川東北高酸性氣藏固井技術(shù)
——以壩南001-H1井為例

王純?nèi)?黃 偉 劉世彬 宋 勇 嚴(yán)海兵 張 楊 趙啟陽(yáng)

(1.中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司，成都 610051；2.國(guó)家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心，成都 610051；3.中石油西南油氣田公司川東北氣礦，四川 達(dá)州 635000)

0 前 言

四川盆地天然氣資源豐富，川東北海相地層的渡口河、鐵山坡、羅家寨、滾子坪、普光、七里北構(gòu)造氣藏均為高含硫氣藏，現(xiàn)已探明的高含硫天然氣儲(chǔ)量超過(guò)9 000×108m3，占全國(guó)同類天然氣儲(chǔ)量的90%以上[1]。普光氣田氣層中H2S 含量為15.00%～18.00%，CO2含量為8.00%～10.00%[2]；羅家寨氣田氣層中H2S含量為9.50%～17.00%，CO2含量為7.00%～9.00%；鐵山坡氣田氣層中H2S含量為12.56%～16.45%，CO2含量為6.36%～9.02%；壩南1井氣層中H2S平均含量為14.40%，CO2平均含量為8.30%；渡口河氣田氣層中H2S含量為9.15%～15.00%，CO2平均含量為6.54%。這些氣藏屬于高含或特高含H2S、中含CO2的高酸性氣藏[3]。油井水泥水化的主要產(chǎn)物是C-S-H(水化硅酸鈣)和Ca(OH)2，高酸性氣體均可與其發(fā)生反應(yīng)，從而導(dǎo)致水泥石的滲透率增大、抗壓強(qiáng)度降低[4-7]，使油井水泥環(huán)受到嚴(yán)重腐蝕[8]。以壩南001-H1井為例,介紹川東北高酸性氣藏固井技術(shù)。壩南001-H1 井位于正壩南西潛伏構(gòu)造較高部位，飛仙關(guān)組鮞灘氣藏，主要類型為構(gòu)造-巖性氣藏，其中H2S含量為7.14%～14.35%，CO2含量為4.43%～8.29%。氣藏地層壓力低，為滿足高酸性氣藏水泥環(huán)密封完整性的需要，上部地層封固和目的層固井是關(guān)鍵。

1 壩南001-H1井基本情況

1.1 井身結(jié)構(gòu)

壩南001-H1 井是正壩南西潛伏構(gòu)造的一口滾動(dòng)評(píng)價(jià)井，目的層是飛仙關(guān)鮞灘儲(chǔ)層。采用Ф311.2 mm鉆頭鉆至井深3 690.00 m處，下入Φ244.5 mm+Φ250.8 mm套管進(jìn)行固井，封隔上部復(fù)雜層段；Φ215.9 mm鉆頭鉆至井深4 568.00 m，采用Φ177.8 mm尾管固井(見表1)。

表1 井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)

1.2 地層壓力

正壩南西潛伏構(gòu)造位于溫泉井構(gòu)造主體南翼，嘉陵江組以下各層軸線與地面溫泉井構(gòu)造主體斜交，地腹構(gòu)造與地面構(gòu)造相反，褶皺強(qiáng)烈，斷裂發(fā)育，有5 條規(guī)模較大、延伸較遠(yuǎn)的斷層。壩南001-H1 井位于其中2個(gè)斷層形成的斷壘之間，這2個(gè)斷層發(fā)育于溫泉井主體構(gòu)造南翼斷下盤，受到來(lái)自南西方向大巴山的擠壓，其走向與溫泉井主體斷層斜交，地層壓力低，裂縫發(fā)育。根據(jù)鄰井鉆井和開采井資料預(yù)測(cè)，全井段中地層壓力最高為飛仙關(guān)組，壓力系數(shù)為1.2 g/cm3(見圖1)。地層破裂壓力低，鉆進(jìn)過(guò)程中發(fā)生多次井漏(見表2)。技術(shù)套管固井的裸眼井段承壓能力低，鉆井液密度只能達(dá)到1.25～1.28 g/cm3。尾管固井的裸眼井段鉆進(jìn)3 815.00～3 816.00 m處發(fā)生2次井漏，鉆井液密度只能達(dá)到1.33 g/m3(見表3)。

圖1 壩南001-H1井地層壓力預(yù)測(cè)圖

表2 技術(shù)套管固井的裸眼井段鉆進(jìn)過(guò)程井漏情況

表3 尾管固井的裸眼井段鉆進(jìn)過(guò)程井漏情況

1.3 酸性氣藏情況

鄰井羅家2井飛仙關(guān)組氣藏中H2S質(zhì)量濃度為125.53 g/m3，CO2質(zhì)量濃度為106.88 g/m3；壩南1井飛仙關(guān)組氣藏中H2S質(zhì)量濃度為221.05 g/m3，CO2質(zhì)量濃度為162.48 g/m3；菩薩2井飛仙關(guān)組氣藏中H2S質(zhì)量濃度為115.30 g/m3，CO2質(zhì)量濃度為86.84 g/m3；推測(cè)本井飛仙關(guān)組氣藏為高含或特高含H2S、中含CO2氣藏，H2S質(zhì)量濃度為110.00～221.00 g/m3，CO2質(zhì)量濃度為86.84～162.48 g/m3。

2 固井技術(shù)難點(diǎn)及措施

2.1 固井技術(shù)難點(diǎn)

2.1.1 地層承壓能力低

該高酸性氣藏井固井要求水泥漿返至地面以確保井筒完整性，技術(shù)套管固井要同時(shí)封固沙溪廟、涼高山、自流井、須家河、雷口坡、嘉陵江組地層。沙溪廟、涼高山、須家河、嘉陵江組均存在裂縫，鉆進(jìn)過(guò)程中發(fā)生了多次井漏，密度為1.22～1.30 g/cm3的鉆井液總漏失量超過(guò)800 m3。其間，雖多次采用橋堵鉆井液和水泥漿堵漏，但鉆進(jìn)過(guò)程中鉆井液密度高于1.25 g/cm3就會(huì)發(fā)生井漏，鉆井液循環(huán)當(dāng)量密度僅有1.28 g/cm3，裸眼井段地層承壓能力低。水泥漿固相含量大于50%，屬于高固相流體，其摩阻明顯大于鉆井液，水泥漿一次返至地面難。鄰井LJ20井技術(shù)套管固井采用1.55 g/cm3+1.70 g/cm3低密度水泥漿，施工過(guò)程中發(fā)生井漏，水泥漿僅返至上層套管鞋，約620 m重合段環(huán)空沒有被封固，未達(dá)到高酸性氣藏井固井水泥漿需返至地面的要求。

2.1.2 高酸性氣體對(duì)水泥腐蝕嚴(yán)重

CO2與H2S混合氣體對(duì)水泥石的腐蝕作用是相互協(xié)同、相互抑制的。酸性氣藏中的CO2滲入水泥石，與Ca(OH)2和C-S-H發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成CaCO3、無(wú)定型硅膠等非膠結(jié)性物質(zhì)。酸性氣藏中的H2S與水泥水化產(chǎn)物反應(yīng)生成CaS、FeS 和Al2S3等非膠結(jié)性物質(zhì)。這些非膠結(jié)性腐蝕產(chǎn)物會(huì)嚴(yán)重破壞水泥石的結(jié)構(gòu)，使水泥石內(nèi)部生成大量的托勃莫萊石、C2SH(水化硅酸二鈣)等多孔物質(zhì)，從而導(dǎo)致水泥石強(qiáng)度降低、滲透率大幅增加[4-6]。水泥環(huán)的進(jìn)一步腐蝕將嚴(yán)重威脅到油氣井中套管柱的安全。

2.1.3 超低密度水泥漿強(qiáng)度低

由于減輕劑類型、粒徑、抗壓強(qiáng)度和早強(qiáng)劑等因素影響，國(guó)內(nèi)低密度和超低密度水泥漿的強(qiáng)度不足。特別是密度低于1.30 g/cm3的水泥漿，其24 h強(qiáng)度小于14.0 MPa，很難滿足封固目的層的要求[9]。

2.2 固井技術(shù)措施

2.2.1 提高地層承壓能力

技術(shù)套管固井需要封固的井段中，601.10～3 690.00 m井段鉆進(jìn)過(guò)程發(fā)生多次井漏，主要有4個(gè)井漏層位。裸眼井段承壓能力僅有1.28 g/cm3，采用堵漏鉆井液和注水泥塞進(jìn)行作業(yè)施工[10]，耗時(shí)4個(gè)月，但裸眼井段承壓能力僅提高至1.46 g/cm3。全裸眼井段承壓能力低，堵漏的針對(duì)性不強(qiáng)，若繼續(xù)提高全裸眼井段承壓能力會(huì)導(dǎo)致作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)、作業(yè)成本高。

尾管固井需要封固的井段中，針對(duì)3 688.70～4 568.00 m井段，采用1.34 g/cm3的鉆井液，緩慢關(guān)井增加環(huán)空壓力，立壓17.8～18.4 MPa，套壓1.07～1.15 MPa，排量2.16 m3/min，無(wú)漏失，循環(huán)當(dāng)量密度1.43 g/cm3。繼續(xù)提高環(huán)空壓力，立壓17.9～18.6 MPa，套壓1.48～1.63 MPa，排量2.16 m3/min，漏速0.8 m3/h，漏失鉆井液0.7 m3，此時(shí)循環(huán)當(dāng)量密度1.44 g/cm3。由于井漏井段在裸眼段上部，通過(guò)2次環(huán)空加壓就可以判斷出上部裸眼井段承壓能力僅提高至1.43 g/cm3。

2.2.2 高強(qiáng)度低密度韌性防竄水泥漿

技術(shù)套管固井采用1.25 g/cm3+1.85 g/cm3韌性防竄水泥漿體系，將固井施工的最大當(dāng)量密度控制在1.43 g/cm3以下，以確保固井施工時(shí)水泥漿能夠返至地面。根據(jù)緊密堆積理論優(yōu)化玻璃微珠、油井水泥、增強(qiáng)劑、玻璃微珠等固相顆粒的粒徑級(jí)配[9，11]，縮小水灰比，提高水泥漿的堆積率，降低水泥石的滲透率，從而提高水泥石的抗壓強(qiáng)度。高強(qiáng)度低密度韌性防竄水泥漿的配方為：嘉華G級(jí)水泥+17.0%增強(qiáng)材料+3.0%微硅+7.5%降失水劑+0.7%穩(wěn)定劑+0.4%懸浮劑+1.3%分散劑+2.0%早強(qiáng)劑+8.0%膨脹增韌材料+4.0%防竄增韌材料+53.0%玻璃微珠+2.3%緩凝劑+95.0%水+0.3%消泡劑+0.3%抑泡劑(百分比均為與水泥的質(zhì)量比)。水泥漿在溫度為63 ℃、壓力為45.0 MPa、升溫時(shí)間為30 min的條件下稠化289 min。水泥漿在30 ℃下養(yǎng)護(hù)不同時(shí)間的強(qiáng)度如表4所示，養(yǎng)護(hù)24 h后強(qiáng)度為5.8 MPa，滿足封固目的層的要求。

表4 高強(qiáng)度低密度韌性水泥漿強(qiáng)度

2.2.3 防腐水泥漿體系

尾管固井采用1.35 g/cm3+1.70 g/cm3防腐水泥漿體系，控制固井施工的最大當(dāng)量密度小于1.41 g/cm3，以確保尾管固井施工時(shí)水泥漿返至懸掛器以上。在水泥漿中加入膠乳，能明顯提高水泥石的抗腐蝕能力[12-13]。膠乳與水泥水化產(chǎn)物的有效鉸接和橋聯(lián)作用可以提高水泥石的彈性[14]，膠乳粒徑小，可以堵塞水泥石的微孔，從而降低水泥石的孔隙度和滲透率[7]，膠乳顆粒黏附在水泥顆粒表面可以防止水泥被腐蝕[6]。在緊密堆積理論指導(dǎo)下降低水灰比、提高固相含量，可以達(dá)到提高水泥石抗壓強(qiáng)度的目的。防腐水泥漿的配方為：1.35 g/cm3水泥漿固相含量54.74%、膠乳加量11.00%、液固比0.52，在溫度為114 ℃、壓力為45.0 MPa的條件下養(yǎng)護(hù)48 h的強(qiáng)度為18.2 MPa；1.70 g/cm3水泥漿固相含量54.56%、膠乳加量6.70%、液固比0.37，在溫度為114 ℃、壓力為45.0 MPa的條件下養(yǎng)護(hù)48 h的強(qiáng)度為26.2 MPa。防腐水泥漿7 d的力學(xué)性能(見表5)均滿足中石油韌性水泥漿技術(shù)規(guī)范。在溫度為114 ℃、氣體總壓為10.0 MPa、H2S含量為14.35%、CO2含量為8.29%的條件下，對(duì)水泥石進(jìn)行抗腐蝕實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明(見表6)，水泥漿分別經(jīng)過(guò)3、7 d腐蝕后其滲透率變化不大，均小于5×10-6μm2，強(qiáng)度先降低后增加至40.0 MPa，完全能滿足施工作業(yè)要求。

表5 防腐水泥漿7 d力學(xué)性能

表6 1.70 g/cm3防腐水泥漿抗腐蝕性能

2.2.4 預(yù)應(yīng)力固井

預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)能減小套管的伸縮、擴(kuò)張等帶來(lái)的微間隙，為了提高一、二層界面的固井膠結(jié)質(zhì)量[15]，技術(shù)套管上部和懸掛套管內(nèi)采用清水頂替，提前降低套管內(nèi)液體密度。在下一步作業(yè)中，將清水替換為鉆井液，套管自身的彈性變化使其與水泥環(huán)的接觸更緊密，提高了水泥環(huán)的密封性。尾管固井時(shí)，裸眼井段井斜60°左右，清水的漂浮作用提高了套管居中度，有利于固井質(zhì)量的提高。

2.2.5 控壓固井

固井施工中為了實(shí)現(xiàn)地層壓穩(wěn)而不壓漏，將施工當(dāng)量密度控制在1.28～1.41 g/cm3，套管下到位后鉆井液密度從 1.34 g/cm3降低至1.22 g/cm3。停泵時(shí)控壓2.5 MPa，固井時(shí)采用動(dòng)態(tài)控壓[16]方式使動(dòng)態(tài)當(dāng)量密度控制在1.28～1.41 g/cm3。

2.2.6 配套技術(shù)

根據(jù)等效剛度通井組合原則[17]，下套管前采用三通井扶正器+鉆鋌的鉆具組合，確保井眼暢通。為保證裸眼井段套管居中度，每根套管加1只扶正器，確保套管居中度大于70%。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 Φ244.5 mm技術(shù)套管固井

當(dāng)Φ244.5 mm技術(shù)套管到位后，開始循環(huán)清潔井眼，再循環(huán)鉆井液，鉆井液密度從1.36 g/cm3降低至1.33 g/cm3。在固井泵注施工中，注入1.23 g/cm3隔離液23.0 m3、沖洗液10.0 m3、1.25 g/cm3高強(qiáng)度低密度韌性水泥漿125.0 m3、1.84 g/cm3韌性水泥漿26.2 m3；然后投膠塞，注入1.85 g/cm3韌性水泥漿5.0 m3、1.85 g/cm3韌性水泥漿5.0 m3；接著壓膠塞，頂替1.34 g/cm3鉆井液93.0 m3，排量2.4 m3/min，壓力4.8～5.0 MPa；再替清水42.5 m3，排量1.6～1.8 m3/min，壓力4.0 MPa，碰壓至15.0 MPa。施工后期，環(huán)空返出水泥漿約15.0 m3，環(huán)空憋壓2.0 MPa,候凝。

3.2 Φ177.8 mm尾管固井

Φ177.8 mm尾管到位后，循環(huán)鉆井液排量逐漸提高至1.20 m3/min，無(wú)漏失。將鉆井液密度從1.34 g/cm3降低至1.22 g/cm3，停泵時(shí)控壓2.0 MPa坐掛懸掛器，固井泵注施工。注入沖洗液8.0 m3、1.29 g/cm3隔離液15.0 m3、1.35 g/cm3低密度防腐水泥漿17.0 m3、1.70 g/cm3防腐水泥漿8.3 m3，排量0.60～0.96 m3/min，控壓0.5～2.5 MPa；投膠塞，注入1.85 g/cm3韌性水泥漿1.5 m3、1.85 g/cm3韌性水泥漿1.5 m3;壓膠塞，停泵控壓3.5 MPa；頂替清水14.0 m3，排量1.10～1.20 m3/min，壓力0～1.5 MPa，控壓0.5～2.5 MPa；再替隔離液和鉆井液31.0 m3，排量1.00～1.20 m3/min，壓力4.0～8.5 MPa，控壓1.0～2.8 MPa；替清水5.5 m3，排量0.60 m3/min，壓力6.0 MPa，碰壓至15.0 MPa；停泵時(shí)控壓3.5 MPa坐封管外封隔器，起鉆20柱，循環(huán)關(guān)井候凝。

3.3 固井質(zhì)量

電測(cè)技術(shù)套管固井質(zhì)量井段0～3 621.00 m(見表7)，水泥膠結(jié)優(yōu)良井段為56.95%，水泥膠結(jié)的合格率為95.95%。電測(cè)尾管固井質(zhì)量井段3 502.50～4 508.00 m(見表8、表9)，水泥膠結(jié)優(yōu)良井段占比為26.86%，水泥膠結(jié)的合格率為81.36%。該井經(jīng)過(guò)鉆井、完井、試氣、生產(chǎn)等歷時(shí)24個(gè)月的驗(yàn)證，井筒完整性良好。

表7 技術(shù)套管第一膠結(jié)面電測(cè)(CBL)固井質(zhì)量

表8 尾管固井第一膠結(jié)面電測(cè)(CBL)固井質(zhì)量

表9 尾管固井第二膠結(jié)面電測(cè)(VDL)固井質(zhì)量(3 688.7～4 508 m)

4 結(jié) 語(yǔ)

采用注入高強(qiáng)度低密度水泥漿、注入防腐水泥漿、提高承壓能力、預(yù)應(yīng)力固井、控壓固井等工藝，為壩南001-H1井技術(shù)套管和尾管固井提供了技術(shù)支持，井筒的完整性得到了初步驗(yàn)證，為中石油川東北高酸性氣藏固井技術(shù)提供了技術(shù)借鑒。

高強(qiáng)度低密度水泥漿為低壓易漏失井固井提供了質(zhì)量保障，提高了水泥漿返至設(shè)計(jì)位置的成功率。

膠乳降低了水泥石的孔隙度和滲透率，同時(shí)，膠乳在水泥顆粒表面阻止水泥被高酸性氣體腐蝕，保證了水泥環(huán)的長(zhǎng)期完整性。