提高高石梯磨溪区块φ1778mm尾管固井质量研究与探讨.docx

2014 年全 国 天然气 学 术年会 提高高石梯磨溪区块177. 8mm 尾管固井质量研究与探讨林强1李德明 1 陈友斌 11 川庆钻探工程有限公司工程技术处陈敏 1胡萍 1甘红梅 1 姚坤全 22 西南油气田分公司工程技术与监督部摘要：论述了四川盆地高石梯磨溪区块在177.8mm 尾管固井过程中存在的主要生产难题长裸眼、异常高压、易漏，窄安全密度窗口下难以一次性注水泥浆以及注水泥浆封固井段测井解释胶结质量差；分析了影响固井质量的主要因素水泥浆体系质量差、井漏、长裸眼井段顶替效率不高、结果导向工程施工设计最优化不足、水泥浆凝结过程中气油气水侵；提出了尾管固井封固质量的技术对策、提高异常高压天然气井注水泥质量的主要工艺技术以及套管水泥环完整性技术。这套技术有效提高了异常高压易漏井段和油气水显示活跃地层的177.8mm 尾管固井质量，177.8mm 油层尾管固井合格率由勘探初期的 0.9%提高到 62.6%；主要封固目的层段测井解释优质率达到 14.66%，基本满足了后期钻完井作业需要，为异常高压易漏长封固段提高固井质量积累了可借鉴的经验。关键词高石梯磨溪长裸眼尾管注水泥固井质量2010 年 7 月，四川盆地下古生界震旦系风险探井 GS1 井勘探获得重大突破，震旦系灯影组二段测试获天然气日产量 102104m3；2012 年 9 月 MX8 井寒武系下统龙王庙组 2 套储层总测试日产量达 191104m3，至此，掀开了四川油气田天然气勘探崭新一页，随着 3 年来快速高效勘探，已探明天然气储量超过 4400108m3。与之不相适应的是，GS1 井177.8mm 尾管固井质量声幅测井解释合格率仅为 0.9%，以致于工程界发出了“水泥浆去哪里了？”的惊呼（图 13），四川盆地高石梯磨溪区块在后期勘探推进过程中，177.8mm 尾管固井质量仍一直未能获得有效提高，成为急需攻关研究的主要技术瓶颈之一。图 1井超缓凝图 2井气层封固差图 3井顶替效率差影响尾管固井质量的主要因素与对策1. 影响尾管固井质量的主要因素四川盆地高石梯磨溪区块177.8mm 尾管已固井 47 口，固井施工资料和室内大量研究与评价试验1作者简介：林强，1974 年生，高级工程师，工程硕士；1998 年毕业于西南石油学院石油工程专业，2008 年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业；现从事钻井技术管理工作。地址：成都市成华区猛追湾街 6 号。电话：（028）86011763。 E-mail：102014 年全 国 天然气 学 术年会 结果表明，高石梯磨溪区块异常高压易漏长裸眼井177.8mm 尾管固井质量差的主要因素有以下方面。（1）裸眼段长，封固井段底、顶温差大高石梯磨溪区块高压天然气井勘探开发仍主要采用常规经济的 339.7mm-244.5mm-177.8mm-127mm五开五完井身结构（图 4），244.5mm 技术套管下至嘉二 3 中部，封隔上部相对低压、漏失、垮塌层，为下部长段高压层安全钻进创造条件。215.9mm 井眼龙王庙专层井一般设计为大斜度钻完目的层进沧浪铺 20m 固177.8mm 尾管，勘探震旦系灯影组则215.9mm 井眼钻进震旦系垂厚 3m 固177.8mm 尾管。图 4井身结构示意图高石梯磨溪区块215.9mm 井眼裸眼井段长度在 20502450m 左右，长裸眼地层岩性以云岩、灰岩为主，间夹石膏、页岩砂岩互层、大段泥岩以及煤、铝土质泥岩等，215.9mm 井眼主要应用有机盐钻井液或钾聚磺钻井液体系，钻井液密度 2.102.45g/cm3，高密度钻井液钻成井眼电测井径资料数据表明，大多数井井径较为规则，井径扩大率较小，一般为 5%左右。高密度长井段窄环隙难以提高顶替效率，在大斜度井眼提高顶替效率则更为困难。高石梯磨溪区块215.9mm 井眼底部温度为 133136 oC，采用177.8mm 尾管悬挂固井施工工艺，喇叭口温度为 7685 oC，固井封固井段底、顶温差达 4960 oC，既需要水泥浆高温稠化性能满足安全施工，又需保证候凝期间封固喇叭口及以下中高温区域层段的水泥浆早强、高强，防止水泥浆凝结过程中的失重引起油、气、水侵。活跃的油气水影响水泥浆凝结的特性会导致测井结果不良；而中上部地层因井温低，采用加重高密度水泥浆或加重加砂高密度水泥浆使胶结不良更为突出，甚至出现超缓凝现象。（2）油、气、水活跃；井漏，个别井喷漏同存高石梯磨溪区块为纵向上多层系，平面大面积集群式气藏群，嘉二 3寒武系地层孔隙压力系数均预测为 2.00，实际完井作业测试获得龙王庙组实测压力系数为 1.641.68，因此至少存在 2 个及以上不同异常高压地质层段。实际钻井过程中，采用 2.102.45g/cm3 钻井液密度钻进油气水显示频繁，嘉陵江组存在异常高压气层及盐水层，MX41 井采用 2.15g/cm3 钻至 3883.67m 飞一地层，GS19 井采用 2.35g/cm3钻至 4019.69m 栖二地层均出现喷漏共存，龙潭组碳质页岩钻进时气侵显示强，茅口组、梁山组、龙王庙组等也有不同程度的油、气、水显示。喷、漏、蹋、卡是钻井作业的四大敌人，其中尤以井漏引起的复杂最为难以处理。高密度钻井液条112014 年全 国 天然气 学 术年会 件下保持长裸眼地层井眼系统平衡与稳定本身是非常困难的。施工作业全过程井控安全需要在同一裸眼井段内钻井液压力梯度 Gm 必须既小于地层漏失压力梯度 Gf 又大于地层孔隙压力梯度 Gp 及地层坍塌压力梯度 Gt，即 GfGmGp、Gt，由于地层漏失压力梯度 Gf 无法精确预测，若按盐盐层段平均考虑，正常压实效应下其高限也仅为 2.312.52MPa/100m，在高石梯磨溪区块，为平衡长裸眼异常地层，GmGf 的情况时有发生，同时，对于龙王庙组等地层GmGp、Gt，在同一裸眼井段内一方面对于龙王庙组等相对低压层被迫采取大压差作业，增大了粘附卡钻风险；另一方面，实钻资料统计表明单井215.9mm 井眼井漏复杂发生率达 60%以上，证实地层漏失压力梯度 Gf钻井液压力梯度 Gm，安全密度窗口十分狭窄，甚至为平衡个别异常高压层形成负密度窗口，从而引起一系列井下复杂情况和事故。（3）高密度钻井液普遍与水泥浆相容性差水泥浆与钻井液在顶替时难以避免直接接触，由于两种流体的物理化学性能与材料组分存在显著差异，高温、高密度情况下更易呈现严重的化学不兼容现象，接触后导致两种流体流变性能不同程度的恶化，形成粘稠物滞留于固井二界面，不仅使二界面胶结质量变差，而且顶替施工也存在安全隐患（图 5）。图 5井接触污染现场实验情况根据现场实践中混浆量推算可知，化学接触污染形成的混浆带可从几百米直至上千米，污染带的流态极差，严重不兼容产生的胶凝物造成流动压耗剧增，不但可能引起流阻过大压漏薄弱地层造成井下复杂情况，甚至可能引起水泥浆“闪凝”导致作业事故，危及施工安全。2. 提高高石梯磨溪区块177. 8mm 尾管固井质量的技术对策由以上分析可见，高石梯磨溪区块地质因素与井身结构是不可或难以改变的客观条件，只能通过技术创新并优化完善固井工艺技术来适用固井条件。为此制定以下主要对策：防漏堵漏，提高地层承压能力，为平衡固井创造条件；研发防漏、防窜、触变性好的新型水泥浆体系，实现提高顶替效率和早期强度快速发展；应用专业软件进行固井结果导向设计，优化居中度、施工参数以及最佳流变学设计。研制新型尾管悬挂器，新型套管扶正器以及其他高可靠性固井附件；改善钻井液性能，应用优质隔离液解决浆体相容性并优化注替浆体结构；通过现场实践探索总结提高异常高压易漏长裸眼尾管固井质量的工艺技术措施。提高异常高压易漏长裸眼固井质量的工艺技术1. 憋压堵漏提高地层承压能力122014 年全 国 天然气 学 术年会 根据地质岩性特点及钻进过程中井漏发生的具体情况，合理选配不同粒径的桥塞颗粒以及不同尺寸的纤维状、片状堵漏材料，在漏失地层井段注入堵漏钻井液，关井憋压，通过先期堵漏施工提高并检验地层实际承压能力。钻进至固井井深后，高密度钻井液条件下长裸眼不宜采用井口憋压方式检验裸眼段地层承压能力，主要采取以最大固井施工排量设计通井时最大循环排量，现场经验一般以不同管柱在最窄环空处等返速进行初步计算，进而再借助计算机软件进行防漏计算与评价。2. 水泥浆体系优选与优化设计高石梯磨溪区块177.8mm 尾管固井油气显示活跃、大温差、浆柱压力与地层压力不均衡，层间压差下大上下，防漏、防窜困难，对水泥浆体系优选与优化设计提出了很大挑战。先后应用了加重加砂水泥浆体系、自应力水泥浆体系、加重优化加砂水泥浆体系；引进试验了缓凝钝化水泥浆体系、自愈合弹性水泥浆体系、胶乳水泥浆体系等共 6 种水泥浆体系，其中缓凝钝化水泥浆体系、自愈合弹性水泥浆体系、胶乳水泥浆体系分别应用 1 井次，固井质量合格率分别为 60.9%、66%、31.7%，其中自愈合弹性水泥浆体系出现了严重超缓凝现象。从已施工井统计资料分析，胶乳水泥浆体系、加重优化加砂水泥浆体系固井质量较好。3. 长裸眼平衡固井设计技术平衡、压稳、替净、封严是固井施工的中心要求，其中平衡固井要求在注水泥过程中不发生或仅发生可控轻微漏失，水泥浆候凝过程中不发生窜流。这需要应用专业软件从动态和静态两个方面进行设计。（1）钻井液流变性调控处理技术高石梯磨溪区块异常高压天然气深井，在钻至固井井深后，按中完、通井、下套管后几个阶段进行注水泥浆前的钻井液处理。通过加烧碱提高 PH 值，同时加入一定量稀释剂破坏絮凝基消除虚厚泥饼的影响，并尽可能降低钻井液触变性、塑性粘度和动切力。钻井液性能优化具体指标为 PH 值10，塑性粘度 4075mpas，动切力15Pa，从驱动力和阻力观念进行优化设计，保持钻井液/隔离液与水泥浆之间合理密度差、动塑比，使钻井液触变性最小，降低钻井液流动阻力并实现更低返速也可达到紊流状态，相对增大了水泥浆的驱动力，从而获得良好的顶替效果。（2）隔离液优化设计技术高密度钻井液普遍与水泥浆相容性差，两者混合后流动度变小，除极个别井外，70%水泥浆与 30%钻井液混合后污染稠化实验时间最短仅 21min，最长达到 132min，均不能满足安全施工需要。因此须应用具有良好隔离作用的前置隔离液，实现有效稀释驱替钻井液、提高紊流程度冲洗环空并保证一定接触时间设计优化用量。室内模拟试验表明偏心环空窄间隙驱替主要受紊流程度和接触时间影响。在长裸眼井中，为确保施工安全和提高固井质量，采用增大前置隔离液用量来提高紊流程度和接触时间的目的。应用 smart-cement 软件计算出达到 93%以上顶替效率至少需 13m3 以上，折算当量环空高度大于 800m，接触时间 1013min。132014 年全 国 天然气 学 术年会 1新型固井工具提高顶替效率，强制封隔防气窜技术高石梯磨溪区块井径扩大率小，井径较为规则，215.9mm 井眼下入177.8mm 尾管环空间隙小，因此控制小间隙环空套管的居中度至关重要，优化设计的208210mm 螺旋倒角刚扶以及新型216mm整体式半刚性弹簧扶正器并合理加放，运用软件模拟技术，设计177.8mm 尾管居中度不低于 0.67，更好地保持环空流动区域的均匀性，有利于采用最佳施工参数实现最佳流变学设计，从而提高顶替效率。采用高密度水泥浆对长裸眼多压力高压层系进行封固，高压层系地质因素会较大程度影响水泥环胶结质量。因高压层固井时地层压力较高，环空压差相对较小，水泥浆在凝固过程中失重引起环空阻渗能力降低，当环空阻渗能力降至低于地层流体侵入能力，而水泥石孔隙毛细管力的发展不足以补偿环空阻渗能力的降低时，地层流体将侵入环空，破坏水泥环的胶结质量，引起固井二界面窜槽。为此，研制新型带顶部封隔器的尾管悬挂器，注水泥浆施工结束后，立即机械座封封隔器，封闭喇叭口以下井段，形成自动憋回压候凝，降低长段高密度水泥浆失重造成的影响，强制封隔可能出现的喇叭口气窜。2长裸眼平衡固井设计技术在改善钻井液性能、应用优质隔离液、提高套管居中度等的基础上，高石梯磨溪区块177.8mm尾管长裸眼平衡固井需优化设计环空浆体结构，应用流变学方法进行漏失预测。对于预测结果不发生或仅发生可控轻微漏失井，可确定安全获得最优顶替效率的施工设计参数；对于预测结果漏失量大或甚至失返的井，则需采用正反注固井工艺技术保障井控安全并尽可能提高固井质量。无论注水泥浆过程中井漏与否，设计两凝水泥浆都是必要的，缓凝水泥浆初凝时间至少大于 1.67倍快凝水泥浆初凝时间，或者两者稠化时间相差 2 小时。一方面可以首先实现目的层和中下部高压层封固要求，另一方面井不漏时当快凝水泥浆初凝时，缓凝水泥浆不同步失重，这可保持较大的有效液柱压力，此时快凝水泥浆静胶凝强度快速增大，从而有效防止气窜；井漏时则可提高正注水泥浆的有效返高而基本不影响反注施工作业。套管水泥环完整性技术高石梯磨溪区块为防止后期作业套管被挤毁，177.8mm 尾管抗挤按管内 100%全掏空，管外按固井时钻井液密度计算，并要求抗挤安全系数不小于 1.00；抗内压环空按清水或地层水计算外支撑力，抗内压安全系数不小于 1.25，套管柱强度校核采用三轴强度校核，选用高抗挤177.8mmTP-140V12.65mm、177.8mmTP-110TS12.65mm、193.68mmTP-155V19.05mm 可满足钻完井需要。177.8mm尾管固井后钻完上塞试压 1015MPa 检查喇叭口水泥封固质量，钻下塞至离套管鞋 30m，244.5mm&177.8mm 复合全井按井筒套管柱抗内压强度 70%采用清水介质试压，30min 允许压降0.7MPa，完整性检验方法远高于 SY_T 5467-2007 行业标准。高石梯磨溪区块高密度水泥浆固井后续作业（试压、降密度等）会大幅度影响电测解释固井质量，其主要原因是相关作业导致水泥环出现微间隙。通过选取高石梯磨溪区块 3 口井专门进行了177.8mm 尾管试压、降密度前后固井电测解释固井质量对比，固井后续142014 年全 国 天然气 学 术年会 作业（试压、降密度等）后造成固井质量优质率仅为前期结果的 51.23%、11.69%、2.38%，即便如此，后续钻完井作业证明仍然是可以保持安全状态。固井质量综合评价根据对 20102014 年高石梯磨溪区块 47 口异常高压易漏长裸眼177.8mm 尾管固井质量统计：龙王庙专层井固井质量测井解释合格率稳定在 41.52%，优质率仅 14.66%；震旦系灯影组固井质量测井解释合格率从 0.9%提高到 62.60%，优质率从 0.8%提高到 39.86%，GS23 井177.8mm 尾管固井质量合格率达94.17%，优质率达 70.66%，为目前声幅测井解释固井质量最高指标。初步形成了一套具有较强理论基础和