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    澀北氣田防漏堵漏技術研究及應用

    2022-05-27 04:25:00凌波方向李海亮黃成貴邢星樊國祿杜宇斌
    石油工業(yè)技術監(jiān)督 2022年5期
    關鍵詞:結構

    凌波,方向,李海亮,黃成貴,邢星,樊國祿,杜宇斌

    中國石油青海油田分公司 鉆采工藝研究院(甘肅 敦煌 736200)

    澀北氣田為柴達木盆地第四系淺層生物成因的大型氣田,屬“背斜層狀邊水氣藏”[1]。澀北氣田多年開采后,地層壓力系數(shù)已降至0.5左右,前期開采階段氣井采取多層同時開采,高低壓氣層之間造成層間干擾,造成層間互竄;淺部的地層壓力,由于與深部地層連通,將深部地層壓力傳遞到淺部地層,造成地層壓力紊亂;氣層多且薄、儲層巖性疏松、弱邊水驅動,縱向上砂泥巖互層、氣水互層、高中低產層交互,層間差異大,鉆井施工中存在“上吐下泄”的風險。

    1 防漏堵漏現(xiàn)狀

    1.1 整體漏失現(xiàn)狀

    2017—2019年,完井339口,143口井發(fā)生井漏,井漏發(fā)生率42.2%;其中井漏次數(shù)242次,平均單井漏失1.69次,總漏失鉆井液9 020 m3,平均單井漏失63.08 m3,單次平均漏失鉆井液37.27 m3(表1)。

    表1 2017—2019年井漏復雜情況統(tǒng)計

    1.2 澀北一號漏失現(xiàn)狀

    2017—2019年澀北一號氣田鉆探162口井,58口井發(fā)生井漏,井漏發(fā)生率35.8%,共漏失鉆井液3 482.21 m3,占澀北氣田總漏失量38.6%(表2)。

    表2 澀北一號氣田各層位漏失情況

    1)漏層主要集中在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ層系,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ層系漏失92次,漏失鉆井液3 307.72 m3,占澀北一號氣田總漏失95%。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ層系由于長期開發(fā),產層虧空,地層壓力系數(shù)低至0.6~0.8,且局部存在高低壓交互層,鉆井液密度選擇難度大。

    2)淺層井漏主要發(fā)生在200 m以內,淺層井漏進行水泥漿快速有效封堵,單井漏失量、單次漏失量最少。

    3)〇層系2口井發(fā)生漏失,單井漏失量、單次漏失量都較少,主要是因為〇層系為非主力產層,壓力虧空情況相對較輕。

    1.3 澀北二號漏失現(xiàn)狀

    2017—2019年澀北二號氣田鉆探99口井,47口井發(fā)生井漏,井漏發(fā)生率47.5%,共漏失鉆井液1 582.2 m3,占澀北氣田總漏失量17.5%(表3)。

    表3 澀北二號氣田各層位漏失情況

    1)澀北二號井漏主要集中在Ⅰ、Ⅱ層系地層,是防漏堵漏重點,主要集中在750~1 100 m,Ⅰ、Ⅱ層系分別發(fā)生井漏29、26井次,累計漏失鉆井液1 295.7 m3,占總漏失量的81.9%。

    2)淺層井漏主要發(fā)生在200 m以內,淺層井漏進行水泥漿快速有效封堵,單井漏失量、單次漏失量較少。

    3)〇層系4口井發(fā)生漏失,單井漏失量、單次漏失量整體較少,主要是因為〇層系為非主力產層,地層壓力虧空情況相對較輕。

    1.4 臺南氣田漏失現(xiàn)狀

    2017—2019年臺南氣田鉆探78口井,38口井發(fā)生井漏,井漏發(fā)生率48.7%,共漏失鉆井液3 955.67 m3,占澀北氣田總漏失量43.8%(表4)。

    表4 臺南氣田各層位漏失情況

    1)臺南氣田漏失主要集中在Ⅲ層系1 160~1 380 m,Ⅲ層系漏失30口井,漏失39井次,漏失鉆井液3 736.87 m3,漏失量占臺南氣田總漏失量的94.5%,是防漏堵漏重點。

    2)2017—2019年臺南氣田淺層未發(fā)生漏失,Ⅰ、Ⅱ層系井漏3井次,主要是非主力產層,壓力系數(shù)正常,鉆井液中加入一定隨鉆堵漏材料可有效預防井漏。

    2 防漏堵漏難點

    2.1 儲層段地層壓力虧空嚴重

    澀北氣田由于長期開采,儲層段地層壓力虧空嚴重,主力層組壓力系數(shù)介于0.51~0.79,地層承壓能力低,鉆井、固井過程中易壓漏地層[2]。

    2.2 縱向各層組地層壓力差異大

    澀北氣田縱向各層組開發(fā)動用程度不均衡,地層壓力差異大,深部地層壓力下降快,淺部下降慢,同一裸眼段內壓力系數(shù)差值大(表5)。

    表5 澀3-34井各層組壓力系數(shù)預測

    3 防漏堵漏技術措施

    3.1 持續(xù)優(yōu)化井身結構,完善澀北氣田井身結構序列

    根據防漏堵漏及淺層氣發(fā)育的需求,以目的層的不同選擇2層或3層井身結構。

    澀北一號氣田Ⅰ層系及以淺井采用2層井身結構,Ⅱ層系及以深的井調整為3層井身結構,Φ 139.7 mm套管完井(圖1)。

    圖1 澀北一號氣田井身結構優(yōu)化結果

    澀北二號氣田〇層系2層結構井表層套管下深由300 m調整為200 m,細化地質卡層,Ⅰ層系及以淺井采用2層井身結構,Ⅱ層系及以深的井調整為3層井身結構,Φ139.7 mm套管完井(圖2)。

    圖2 澀北二號氣田井身結構優(yōu)化結果

    臺南氣田Ⅰ-1層系以深井井身結構基本沒有變化,Ⅰ-1層系及以淺井調整為Φ311.2×300/200 m+Φ215.9 mm兩層井身結構,0~2小層以淺層一開200 m,0~2小層以深一開300 m,Φ139.7 mm套管完井(圖3)。

    圖3 臺南氣田井身結構優(yōu)化結果

    3.2 細化鉆井液設計,防止措施不當壓漏地層

    3.2.1 細化鉆井液性能設計

    1)2層井身結構井二開鉆井液密度下限調整為1.20 g/cm3;3層井身結構井三開鉆井液密度下限調整為1.15 g/cm3。

    2)表層0~200 m鉆井液密度1.30~1.38 g/cm3,防止壓漏地層;技套200~650 m鉆井液密度1.30~1.35 g/cm3;低壓力系數(shù)1-4-1層(0.65~0.97)和2-3-1層(0.47~0.65)根據全烴和短起下鉆后效調整鉆井液密度。

    3.2.2 細化鉆井液措施設計

    1)一開鉆進過程中需要使用大排量、低限密度、低黏度鉆井液鉆進。二開、三開井段鉆進,加強隨鉆觀察和分析,在保證井下安全的前提下盡可能使用較低密度鉆井液施工。鉆至設計中低壓產層前適當降低轉速、排量,降低循環(huán)壓耗,以防止井漏復雜發(fā)生。

    2)每150~250 m短起下鉆一趟,保證井眼暢。嚴格控制起下鉆速度(不超過0.3 m/s)防止因激動壓力過大而誘發(fā)井漏,中途循環(huán)或下鉆到底開泵時應緩慢,小排量頂通、循環(huán)正常后方可提高到正常排量清洗井眼。

    3)做好鉆井液的維護管理工作,加入適量的降失水劑、封堵劑,控制鉆井液膨潤土含量,保證鉆井液造壁性能良好,并具有較好的封堵能力。鉆至低壓層前適當降低排量,控制鉆進速度,根據情況采用配堵漏鉆井液靜止堵漏或隨鉆堵漏[5]。

    4)下套管前進行通井作業(yè),充分循環(huán)除砂,保證井眼暢通,下套管過程中應控制好下入速度,防止在有限環(huán)空內沖擊壓力的增大而壓漏地層。及時將套管內灌滿鉆井液,防止氣柱進入環(huán)空,導致液柱壓力降低而誘發(fā)井塌或井噴。

    3.3 建立防漏堵漏模板,指導現(xiàn)場防漏堵漏標準化施工

    3.3.1 優(yōu)選堵漏材料

    根據澀北氣田漏失層孔喉直徑優(yōu)選鉆井液堵漏材料,采用剛性顆粒、可變性材料、細微粒徑填充材料及纖維類材料,提高橋堵漿與漏層的適應性;確保堵漏材料能“進得去”(表6)。

    表6 堵漏材料粒徑及成分

    3.3.2 優(yōu)化堵漏配方

    根據大顆粒能進得去、停得住,小顆粒堵得嚴,變形粒子封得死原則,對優(yōu)選成熟堵漏材料進行不同漏速下配方優(yōu)化(表7),保障堵漏一次成功[3]。

    表7 預堵漏及堵漏配方

    3.3.3 完善堵漏工藝

    1)配制有效15~20 m3堵漏漿的上水池,配制順序先加片狀材料,其次纖維類材料,再次剛性堵漏劑,最后加入純堿及土粉,黏度滴流。

    2)緩慢開泵將堵漏漿注入井內,在條件允許的前提下,注入堵漏漿的同時,盡可能的多打進尺,充分暴露可能存在的漏層,隨后替入常規(guī)鉆井液。盡可能的將堵漏鉆井液擠入地層,一般擠入堵漏漿的?~?,原則不超過套管鞋處最高破裂壓力[4]。

    3)200 m以內裸眼段,漏速?。?0 m3以下)、堵漏漿濃度低(濃度15%以下)的情況小,采用的直接擠注法堵漏,鉆桿下至漏層位置,將堵漏漿打完,直接關井憋壓;套管鞋承壓能力低或堵漏漿漏速大(部分堵漏漿不能完全進入地層),不具備憋壓條件,依靠循環(huán)壓力使堵漏漿進入地層,采用頂部循環(huán)法堵漏,將堵漏漿打完,起鉆至漏層頂部,循環(huán),增加循環(huán)壓耗,讓堵漏漿充分進入地層;套管鞋承壓能力足夠,堵漏漿不能完全進入地層,采用間接擠注法堵漏,打完堵漏漿后,起鉆至漏層頂部,關井憋壓。

    3.3.4 防漏堵漏模板建立

    防漏堵漏技術模板如圖4所示。

    圖4 防漏堵漏技術模板

    4 現(xiàn)場應用

    2020年完井257口,井身結構優(yōu)化254口,鉆井液細化218口,現(xiàn)場應用防漏堵漏技術措施254口,漏失39口井,漏失率15.4%,較2019年降低21%。由于高效開發(fā),地層壓力虧空嚴重,2020年前期鉆井液密度借鑒2019年鉆井經驗密度無法平衡地層壓力,導致前期鉆井液漏失嚴重,單井漏失量62.1 m3,比2019年提高6.5%。通過3—6月份根據現(xiàn)場實鉆情況不斷優(yōu)化完善防漏堵漏技術措施及配方,7—10月份漏失率,單井漏失量大幅度降低。

    5 結論及建議

    1)澀北氣田縱向各層組開發(fā)動用程度不均衡,地層壓力差異大,深部地層由于長期開采壓力虧空嚴重,主力層組壓力系數(shù)介于0.51~0.79,淺部下降慢,同一裸眼段內壓力系數(shù)差值大,鉆井液密度難以合理調控平衡地層壓力,導致鉆井液漏失。

    2)2020年通過完善澀北氣田井身結構序列,細化鉆井液性能及措施設計,建立防漏堵漏技術模板三方面的技術措施,高效指導鉆井現(xiàn)場防漏堵漏標準化施工。

    3)2020年完井257口,井身結構優(yōu)化254口,鉆井液細化218口,現(xiàn)場應用防漏堵漏技術措施254口,漏失39口井,漏失率15.4%,較2019年降低21%,單井漏失量62.1 m3,比2019年提高6.5%,7—10月份漏失率,單井漏失量大幅度降低。

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