐，從水泥漿的濾失量、流變性、稠化時間和早期抗壓強度等方面入手，優(yōu)化了GSJ水泥漿體系。優(yōu)化后的GSJ低密度水泥漿體系配方為：嘉華G級水泥+25.0%漂珠+2.5%GQD+0.2%USZ+0.4%GH-3；尾漿配方為：嘉華G級高抗水泥+1.6%GSJ+3.0%GCA +0.4%USZ。在50 ℃、22 MPa條件下，水泥漿的基本性能室內(nèi)測試結(jié)果見表1。

表1 GSJ水泥漿體系基本性能

從表1可以看出，GSJ水泥漿體系具有早高強、低濾失量、初始稠度低和短過渡時間等特點，且具有直角稠化特性(見圖1)。從前期技術(shù)套管固井實踐來看，GSJ水泥漿便于現(xiàn)場配制，具有良好的流變性(見圖2)，且成本較低。

對水泥漿進行膠凝強度試驗，將配制好的水泥漿裝入養(yǎng)護釜中，1 h后升溫至井底溫度，同時升壓至井底壓力，進行24 h性能測試。結(jié)果表明，從稠化結(jié)束到初凝、終凝和凝固成水泥石的時間短，縮短了地層水侵蝕水泥的高危時間，因此水泥漿能很好地防止油氣水竄。

圖1 GSJ尾漿稠化曲線Fig.1 Thickening curve of GSJ tail slurry

2.2 漿體結(jié)構(gòu)設(shè)計

2.2.1 地層原始壓力預(yù)測

利用DST測試資料確定地層壓力上界。多口探井和評價井的DST測試結(jié)果表明，涇河油田屬于低壓系統(tǒng)，最小地層壓力系數(shù)0.82，最大地層壓力系數(shù)1.03?？紤]一定的安全系數(shù)，地層壓力系數(shù)最大值取1.10。

地層破裂壓力利用現(xiàn)場壓裂施工實測數(shù)據(jù)，最大地層破裂壓力系數(shù)2.54，最小地層破裂壓力系數(shù)1.56?？紤]一定的安全系數(shù)，地層破裂壓力系數(shù)取最小值1.55。

2.2.2 流體結(jié)構(gòu)設(shè)計

合理設(shè)計井內(nèi)流體結(jié)構(gòu)，在尾漿失重時保證上部液柱壓力壓穩(wěn)油氣層的前提下，整個注替及候凝過程中環(huán)空的液柱壓力與地層壓力保持平衡。因此，合理設(shè)計井內(nèi)流體結(jié)構(gòu)的關(guān)鍵是預(yù)測尾漿失重壓力和確定封長。

平衡壓力固井滿足的基本條件：環(huán)空最大動壓當量密度小于地層破裂壓力當量密度，環(huán)空最小靜壓當量密度大于地層壓力當量密度。

針對本區(qū)塊的地層特點和平衡壓力固井條件，選取雙凝水泥漿體系進行常規(guī)一次注水泥、平衡壓力固井方案，尾漿返至油層頂界以上200.00 m，領(lǐng)漿返至井口。

涇河油田與紅河油田相鄰，地層系統(tǒng)相似，水平井亦采用二開井身結(jié)構(gòu)，水平段采用φ215.9 mm井眼[10-11],垂深1 400.00 m，水平段長1 000.00 m，靶前距300.00 m。根據(jù)計算結(jié)果，確定GSJ水泥漿體系的流體結(jié)構(gòu)為：尾漿×1 350.00 m+領(lǐng)漿×1 250.00 m+前置液×150.00 m+鉆井液(見圖3)。

圖3 涇河油田水平井固井環(huán)空流體結(jié)構(gòu)示意Fig.3 Annular cement slurry structure in the Jinghe Oilfield

2.3 提高頂替效率措施

2.3.1 合理設(shè)計前置液

前置液、鉆井液和水泥漿之間必須有良好的相容性，前置液的密度應(yīng)低于低密度水泥漿的密度。對于鉆井液密度低于1.25 kg/L的井，一般在清水中加入適量的表面活性劑作為沖洗液,更有利于達到紊流；前置液段長200.00～300.00 m，按照其與井壁的接觸時間不低于7 min設(shè)計用量[9]。

2.3.2 加放扶正器

扶正器加放越多，套管居中度越高，水泥漿的頂替效率越高，固井質(zhì)量越好，但管柱下入難度與風險也隨之增大，因此利用CemCADE固井軟件進行分析模擬，合理加放樹脂滾輪剛性旋流扶正器，使套管居中度達到70.0%以上(見表2)。

表2 扶正器加放情況Table 2 Centralizer placement

2.3.3 頂替工藝

替漿初期使低密度水泥漿達到紊流，提高水泥漿頂替效率，紊流頂替接觸時間大于7 min；然后采用“紊流+塞流”復合頂替工藝，根據(jù)井口壓力變化控制替漿排量，井口最大壓力控制在8.5 MPa，紊流頂替排量為2.4 m3/min；若井口壓力高于8.5 MPa，則降低排量采用塞流頂替，塞流頂替排量為0.3～0.4 m3/min，從而減少環(huán)空摩阻，降低壓漏地層的風險。紊流排量依據(jù)水泥漿的流變參數(shù)計算，從GSJ水泥漿性能來看，實現(xiàn)紊流時環(huán)空上返流速大于1.50 m/s。通過變排量壓力節(jié)點控制，既能提高頂替效率，又可有效預(yù)防井漏發(fā)生，保證固井質(zhì)量。

2.4 配套技術(shù)

2.4.1 地層承壓堵漏技術(shù)

鉆至易漏層段前，提前在鉆井液里加入綜合堵漏劑等材料以防止井漏。羅漢洞組和洛河組地層易出現(xiàn)井漏，羅漢洞組地層發(fā)生漏失后先采取隨鉆堵漏措施，堵漏漿主要配方：井漿+0.2%Na2CO3+2.0%鈉膨潤土+1.0%～2.0%單向壓力封閉劑，如果堵漏效果不明顯，采取復配堵漏劑的措施，在井漿中加入3.0%復合堵漏劑和0.5%麥殼復配后進行封堵；洛河組和延安組地層以小—中等漏失為主，因此，鉆進該層前50.00～30.00 m時在井漿中加入1.0%～2.0%單向壓力封閉劑進行漏失預(yù)防，鉆入該層后持續(xù)使用單向壓力封閉劑進行維護，根據(jù)滲漏速度調(diào)整其加量，確保封堵效果[12]。堵漏后進行承壓試驗，根據(jù)平衡壓力固井條件，地層承壓要求大于4.0 MPa。

2.4.2 井眼準備技術(shù)

下套管前進行通井作業(yè)，通井鉆具組合剛度要大于套管柱剛度，具體鉆具組合為φ215.9 mm牙輪鉆頭+φ158.8 mm無磁鉆鋌×9.00 m+φ214.0 mm穩(wěn)定器+φ127.0 mm加重鉆桿×(2～3)柱+φ127.0 mm斜臺階鉆桿+φ127.0 mm加重鉆桿×300.00 m+φ127.0 mm斜臺階鉆桿。下鉆過程中，根據(jù)測井井徑和井斜數(shù)據(jù)，在井徑小和狗腿大的井段必須劃眼，直至上提下放無遇阻顯示。下鉆過程中下至造斜點循環(huán)鉆井液一次，下至A靶點循環(huán)鉆井液一次，下鉆到底后先小排量頂通，待泵壓穩(wěn)定后，逐漸提高循環(huán)排量循環(huán)兩周以上，直至振動篩無明顯巖屑返出，然后進行鉆井液性能調(diào)整，使其性能符合固井要求[13-14]，鉆井液密度1.12～1.15 kg/L，漏斗黏度38～45 s，API濾失量小于5.0 mL，初切力1～3 Pa，終切力3～5 Pa，塑性黏度小于15 mPa·s，動切力小于7 Pa，pH值8～9。

2.4.3 套管下入技術(shù)

管串結(jié)構(gòu)自下而上為浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+關(guān)井閥(浮箍)+套管+水泥頭。為防止水平段套管在重力作用下出現(xiàn)下沉貼井壁的情況，采用套管抬頭和漂浮技術(shù)下入。套管抬頭是使用抬頭短套管，在浮鞋后加短套管，短套管上加裝2個彈性扶正器，以減小前部套管摩阻，導引套管順利進入斜井段及水平井段，保證套管能夠順利下入。套管漂浮技術(shù)是在水平段套管中替入密度1.02 kg/L的高黏度后置液150.00～200.00 m，使水平段套管在浮力的作用下產(chǎn)生向上漂浮的趨勢，以減少套管下入摩阻。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

涇河油田水平井固技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用了18口井，水平段長最長1 100.00 m，未出現(xiàn)固井復雜情況，固井漏失率降低到8.7%。聲幅測井結(jié)果顯示，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)井12口，良好井6口，優(yōu)良率達100%，取得了較好的效果,為后期分段壓裂奠定了基礎(chǔ)。下面以JH17P6井為例介紹現(xiàn)場固井施工情況。

JH17P6井是一口二開井身結(jié)構(gòu)水平井，一開采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深501.00 m，φ244.5 mm表層套管下至井深497.79 m；二開采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深2 550.00 m完鉆，φ139.7 mm油層套管下至井深2 539.78 m。該井實鉆垂深1 401.82 m，水平位移1 284.97 m，水平段長984.96 m，平均井徑擴大率5.2%，完鉆鉆井液密度1.15 kg/L，API濾失量5 mL，地層承壓3.5 MPa。

固井管串自下而上為：浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+關(guān)井閥+套管串+水泥頭。將原來采用的普通膠塞優(yōu)化為加長膠塞，增加三道裙部橡膠，實現(xiàn)水泥漿與頂替液有效阻隔。采用關(guān)井閥隔離套管內(nèi)外的壓力傳遞，防止環(huán)空水泥漿倒返，避免套管內(nèi)的高壓傳遞到套管鞋部位和環(huán)空[15]。

在45 ℃、20 MPa壓力下，水泥漿領(lǐng)漿密度1.33 kg/L，初始稠度12.5 Bc，稠化時間230 min，API濾失量34.9 mL，24 h抗壓強度3.8 MPa；尾漿密度1.87 kg/L，初始稠度18.4 Bc，稠化時間108 min，API濾失量6.5 mL，24h抗壓強度25.0 MPa。

JH17P6井目的層為長8層，油層頂界井深1 716.00 m，尾漿返至油層頂界以上200.00 m，基于平衡壓力固井設(shè)計條件進行流體結(jié)構(gòu)設(shè)計，結(jié)果見表3。

表3 JH17P6井固井施工時環(huán)空流體結(jié)構(gòu)Table 3 Annular cement slurry structure in Well JH17P6

該井嚴格按照設(shè)計進行固井施工，實際注入領(lǐng)漿41.5 m3，尾漿33.5 m3，水泥漿返至地面。循環(huán)出多余水泥漿后，關(guān)井候凝48 h進行固井質(zhì)量測井，聲幅測井結(jié)果顯示固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。

4 結(jié)論與認識

1) 優(yōu)化后的GSJ水泥漿體系具有濾失量低、初始稠度低、直角稠化和流變性好等優(yōu)點，低溫下水泥石強度高，能夠滿足涇河油田水平段固井要求。

2) 基于地層壓力和破裂壓力設(shè)計的漿體結(jié)構(gòu)、“紊流+塞流”復合頂替工藝，實現(xiàn)了防漏壓穩(wěn)的目標?，F(xiàn)場固井過程中漏失率大幅降低，提高了固井質(zhì)量。

3) 樹脂滾輪剛性旋流扶正器的使用及合理加放，提高了套管居中度和頂替效率，進一步提高了固井質(zhì)量。

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