李明忠，李正國，張樹生，王亞青，崔紅丹，王成文

(1.中國石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，河南 鄭州 450042；2.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東 青島 266580)

定北區(qū)塊長裸眼段固井防漏工藝技術(shù)

李明忠1，李正國1，張樹生1，王亞青1，崔紅丹1，王成文2

(1.中國石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，河南 鄭州 450042；2.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東 青島 266580)

定北區(qū)塊地層承壓能力普遍較低，漏失層位多，水平井技套固井封固段超過4 000 m，漏失是制約定北區(qū)塊固井質(zhì)量的關(guān)鍵問題。結(jié)合地層壓力數(shù)據(jù)，兼顧一、二級固井防漏需要，確定了分級箍安放位置優(yōu)化方法；下套管前，先期堵漏提高了地層承壓能力；設計先導稀水泥漿，保證足夠的紊流接觸時間，有效地沖刷了井壁虛泥餅；雙速替漿方法使得替漿排量產(chǎn)生的動摩阻不能超過薄弱地層承壓能力與環(huán)空漿柱壓力之差，既滿足了固井防漏需要又提高了頂替效率。該工藝技術(shù)應用于定北區(qū)塊LP15H等水平井的技術(shù)套管固井，有效解決了普遍固井漏失問題，提高了固井質(zhì)量。

定北區(qū)塊 漏失 長裸眼段 雙級固井 替漿 排量

定北區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡與天環(huán)坳陷的交接部位，具有良好的油氣勘探潛力。該區(qū)塊主要采用水平井三級井身結(jié)構(gòu)、預制管柱完井方式進行開發(fā)，二開技套固井封固A靶點以上長裸眼井段。氣層埋藏深，技術(shù)套管裸眼封固井段超過4 000 m；大段煤層發(fā)育，漏失層位多，井內(nèi)情況復雜，地層承壓能力低，長裸眼段固井時普遍發(fā)生漏失導致水泥返高不夠，嚴重影響固井質(zhì)量。因此，形成一套適合定北區(qū)塊的有效固井防漏工藝技術(shù)，對改善定北區(qū)塊的固井質(zhì)量具有重要意義。

1 定北區(qū)塊固井技術(shù)難點分析

1.1定北區(qū)塊地質(zhì)、溫度和壓力系統(tǒng)

漏失情況表現(xiàn)為多點、多井段，地層承壓能力低[1]，其中三疊系的和尚溝組和劉家溝組地層破裂壓力當量密度僅為1.30～1.35 g/cm3，地層從上到下均發(fā)育不同程度的裂縫；鉆遇地層發(fā)育大段泥巖和煤層，井壁易失穩(wěn)。鉆井過程顯示，該區(qū)塊地層由上向下的延長組、紙坊組、和尚溝組、劉家溝組、石千峰組、石盒子組、山西組、馬家溝組等均發(fā)生過不同程度的漏失。該區(qū)地溫梯度3.15～3.51 ℃/100 m，井底靜止溫度高于130 ℃，中部井段溫度70 ℃左右，封固段中、下循環(huán)溫差約50 ℃，要避免中溫段水泥漿早期強度發(fā)展緩慢甚至超緩凝，以致于延誤后續(xù)施工作業(yè)，增加了氣竄和漏失的風險[2-4]。

定北區(qū)塊長裸眼技套固井采用雙級固井防漏失。兼顧一、二級固井防漏和壓穩(wěn)，需合理設計分級箍安放位置。若一級封固段過長，井底漏失造成中部漏層未能有效封堵，導致二級固井繼續(xù)漏失；若二級封固段過長，中部地層漏失使水泥漿不能返出地面。大斜度井段注水泥頂替效率較低，不利于改善固井質(zhì)量[5]。

2 分級固井分級箍安放位置優(yōu)化

定北區(qū)塊雙級固井選擇機械打開式分級箍，避免了分級箍在液壓作用下提前開孔。分級箍安放位置除考慮井壁穩(wěn)定性、含油氣層位之外，要綜合考慮一、二級固井防漏需要。分級箍安放設計基本原則為環(huán)空各處動液柱壓力滿足：

pPi<∑pi

(1)

式中，∑pi為某層位固井時受到的動液柱壓力，MPa；pPi為某層位地層壓力，MPa；pLi為地層漏失壓力，MPa；pFi為某層位地層破裂壓力，MPa。

在固井時，環(huán)空某一層位i處動液柱壓力為：

(2)

式中，ρj為對應漿段流體密度，g/cm3；j為鉆井液、前置液、沖洗液、隔離液、領(lǐng)漿、尾漿和過渡漿；Lj,i為層位i處以上對應某漿段段長，m；(Lj,i)⊥為對應漿段垂長，m；pf為環(huán)空各段漿柱的摩阻壓降，MPa；g=0.009 81 N/g。

分級箍安放位置設計主要按以下程序分析：

2.3 本組檢查者發(fā)現(xiàn)4類結(jié)節(jié)中單發(fā)結(jié)節(jié)37例，8例為多發(fā)結(jié)節(jié)，其中36例為實性結(jié)節(jié)，5例為部分實性結(jié)節(jié)，4例為磨玻璃樣結(jié)節(jié)。4類結(jié)節(jié)中實性和部分實性結(jié)節(jié)有分葉的較多，共25例；有11例距離胸膜較近，引起鄰近胸膜皺縮，出現(xiàn)胸膜凹陷征；有7例邊緣出現(xiàn)短毛刺。4類實性結(jié)節(jié)總體密度均勻，有5例出現(xiàn)小空泡征。磨玻璃樣結(jié)節(jié)靠近胸膜也會引起鄰近胸膜皺縮，但毛刺征未見出現(xiàn)。

(1)借助臨井鉆井資料、測井資料預測地層壓力，液壓試驗法獲取地層漏失壓力和破裂壓力，掌握地層巖性、井壁穩(wěn)定性、油氣層位置、井眼軌跡和漏失層位等資料；

(2)在井深范圍內(nèi)，以10 m間隔假定分級箍預安放位置L0，編程分段計算一、二級固井不同層位處承受的動液柱壓力，將式(1)為約束條件，獲得滿足條件的L0。

(3)綜合考慮分級箍安放對井壁穩(wěn)定性、油氣層位置的要求，篩選最合適的分級箍安放位置。

3 定北區(qū)塊固井抗高溫水泥漿體系研究

通過多次室內(nèi)試驗，優(yōu)選合適的水泥填充劑和外加劑，優(yōu)化外加劑加量，調(diào)整水灰比，確定了定北區(qū)塊一、二級固井水泥漿配方。水泥漿體系性能滿足：(1)一級尾漿中加入超細硅粉和微硅，保證高溫下水泥石強度穩(wěn)定；(2)優(yōu)選對溫度適應性強的高溫緩凝劑JXGH-1和強度調(diào)節(jié)劑JXZQ-1，一級領(lǐng)漿早期強度發(fā)展較快；(3)水泥漿密度和流動性滿足固井防漏失需要；(4)適當增加水泥漿初始稠度，提高大斜度段頂替效率；(5)微膨脹、懸浮穩(wěn)定性好，有效控制失水、零析水；(6)調(diào)整二級固井尾漿密度至1.75 g/cm3，降低對漏失層處的液柱壓力。一級領(lǐng)漿在不同溫度下的稠化時間和強度關(guān)系見表1。一、二級固井間隔24 h，進行二級固井時，一級領(lǐng)漿在分級箍處已發(fā)展足夠的強度，有效封堵了中部薄弱地層。

表1 高溫領(lǐng)漿在不同溫度條件下稠化時間與強度

4 定北區(qū)塊水平井固井注替技術(shù)研究

4.1固井前準備

4.1.1 地層承壓能力測試與先期堵漏

掌握地層薄弱層位，是實施固井防漏工藝技術(shù)的前提。固井時，薄弱地層應承受的壓力受水泥漿密度、水泥上返深度、鉆井液密度以及循環(huán)流動阻力等因素影響，該壓力若大于漏失壓力，就必須進行先期堵漏，提高承壓能力[7-8]。地層承壓能力測試是指固井前按環(huán)空漿柱動液柱壓力進行試漏試驗，層位i處井口承壓：

(3)

4.1.2 通井技術(shù)措施

采用單、雙扶正器至少通井兩次，在重點和復雜井段進行劃眼并反復多次上下提放鉆柱，最終實現(xiàn)井眼光滑、通暢、無沉砂、無阻卡。最后一次通井時在大斜度段泥漿中加入2%的塑料小球及液體潤滑劑。

4.1.3 下套管和扶正器加放

控制套管下放速度不超過0.46 m/s，在低壓易漏井段，下放速度應降至0.25～0.30 m/s[9]。采用“套管居中度大于0.67”的標準設計扶正器加放位置，造斜段與水平段采用樹脂滾輪扶正器和旋流扶正器交替加放，直井段加放彈性扶正器，分級箍上下兩根套管各加放一個彈性扶正器。

4.1.4 固井前鉆井液性能調(diào)節(jié)

下完套管開泵循環(huán)，初期采用小排量頂通，頂通后再逐漸恢復到正常循環(huán)排量，促進巖屑床的清除和鉆井液膠凝層破壞。固井前，將鉆井液密度控制在1.15～1.20 g/cm3，鉆井液屈服值控制在2～5 Pa，漏斗粘度40～50 s，塑性粘度5～15 mPa·s，失水小于5 mL，摩阻系數(shù)小于0.1，切力2/3 Pa，出口和進口的鉆井液性能基本一致。

4.2前置液設計

在水平井大斜度段，套管偏心和重力導致環(huán)空鉆井液清洗難度增大，混漿段長度增加[10]。且定北區(qū)塊目的層段較短。為有效沖洗環(huán)空鉆井液，采用先導稀水泥漿作為前置液的一部分，將紊流接觸時間增加至10 min。先導稀水泥漿不封固主要井段，全部被洗出環(huán)空，其性能滿足：低速紊流；流性指數(shù)大于領(lǐng)漿，動塑比小于領(lǐng)漿，保證在領(lǐng)漿不能達到紊流時，以塞流頂替先導稀水泥漿[11]；先導稀水泥漿密度基本接近鉆井液密度，不會大量增加井底液柱壓力；漿體中的漂珠材料具有一定的堵漏作用。一、二級固井中沖洗液和先導稀水泥漿設計用量見表2。

表2 定北區(qū)塊固井前置液設計

4.3替漿設計方法

采用雙速替漿方法，兼顧固井漏失和提高頂替效率的需要。為提高頂替效率，不采用層流頂替。保證替漿排量產(chǎn)生的動摩阻不超過薄弱地層承壓能力與環(huán)空漿柱壓力之差。頂替初期，以較高的排量頂替，保證環(huán)空流體均為紊流，或者滿足沖洗液、先導稀水泥漿紊流而領(lǐng)漿有效層流；在頂替后期，或水泥漿返至薄弱地層時，環(huán)空流體均以塞流頂替，利用漿體間稠度以及密度遞增關(guān)系，達到提高頂替效率的目的[12]。在套管內(nèi)，替漿液即將追上鉆井液前，適當降低替漿排量，以減少壓力激動，之后恢復替漿設計排量。

一、二級固井替漿過程中，紊流與塞流臨界排量的計算方法為(假設頂替液流變性滿足冪率模式)：

Rec=3 470-1 370n

(4)

(5)

(6)

式中，Dw為井徑，cm；De為套管外徑，cm；Qc為環(huán)空紊流臨界排量，L/s；Qw為環(huán)空塞流臨界排量，L/s；Rec為漿體紊流臨界雷諾數(shù)；K為稠度系數(shù)，Pa·sn；n為流行指數(shù)；冪律流體塞流臨界雷諾數(shù)取100。

5 現(xiàn)場應用實例分析

LP15H井是一口氣藏評價水平井，二開設計井深4 124 m，造斜點井深3 499 m，造斜段長625 m，A靶點垂深3 900 m。在鉆井過程中多次發(fā)生鉆井液漏失，采取雙級固井工藝技術(shù)。固井前，通井兩次；扶正器按照設計要求全部入井，有效保證了套管居中；充分循環(huán)鉆井液，使得出入口鉆井液排量和性能基本保持一致；劉家溝組地層承壓能力測試時，井口承壓3 MPa，穩(wěn)壓30 min，壓降不超過0.5 MPa。

劉家溝組(2 954～3 272 m)和尚溝組(2 758～2 954 m)地層破裂壓力最小僅為1.30 g/cm3，根據(jù)設計的漿柱結(jié)構(gòu)以及動摩阻，優(yōu)化分級箍的安放井深為2 526 m。一級尾漿封固段3 900～4 118 m(1.88 g/cm3)，一級領(lǐng)漿封固段2 526～3 900 m(1.30 g/cm3)；二級尾漿封固段2 226～2 526 m(1.75 g/cm3)，二級領(lǐng)漿封固段0～2 226 m(1.30 g/cm3)。為更好地壓穩(wěn)和防氣竄，施工中適當調(diào)整了水灰比，實現(xiàn)裸眼環(huán)空的四凝水泥漿體封固。

關(guān)于替漿排量的設計，以一級固井為例，前置液返至劉家溝組底界之前，作用在該層位上的動摩阻不應大于(1.30～1.20)×0.009 81×3 272×97%=3.11 MPa；替漿到位之前，作用在劉家溝組層位上的動摩阻不應大于0.009 81×(1.30×3 272×97%-1.30×746-1.25×300-1.02×400-1.20×1 826)=1.78 MPa。根據(jù)環(huán)空排量、雷諾數(shù)和動摩阻之間的關(guān)系，確定不同階段替漿排量[13]。一級固井共替漿81 m3，在前置液返至劉家溝組之前，替漿排量不能超過1.2 m3/min，此時前置液、先導稀水泥漿均為紊流流態(tài)；替漿至71 m3時，前置液開始返至劉家溝組以上，隨著環(huán)空漿柱壓力的增加，控制替漿排量不大于0.3 m3/min，直至碰壓，領(lǐng)漿以塞流流態(tài)頂替先導稀水泥漿和前置液。需注意的是，一級固井時撓性塞即將通過分級箍時，將排量降至0.6 m3/min，防止分級箍提前開孔。環(huán)空流體基本性質(zhì)和流態(tài)計算數(shù)據(jù)見表3。

表3 環(huán)空流體基本性質(zhì)和流態(tài)計算

圖1為LP15H井一級固井壓力變化示意圖。

圖1 LP15H井一級固井壓力示意

定北區(qū)塊LP15H、LP5T和LP8T等井固井施工中，漏失情況基本得到控制，一級固井水泥漿返至分級箍，二級固井水泥漿返至地面，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。

6 結(jié)論

(1)定北區(qū)塊漏失層位多，根據(jù)地層壓力特征，兼顧一、二級固井防漏需要，分段計算漿柱壓力和動摩阻，優(yōu)化了分級箍安放位置；

(2)尾漿中加入不小于25%的超細硅粉，有效抑制了水泥石的強度衰退；優(yōu)選緩凝劑JXGH-1和強度調(diào)節(jié)劑JXZQ-1，顯著提高了頂部領(lǐng)漿早起強度；加入一定量的膨脹劑，避免水泥石因體積收縮形成氣竄通道；

(3)計算了地層各易漏失層位固井時應承受的最大動液柱壓力，以此為基礎，進行地層承壓能力測試。對不符合要求的井，進行先期堵漏。

(4)一、二級固井漿柱結(jié)構(gòu)中設計了先導稀水泥漿，將鉆井液的紊流接觸時間提高至10 min。

(5)采用雙速替漿技術(shù)，保證替漿排量產(chǎn)生的動摩阻不超過薄弱地層承壓能力與環(huán)空漿柱壓力之差，既降低了井漏的風險，又提高了注水泥頂替效率。該固井工藝技術(shù)在定北LP15H井等技術(shù)套管固井中取得顯著應用效果。

[1] 王文斌，劉小利，魏周生，等.長慶油田天然氣水平井固井技術(shù)[J].特種油氣藏，2010，17(2)：111-115.

[2] 趙寶輝，鄒建龍，劉愛萍，等.新型緩凝劑BCR-260L性能評價及現(xiàn)場試驗[J].石油鉆探技術(shù)：2012，40(2)：55-58.

[3] 汪曉靜，桑來玉，周仕明.超高溫緩凝劑DZH-3的性能研究[J].石油鉆探技術(shù)，2009，37(3)：22-25.

[4] 張華，馮宇思，靳建州，等.大溫差水泥漿體系的研究與應用[J].鉆井液與完井液，2012，29(5)：54-57.

[5] 李明忠，王成文，王長權(quán)，等.大斜度經(jīng)偏心環(huán)空注水泥頂替數(shù)值模擬研究[J].石油鉆探技術(shù)，2012，40(5)：40-44.

[6] 岳家平，徐翔，李早元，等.高溫大溫差固井水泥漿體系研究[J].鉆井液與完井液，2012，29(2)：59-62.

[7] 徐同臺.鉆井工程防漏堵漏技術(shù)[M].北京：石油工程出版社，1997：328-348..

[8] 陳養(yǎng)龍，田紹臣，李忠慶，等.低壓易漏井固井技術(shù)[J].斷塊油氣藏，2001，8(5)：60-63.

[9] 李豐收.石油固井關(guān)鍵技術(shù)應用手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007：584-597.

[10] 張興國，許樹謙，陳若銘，等.紊流頂替和接觸時間對頂替效率的影響[J].西部探礦工程，2005，17(2)：74-75.

[11] 李早元，楊旭華，郭小陽，等.固井前鉆井液地面調(diào)整及前置液紊流低返速頂替固井技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2005，25(1)：93-95.

[12] 郭小陽，張玉隆，劉碩瓊，等.低壓易漏長裸眼井注水泥工藝研究[J].天然氣工業(yè)，1998，18(5)：40-44.

[13] SY/T 5480-92.注水泥流變性設計[S].北京：中華人民共和國能源部，1993.

(編輯 謝 葵)

Antileakage cementing technology for long open interval wellsin Dingbei block

Li Mingzhong1，Li Zhengguo1，Zhang Shusheng1，Wang Yaqing1,Cui Hongdan1,Wang Chengwen2

(1.DownholeOperatingCompanyofNorthChinaPetroleumEngineeringCorporation，SINOPEC,Zhengzhou450042,China;2.SchoolofPetroleumEngineering，ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China)

There are generally low formation loading capacity，more thief zones，and more than 4 000 m sealing interval of intermediate casing cementing for horizontal wells in Dingbei block.Leaking is a key problem to restrict cementing quality in the block.On the basis of formation pressure data，considering antileakage requirements for first and two stages cementing，the stage collar position in casing string was optimized.Before running casing，plugging in advance can increase the formation loading capacity.Thin cement slurring was circulated to ensure enough turbulent contact time and wash effectively uncompacted mud cake.The dual-speed displacing mud method can guarantee the running friction less than the difference between formation bearing pressure and fluid column pressure，which can not only meet requirements of antileakage but also increase displacement efficiency.The antileakage cementing technology was successfully applied in intermediate casing cementing for horizontal wells such as LP15H well in Dingbei block and can effectively control cement loss and improve the cementing quality.

Dingbei block;cementing loss;long open-hole interval;two-stage cementing;cement slurry;displacement rate

TE256

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.01.017

2014-08-19；改回日期2014-10-09。

收稿日期：李明忠(1988—)，碩士，助理工程師，現(xiàn)從事油氣井工程固井和流體力學方面研究。電話：13653860977，E-mail：petroleumupc@163.com。

本文系國家自然科學基金(NO.51174226)和中石化華北石油工程有限公司鉆完井項目(HBGC-KJ-14-06)資助。