碎屑巖注氣井固井技術(shù)初探

謝昕龍，石 慶，李 林

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司，四川成都610000）

1 基本情況

TZ-XX井地處塔里木盆地塔中區(qū)塊，目的層為典型的碎屑巖發(fā)育儲層，該井為該區(qū)塊高水淹油藏注氣提高采收率試驗的第一口實驗注氣井，目的層為石炭系R段小層日注氣20×104m3，井口注氣壓力40MPa，以提高油藏采收率。井身結(jié)構(gòu)應(yīng)滿足長期注氣井筒完整性要求。

1.1 地質(zhì)構(gòu)造

塔中S 井區(qū)依次鉆揭地層：第四系、古近系、侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系小海子組、石炭系卡拉沙依組、石炭系巴楚組，其中三疊系、二疊系易垮，三疊系下部及二疊系極易發(fā)生漏失（根據(jù)統(tǒng)計，塔中S區(qū)漏失比例達到61.9%）。目的層為石炭系R段小層為含凝析氣頂?shù)膲K狀底水油藏，井底溫度98°C。

1.2 油氣水顯示

該井二開鉆進在石炭系卡拉沙依組和巴楚組鉆遇12處油氣顯示，在鉆井液密度1.38g/cm3條件下全烴最高上漲至63.9%，最后一趟通井后效情況：靜止時間：24.5h，上竄高度：341.51m，上竄速度：13.9m/h。

1.3 井身結(jié)構(gòu)（見表1）

表1 井身結(jié)構(gòu)

造斜點：3310m，A點：3738m(垂深3567.44m，水平位移281.57m)，最大井斜處井深3718.8m，井斜85.1°，方位313.69°。

1.4 井眼質(zhì)量

該井電測裸眼段平均井徑256.44mm，折鉆頭直徑擴大率6.27%。井徑數(shù)據(jù)見圖1。

1.5 鉆井液性能

本井采用鉀聚磺防塌鉆井液體系，鉆井液性能如表2所示。

2 復雜情況

圖1 井徑數(shù)據(jù)

鉆進至3300m，鉆井液密度1.28g/cm3，短起、下鉆劃眼至3270m，發(fā)現(xiàn)溢流1.2m3，停泵關(guān)井觀察，套壓0.6MPa，立壓0，節(jié)流循環(huán)排氣，分步提密度1.28↗1.36g/cm3，排量 17↗27L/s，立壓 7～8MPa 立壓 8↗15MPa，套壓0.8MPa，分離器出口點火燃，間斷熄滅，橙色火焰，焰高0.2～3m，全烴：99.9%↘14.7%，累計漏失鉆井液13.6m3，加入核桃殼等堵漏材料后井漏逐漸消失。漏速1.6m3/h。

3 技術(shù)難點

（1）二疊系地層承壓能力低，下套管和固井過程中易發(fā)生井漏，固井質(zhì)量難以保證。同時可能導致環(huán)空液柱壓力降低，出現(xiàn)井控風險。

（2）大斜度井，井徑偏小，井徑較為不規(guī)則，下套管難度大。

表2 鉆井液性能

（3）油氣顯示活躍，電測解釋3280～3738m 均為油氣層，固井及候凝過程中，易發(fā)生氣竄，影響固井質(zhì)量。

（4）二、三疊系交接面2550～3050m 存在明顯大肚子井段，平均井徑267.5mm，大肚子井段及大斜度井段套管居中度不易保證，頂替過程中形成單邊，影響固井質(zhì)量。

4 固井技術(shù)措施

4.1 井眼準備

為確保套管順利下到位，采用了雙扶扶正器通井，大斜度井段主動劃眼，在傳輸電測結(jié)束后進行了四趟長短起、靜觀測后效作業(yè)，最終井眼暢通起下鉆無阻卡，通井到底采用稠漿攜砂大排量循環(huán)確保井眼清潔。下套管前在井底注入性能優(yōu)異的墊底泥漿。

4.2 防漏措施

鑒于該區(qū)塊二疊系承壓能力在1.50～1.55，根據(jù)計算，要滿足25L/s 排量固井施工，需承壓8.5MPa（1.38g/cm3泥漿條件下），折算井底當量密度1.62g/cm3，二疊底當量密度1.65g/cm3。上層管鞋處當量密度達到2.46g/cm3，不具備承壓條件，因此該井未做承壓試驗。下套管前調(diào)整鉆井液性能，適當降低切力及粘度，有利于防止開泵激動壓力過大憋漏地層。嚴格控制套管下放速度，分別在井深2080m、2510m、3260m頂通一次，同時避開了二、三疊系易漏井段，充分破壞泥漿結(jié)構(gòu)力，防止套管下到位后開泵憋漏地層。套管下到位后控制泵壓5MPa 開通泵，先小排量循環(huán)30min，再逐步提排量充分循環(huán)排后效及沉砂。

4.3 提高頂替效率措施

根據(jù)實測井徑，通過固井工程設(shè)計軟件模擬套管居中度，定制大尺寸旋流鋁合金剛扶，確保套管居中度，如圖2所示。結(jié)合井斜、狗腿度、井徑，通過優(yōu)化加放扶正器數(shù)量及尺寸，全井套管居中度達到66%。具體扶正器加法及加量如表3所示。

①合理優(yōu)化水泥漿流變性能，要求領(lǐng)漿性能：密度1.40g/cm3，n≥0.8，k＜0.4Pa·sn，初始稠度小于15Bc，無觸變；尾漿性能：密度1.86g/cm3，n≥0.7，1.0Pa·sn≤k＜1.2Pa·sn，初始稠度小于30Bc，有觸變性，使得鉆井液、領(lǐng)漿、尾漿形成密度、粘度、觸變性三個層面上的階梯匹配；②使用占裸眼環(huán)空高度500m 的沖洗液沖刷井壁，提高一、二界面膠結(jié)質(zhì)量；③設(shè)計多返20m3水泥漿，防止因為可能存在的滲漏導致水泥漿無法一次性返出地面，同時提高了接觸時間，提高頂替效率；④替漿前40m3排量35L/s，確保井底300m 用領(lǐng)漿沖刷兩次以上，后起逐步將排量降至12～25L/s，降低水泥漿返至二疊系以上以后的環(huán)空動當量密度，預(yù)防井漏。采用平均頂替排量25L/s，通過固井工程設(shè)計軟件模擬頂替效率100%（如圖3所示）。

4.4 優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)、優(yōu)選水泥漿體系

表3 扶正器設(shè)計

圖2 套管居中度模擬

圖3 頂替效率模擬

（1）采用一次性正注固井工藝，針對目的層油氣活躍、二疊系易漏的特點，采用兩凝雙密度水泥漿體系，領(lǐng)漿采用漂珠低密度彈性水泥漿體系，封固井口至二疊系底部，密度1.40g/cm3；尾漿采用常規(guī)密度彈性自愈合防竄水泥漿體系，封固二疊系底至井底，密度1.86g/cm3。

（2）嚴格控制水泥漿稠化時間，尾漿稠化時間為110min/100Bc，實際尾漿工作時間90min，封固顯示層位的尾漿稠化時間僅富余20min，并且靜膠凝過渡時間小于15min，如圖4 所示，有效地降低了施工及候凝期間發(fā)生油氣水竄的可能性。

（3）尾漿選用自愈合水泥解決后期注氣過程中可能造成水泥環(huán)破裂使得環(huán)空封隔失效的問題。利用實驗儀在單軸條件下對水泥柱加載，當加載到水泥柱出現(xiàn)宏觀裂縫時停止加載，然后測量孔隙流體分別為水和原油時通過水泥柱的流體流量，發(fā)現(xiàn)原油通過12min后滲流停止，如圖5所示，說明自愈合性能良好。同時通過增韌防竄劑、自愈合劑、水泥三相進行精密堆積設(shè)計，實現(xiàn)對水層孔隙的封堵，可有效減緩流體間質(zhì)量擴散，提高儲層（孔吼尺寸3～7μm）封堵效果。

圖4 尾漿底部78℃靜膠凝曲線（過渡時間：11min，起強度時間：270min）

圖5 自愈合水泥石孔隙流體流量變化情況

（4）針對注氣井注替過程存在井口壓力高、交變載荷的難點，借鑒儲氣庫固井經(jīng)驗，選用彈性水泥漿體系，在滿足抗壓強度的同時，具有較低的楊氏模量、較高的泊松比及抗拉強度，能夠在復雜應(yīng)力條件下保持水泥環(huán)完整性。本次固井選用的彈性水泥具有良好的彈塑性能，其力學性能滿足儲氣庫固井技術(shù)規(guī)范要求。

詳細力學性能與規(guī)范對比如表4所示。

5 固井質(zhì)量分析

全井段優(yōu)質(zhì)率94.62%，合格率99.1%，儲層頂部3280m以上存在230m連續(xù)優(yōu)質(zhì)段，如表5所示。

表4 水泥石力學性能對比

6 結(jié)論及認識

（1）通過調(diào)整泥漿及水泥漿流變參數(shù)，合理優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)，制定嚴格的下套管及開泵防漏措施，確保一次性正注固井施工，是確保碎屑巖注氣井井筒完整性的前提。

（2）通過加大扶正器外徑和加放密度提高套管居中度，采用長段長沖洗液沖刷膠結(jié)面，加大多返水泥漿量，優(yōu)化泥漿、領(lǐng)漿、尾漿流變參數(shù)形成階梯頂替，采用固井工程設(shè)計軟件模擬優(yōu)化施工排量等綜合手段以提高水泥漿對泥漿的頂替效率，是確保固井質(zhì)量的關(guān)鍵。

（3）選用力學性能滿足儲氣庫韌性水泥技術(shù)要求的水泥漿體系，能夠有效應(yīng)對碎屑巖注氣井水泥環(huán)承受長期高壓、交變載荷的挑戰(zhàn)。

（4）碎屑巖固井極易發(fā)生關(guān)鍵層位油氣水竄，嚴控水泥漿失重過渡時間及尾漿稠化時間，同時加入自愈合防竄材料，能夠有效防范氣竄，確保碎屑巖固井關(guān)鍵層位層間封隔，提高采收率。

表5 電測固井質(zhì)量