埕海油田大斜度井超短尾管固井技術(shù)

胡晉軍， 張立麗， 張 耀， 孟慶祥， 黃志剛

（1.天津中油渤星工程科技有限公司，天津 300451；2.中石化勝利石油工程有限公司固井技術(shù)服務(wù)中心，山東東營(yíng) 257000；3.山西能源學(xué)院地質(zhì)測(cè)繪工程系，山西晉中 030600）

隨著固井技術(shù)的發(fā)展，尾管固井已經(jīng)成為一種非常成熟的固井工藝。但與常規(guī)固井工藝相比，尾管固井風(fēng)險(xiǎn)較大，尤其是在大斜度井采用短輕尾管固井時(shí)，由于尾管短、懸重輕和摩阻大，丟手和判斷丟手是否成功都非常困難。如果丟手失敗，輕者起套管，嚴(yán)重時(shí)油井報(bào)廢[1–4]。另外，影響尾管固井的因素也是多方面的，如井漏情況下強(qiáng)行尾管固井，水泥漿攜帶砂子埋住送入工具，會(huì)導(dǎo)致提拉短節(jié)被拉斷；若水泥漿被污染發(fā)生閃凝，會(huì)導(dǎo)致“插旗桿”事故[5–6]。因此，在井下情況復(fù)雜的井進(jìn)行尾管固井時(shí)，要采取降低尾管固井風(fēng)險(xiǎn)的措施。

埕海油田位于河北省黃驊市東側(cè)海域，主要采用導(dǎo)管架進(jìn)行集中開(kāi)發(fā)。為提高該區(qū)域的產(chǎn)能，設(shè)計(jì)部署了近百口大斜度井。前期完成的8口生產(chǎn)井中，有2口井因技術(shù)套管下至距離井底100 m左右遇阻，導(dǎo)致館陶組底部厚水層漏封，需要下入?177.8 mm尾管進(jìn)行補(bǔ)救固井。由于尾管串長(zhǎng)度小于 350 m，井斜角 67°～90°，尾管串丟手和判斷丟手是否成功較難，且存在地層水竄流、尾管串居中度差和頂替效率低等問(wèn)題，增大了尾管固井風(fēng)險(xiǎn)。目前，僅在巴基斯坦UPE油田及國(guó)內(nèi)南海潿洲油田進(jìn)行過(guò)短尾管固井施工[7–9]，但井斜角都未超過(guò) 50°，尾管串長(zhǎng)度超過(guò)了500 m，尚未形成大斜度井超短尾管固井技術(shù)。

筆者針對(duì)埕海油田大斜度井超短尾管固井技術(shù)難點(diǎn)，從固井工具、水泥漿體系、套管居中度和固井漿柱結(jié)構(gòu)等方面入手，研究了反向牽制短節(jié)和膨脹防竄水泥漿，優(yōu)化了套管扶正器加放位置和固井漿柱結(jié)構(gòu)，形成了埕海油田大斜度井超短尾管固井技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)2口井，效果良好。

1 固井難點(diǎn)分析

埕海油田淺層油藏探明儲(chǔ)量豐富，主力含油層系沙河街組一段埋深1 500 m左右，上部地層依次為平原組、明化鎮(zhèn)組和館陶組，館陶組底水發(fā)育，油藏原油密度 0.95～0.98 kg/L，黏度 613～1 692 mPa·s，屬于重質(zhì)、高黏原油[10–11]。井底靜止溫度約65 ℃，井底壓力約 17 MPa。一開(kāi)采用?406.4 mm 鉆頭，下入?339.7 mm 套管；二開(kāi)采用?311.1 mm 鉆頭定向鉆進(jìn)，鉆穿館陶組底部厚水層及25 m泥巖層后入窗進(jìn)入油層，下入?244.5 mm 套管；三開(kāi)采用?215.9 mm鉆頭在油層水平延伸鉆進(jìn)，下入?139.7 mm篩管完井。二開(kāi)套管封固館陶組及上部地層，短尾管補(bǔ)救固井有以下技術(shù)難點(diǎn)：

1）短尾管串懸重輕，丟手和判斷丟手是否成功較難。?177.8 mm尾管裸眼段長(zhǎng)度為100 m左右，位于入窗前的增斜井段，井斜角67°～90°。尾管鋼級(jí)P110，壁厚9.19 mm，尾管串在鉆井液中的懸重不足20 kN。因尾管串超輕，懸掛器倒扣后上提時(shí)的內(nèi)部結(jié)構(gòu)摩擦力較大，超過(guò)了尾管所受重力，丟手和判斷丟手是否成功困難，存在將尾管串提出的風(fēng)險(xiǎn)。

2）短尾管串居中度差，環(huán)空過(guò)流面積變化大，水泥漿頂替效率低。該區(qū)域固井前不測(cè)井徑數(shù)據(jù)，根據(jù)鄰井資料，平均井眼擴(kuò)大率為12.0%，平均裸眼段井徑為 348.4 mm；二開(kāi)?244.5 mm 套管，鋼級(jí) N80，壁厚 10.03 mm，內(nèi)徑 224.4 mm。?244.5 mm×?177.8 mm 尾管懸掛器最大外徑 210.0 mm，與二開(kāi)套管環(huán)空單邊間隙較小，僅 7.22 mm，?177.8 mm 尾管與裸眼段井眼環(huán)空單邊間隙較大，達(dá)85.32 mm。通井鉆頭直徑215.9 mm，難以破壞井壁虛濾餅和巖屑床。環(huán)空過(guò)流面變化大、上窄下寬，尾管串在大尺寸井段、大斜度井段貼邊，施工排量受窄處環(huán)空間隙限制難以提高，井眼“死區(qū)”鉆井液難以頂替干凈；裸眼環(huán)空段短，水泥漿過(guò)流時(shí)間不足3 min，難以充分沖刷清潔井壁和環(huán)空。水泥漿竄槽、頂替效率低，易形成竄流通道。

3）頂替效率低且油水層間的隔層薄，難以有效封隔。館陶組底水層厚度30 m左右，前期多口井試采出水率98%，水層較活躍；水層與油層的隔層為25 m厚的泥巖層，較薄。水泥漿頂替效率低、水層活躍且油水層間的隔層薄，固井候凝期間易發(fā)生水竄，導(dǎo)致重質(zhì)高黏原油難以采出，試采嚴(yán)重出水。

2 固井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 懸掛尾管反向牽制固井技術(shù)

為解決大斜度井段超短尾管丟手困難且不易判斷、易被提出井口的問(wèn)題，在常規(guī)尾管懸掛器上增加了牽制短節(jié)，并優(yōu)化形成了懸掛尾管反向牽制固井技術(shù)。

2.1.1 牽制短節(jié)

牽制短節(jié)主要由本體、液缸、卡瓦、錐套、解鎖環(huán)和扶正環(huán)等部件構(gòu)成（見(jiàn)圖1）。液缸套在本體上部，通過(guò)剪釘與本體相連。扶正塊位于短節(jié)下部，直徑最大，起扶正作用的同時(shí)，可以保護(hù)液缸在入井過(guò)程中不受碰撞。卡瓦和錐套組成的鎖定機(jī)構(gòu)是牽制短節(jié)最重要的部件，卡瓦片為整體內(nèi)嵌式結(jié)構(gòu)，卡瓦與錐套鎖定時(shí)的接觸方式為面接觸，且卡瓦牙面保持水平，增大了卡瓦與上層套管鎖定時(shí)的接觸面積，使鎖定更加可靠。

圖1 牽制短節(jié)的結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of hold-down sub

牽制短節(jié)連接在尾管懸掛器下部，通過(guò)液壓方式反向鎖定。憋壓至設(shè)定壓力后，牽制短節(jié)液缸上的剪釘被剪斷，液缸推動(dòng)整片卡瓦沿錐套上的斜面下行，卡瓦脹開(kāi)，楔在錐套與上層套管之間，牽制短節(jié)鎖定，從而實(shí)現(xiàn)限制懸掛器及整個(gè)尾管串上行的功能。另外，當(dāng)牽制短節(jié)提前鎖定或需要解鎖時(shí)，上提送入鉆具，上提力超過(guò)300 kN時(shí)解鎖剪釘被剪斷，解鎖機(jī)構(gòu)下行至扶正環(huán)處，卡瓦和錐套發(fā)生相對(duì)位移且卡瓦恢復(fù)鎖定前狀態(tài)，牽制短節(jié)解鎖。

牽制短節(jié)具有以下作用：1）倒扣時(shí)，可以增加尾管串軸向轉(zhuǎn)動(dòng)阻力，降低倒扣時(shí)短尾管隨送入鉆具轉(zhuǎn)動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)，利于倒扣；2）在上提送入鉆具判斷丟手是否成功時(shí)，牽制短節(jié)可以給尾管串提供一個(gè)向下的牽制力，相當(dāng)于尾管串重量增加300 kN，通過(guò)指重表可以準(zhǔn)確判斷丟手是否成功。

2.1.2 固井施工工藝

入井管串結(jié)構(gòu)為送入鉆具＋封隔式尾管懸掛器（中心管底端預(yù)裝空心膠塞）＋牽制短節(jié)＋尾管串＋球座＋尾管＋浮箍＋尾管＋浮鞋?，F(xiàn)場(chǎng)作業(yè)時(shí)，尾管串下至設(shè)計(jì)位置，循環(huán)正常后，從井口投球并泵送至球座，循環(huán)通道關(guān)閉；壓力升至9～10 MPa時(shí)，尾管懸掛器液缸上的剪釘被剪斷，推動(dòng)卡瓦上行楔在錐體與上層套管之間。下壓鉆具載荷50～100 kN，坐掛尾管懸掛器；繼續(xù)加壓至13～14 MPa，牽制短節(jié)液缸上的剪釘被剪斷，推動(dòng)整片卡瓦沿錐套上的斜面下行，卡瓦脹開(kāi)，楔在錐套與上層套管之間，牽制短節(jié)鎖定，限制尾管懸掛器及尾管串上行；繼續(xù)加壓至19～20 MPa，憋通球座建立循環(huán)。下壓鉆具載荷50～100 kN，保持尾管懸掛器載荷支撐套受壓狀態(tài)，正轉(zhuǎn)不少于25圈，倒扣丟手。上提鉆具至中和點(diǎn)，繼續(xù)上提鉆具，若鉆具懸重?zé)o明顯增加，則判斷丟手成功（上提鉆具懸重增加量不能超過(guò)300 kN，以防止?fàn)恐贫坦?jié)解鎖）。下放鉆具保持尾管懸掛器處于受壓狀態(tài)，開(kāi)泵循環(huán)正常后，注水泥漿，釋放鉆桿膠塞，替漿至碰壓、泄壓、檢查回流正常。鉆具上提2～4 m，保證脹封擋塊提出回接筒；下壓鉆具載荷100～200 kN，封隔器膠環(huán)受擠壓脹開(kāi)，封隔尾管懸掛器與套管環(huán)空。上提鉆具，循環(huán)出多余的水泥漿，起鉆候凝。

2.2 提高頂替效率配套技術(shù)

2.2.1 優(yōu)化套管扶正器加放位置

?177.8 mm 尾管串與?244.5 mm 套管重疊 150 m左右，進(jìn)入?311.1 mm裸眼段100 m左右。為了保證固井頂替效率，針對(duì)封固段環(huán)空上窄下寬的結(jié)構(gòu)，優(yōu)選了復(fù)位力強(qiáng)、下入力小且無(wú)應(yīng)力薄弱點(diǎn)的?215.9 mm×?177.8 mm 整體沖壓式彈性扶正器，以提高尾管居中度；并應(yīng)用PVI軟件進(jìn)行了尾管居中度分析（見(jiàn)圖2和圖3），以優(yōu)化套管扶正器安裝方案。模擬計(jì)算結(jié)果表明，重疊段每2根套管加放一個(gè)扶正器，裸眼段每根套管中間部位加放一個(gè)扶正器，重疊段和裸眼段平均居中度分別為75.4%和33.4%，尾管串在重疊段居中度較好，在裸眼段不貼邊。

圖2 尾管柱居中度示意Fig.2 Diagram of liner centralization grade

圖3 尾管居中度剖面Fig.3 Liner centralization grade profile

2.2.2 調(diào)整優(yōu)化固井漿柱結(jié)構(gòu)及流變性能

研究表明，對(duì)于“大肚子”井眼，水泥漿為冪律流體或賓漢流體時(shí)，頂替液與鉆井液的密度差在0.24 kg/L以上，才會(huì)達(dá)到較好的頂替效果；另外，提高頂替液稠度系數(shù)或者頂替液塑性黏度、動(dòng)切力，也有利于提高頂替效率[12–14]。為此，優(yōu)化了固井漿柱結(jié)構(gòu)，利用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)量入井流體在55 ℃時(shí)的流變參數(shù)，結(jié)果見(jiàn)表1。由表1可知，在隔離液前引入降黏、降切處理后的鉆井液，在常規(guī)水泥漿前引入先導(dǎo)水泥漿，延長(zhǎng)了頂替過(guò)流時(shí)間，有利于充分沖刷清洗井壁和環(huán)空，提高頂替效率；入井流體密度差0.25 kg/L，流性指數(shù)等流變參數(shù)呈梯度遞增，有利于頂替滯留在環(huán)空的鉆井液，實(shí)現(xiàn)水泥漿對(duì)裸眼和環(huán)空的有效驅(qū)替。

表1 固井漿柱結(jié)構(gòu)及流變性能Table 1 Cementing slurry column structure and rheological properties

2.3 膨脹防竄水泥漿技術(shù)

固井候凝期間，水泥漿失重會(huì)造成環(huán)空液柱壓力降低，導(dǎo)致地層流體穿過(guò)水泥漿濾餅侵入環(huán)空導(dǎo)致竄流。水泥漿濾失量越小，失重越緩慢；靜膠凝強(qiáng)度過(guò)渡時(shí)間決定地層流體竄流時(shí)間，過(guò)渡時(shí)間越短，水泥漿防竄能力越強(qiáng)。因此，水泥漿中加入降濾失劑和防竄劑能夠提高其防竄能力[15]；另外，水泥漿體硬化后體積收縮，水泥環(huán)與套管、地層之間產(chǎn)生微間隙，是導(dǎo)致環(huán)空竄流的重要原因，加入膨脹劑可以防止水泥漿體積收縮。膨脹水泥漿可以消除微環(huán)隙、提高水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量，即使套管表面和地層殘留少量鉆井液，采用膨脹水泥漿也會(huì)獲得較好的封固效果[16–18]。

針對(duì)館陶組底水竄流難題，優(yōu)化了水泥漿配方，以防竄降濾失劑BCG-200L和膨脹劑BCP-1S為主劑，形成了膨脹防竄水泥漿。BCG-200L是一種多元共聚物型防竄降濾失劑，能夠降低水泥漿的濾失量，且對(duì)水泥漿有適度的增黏和提切作用，水泥漿稠化及靜膠凝過(guò)渡時(shí)間短，防竄性能強(qiáng)。BCP-1S為無(wú)機(jī)復(fù)合晶體類膨脹劑，在中低溫條件下膨脹性能良好，加入水泥漿可以使水泥石的體積略有膨脹，以補(bǔ)償水泥漿固結(jié)時(shí)的體積收縮。

2.3.1 防竄性能評(píng)價(jià)

水泥漿防竄性能的評(píng)價(jià)方法主要有以下3種：1）水泥漿的SPN小于 3 時(shí)，防竄性能強(qiáng)[19–20]；2）水泥漿的靜膠凝強(qiáng)度過(guò)渡時(shí)間小于40 min，防竄性能強(qiáng)；3）行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油井水泥外加劑評(píng)價(jià)方法 第5部分：防氣竄劑》（SY/T 5504.5—2010）要求防竄水泥漿的竄流量為0。采用以上3種方法評(píng)價(jià)膨脹防竄水泥漿的防竄性能，結(jié)果見(jiàn)表2（膨脹防竄水泥漿的配方為勝濰G級(jí)水泥＋3.0%BCP-1S膨脹劑＋5.0%BCG-200L防竄降濾失劑＋0.2%BCD-210L減助劑＋0.2%BXR-200L緩凝劑＋0.1%G603消泡劑＋40.0%淡水，其密度為 1.90 kg/L，濾失試驗(yàn)壓力為 6.9 MPa，靜膠凝強(qiáng)度試驗(yàn)壓力為21 MPa，竄流試驗(yàn)壓力為2.1 MPa）。由表2可知，該水泥漿在較寬溫度范圍內(nèi)的 API濾失量≤40 mL，SPN≤2.75，靜膠凝強(qiáng)度過(guò)渡時(shí)間≤12 min，竄流量為0，防竄性能良好。

表2 膨脹防竄水泥漿防竄性能的評(píng)價(jià)結(jié)果Table 2 Channeling prevention performance evaluation results of expanding cement slurry

2.3.2 膨脹性能評(píng)價(jià)

水泥的水化反應(yīng)會(huì)導(dǎo)致水泥漿體絕對(duì)體積縮小，其體積收縮包括塑性體收縮和硬化體收縮。研究表明，絕大部分體積收縮發(fā)生在水泥漿終凝強(qiáng)度達(dá)到0.14 MPa以后。參照普通水泥漿體，測(cè)試膨脹防竄水泥漿的膨脹率，可以反映其對(duì)水泥石收縮的補(bǔ)償；而以膨脹防竄水泥漿終凝強(qiáng)度達(dá)到0.14 MPa時(shí)的體積參數(shù)為基準(zhǔn)，來(lái)測(cè)試其硬化體的膨脹率，能更好地反映水泥漿的膨脹性能。膨脹防竄水泥漿硬化體不同時(shí)間、不同溫度下的膨脹率見(jiàn)表3。由表3可知，在不同溫度下候凝24～72 h后，膨脹防竄水泥漿硬化體未發(fā)生收縮且略有膨脹，膨脹率0.058%～0.313%，膨脹性能較好，能夠提高界面膠結(jié)質(zhì)量。膨脹防竄水泥漿的配方為勝濰G級(jí)水泥＋3.0%BCP-1S膨脹劑＋5.0%BCG-200L防竄降濾失劑＋0.2%BCD-210L減助劑＋0.2%BXR-200L緩凝劑＋0.1%G603消泡劑＋40.0%淡水，其密度為1.90 kg/L，試驗(yàn)壓力為 21 MPa。

表3 膨脹防竄水泥漿硬化體的膨脹性能Table 3 Expansion performance of hardened expanding cement slurry

2.4 管外封隔器防竄配套技術(shù)

壓縮擴(kuò)張式管外封隔器是靠壓縮密封膠筒密封環(huán)空，防止固井候凝期間地層流體上竄，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)一般連接在尾管懸掛器頂部，組合形成封隔式尾管懸掛器。

采用配有3組密封膠筒的壓縮擴(kuò)張式管外封隔器，密封膠筒外徑?210.0 mm，有效封隔長(zhǎng)度 100 mm，有效密封能力50 MPa。尾管固井碰壓后，鉆具上提2～4 m，將脹封擋塊提出回接筒，下壓鉆具載荷100～200 kN，封隔器坐封剪釘被剪斷，下壓載荷通過(guò)回接筒傳遞至封隔器膠筒，其受擠壓變形脹開(kāi)，密封尾管懸掛器與套管環(huán)空，從而防止地層流體上竄。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

CH1-1-5H井和CH3-2-4H井是埕海油田的2口生產(chǎn)井，二開(kāi)?244.5 mm套管下至距離井底100 m左右遇阻，采取多種措施未解阻，就地固井，館陶組底部厚水層漏封，為防止后期篩管完井后試采嚴(yán)重出水，下入?177.8 mm短尾管進(jìn)行補(bǔ)救固井。該技術(shù)在這2口井中得到成功應(yīng)用，牽制短節(jié)鎖緊可靠，提供了明顯的反向牽引力，尾管丟手順利，判斷明顯；固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)，水層封隔良好；后期生產(chǎn)獲穩(wěn)定高產(chǎn)油流，CH1-1-5H 井日產(chǎn)原油 198 t，CH3-2-4H 井日產(chǎn)原油178 t，含水率均為0。下面以CH1-1-5H井為例說(shuō)明該技術(shù)的應(yīng)用情況及效果。

CH1-1-5H井二開(kāi)采用?311.1 mm鉆頭鉆進(jìn)，由井深 546 m 鉆至井深 2 778 m（沙河街組一段）見(jiàn)到油斑細(xì)砂巖，入窗成功，中完井深 2 806 m，?244.5 mm套管下至井深2 615 m遇阻，多次嘗試解阻未成功，就地固井。2 465～2 805 m 井段下入?177.8 mm 尾管，垂深 1 446 m，井斜角 67°～90°，循環(huán)溫度 55 ℃，尾管串長(zhǎng)340 m，懸重僅 19.3 kN。尾管串結(jié)構(gòu)為：刮刀浮鞋＋1根套管＋浮箍＋浮箍＋1根套管＋球座＋尾管串＋牽制短節(jié)＋封隔式尾管懸掛器，上部連接?139.7 mm送入鉆具。扶正器設(shè)計(jì)方案為：重疊段每 2 根套管加裝 1 個(gè)?215.9 mm×?177.8 mm 整體式彈性扶正器；裸眼段每根套管加裝1個(gè)?215.9 mm×?177.8 mm整體式彈性扶正器，并用卡箍固定在套管中間部位；尾管懸掛器下部的2根套管和刮刀浮鞋上部的 2 根套管，各加裝 1 個(gè)?215.9 mm×?177.8 mm旋流滾輪剛性扶正器。

現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)，尾管順利下至井深2 805 m，靜止懸重 650 kN，上提懸重 1 100 kN，下放懸重 500 kN；開(kāi)泵循環(huán)，循環(huán)排量逐漸提高至25 L/s，循環(huán)壓力7.3 MPa，循環(huán)2周；井口投球泵送至球座，加壓至10.3 MPa，穩(wěn)壓 5 min，下放至懸重 400 kN，坐掛尾管懸掛器；繼續(xù)加壓至 14.0 MPa，穩(wěn)壓 5 min，坐掛牽制短節(jié)，上提至懸重1 350 kN，牽制短節(jié)正常坐掛。下放至懸重400 kN，正轉(zhuǎn)倒扣23圈，鉆具上提1.50 m，懸重1 100 kN，倒扣順利，判斷丟手成功；下放至懸重 400 kN，以排量 25 L/s循環(huán) 1 周，泵入 14.5 m3調(diào)整后的鉆井液，占裸眼環(huán)空高度190 m，注入7.3 m3隔離液，占裸眼環(huán)空高度95 m，注入7.3 m3先導(dǎo)水泥漿，占裸眼環(huán)空高度95 m，注入21.7 m3水泥漿，替入 9.7 m3壓塞液，鉆井泵替入 28.5 m3鉆井液，排量從 20 L/s 降至 5 L/s，碰壓至 13.5 MPa，脹封封隔器，拔出中心管，在“喇叭口”以上循環(huán)出多余的水泥漿，固井施工順利完成，固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)。

4 結(jié)論與建議

1）連接在尾管懸掛器下部的牽制短節(jié)能夠提供反向牽引力，增加尾管串懸重，可以有效解決大斜度井超短尾管由于懸重輕而導(dǎo)致的丟手和判斷丟手是否成功困難的問(wèn)題。

2）利用PVI軟件優(yōu)化扶正器安放位置、調(diào)整固井漿柱結(jié)構(gòu)及流變性能和應(yīng)用膨脹防竄水泥漿，可以提高固井頂替效率和水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量，防止活躍地層水竄流。

3）該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了埕海油田大斜度井超短尾管固井技術(shù)的突破，后續(xù)應(yīng)繼續(xù)進(jìn)行水平井尾管固井技術(shù)研究，為該油田的高效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)儲(chǔ)備。