呂廣

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淺層氣防治技術(shù)在渤海A油田的應(yīng)用

呂廣

（中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300450）

在勘探開發(fā)過程中，淺層氣對(duì)于鉆井作業(yè)危害極大,目前如何有效封固淺層氣井段，防止次生災(zāi)害是國(guó)內(nèi)外石油界的一個(gè)技術(shù)難題。渤海油田有較多的區(qū)塊都存在淺層氣，渤中區(qū)域最為典型。前期采用常規(guī)固井工藝封固淺層氣難以滿足封固要求，由此引起淺層氣的泄漏帶來經(jīng)濟(jì)損失和鉆井工程風(fēng)險(xiǎn)。針對(duì)淺層氣防治問題，從鉆井工藝、固井方式和水泥類型優(yōu)選、輔助措施等方面進(jìn)行改進(jìn)，創(chuàng)新引入樹脂水泥漿體系，形成一套適合渤海灣淺層氣的封固技術(shù)，在渤中A油田成功應(yīng)用，保證鉆井作業(yè)安全同時(shí)取得較大經(jīng)濟(jì)效益。

淺層氣；泄漏；固井；樹脂水泥漿；防治技術(shù)

淺層氣指在淺部地層鉆井遇到的天然氣，埋藏深度一般小于1 500 m。該地層通常存在于快速沉積地區(qū)，破裂壓力低，屬于典型高壓、小體積氣體儲(chǔ)層。淺層氣鉆井過程中，由于淺層氣地層松散，承壓能力弱，易發(fā)生漏失，且淺層氣從預(yù)兆到發(fā)生所用時(shí)間短暫，具有突發(fā)性，極易導(dǎo)致嚴(yán)重的井噴事故[1?2]。海洋鉆井與陸地鉆井相比，具有明顯的投資高、風(fēng)險(xiǎn)大特點(diǎn)。渤海油田有較多區(qū)塊存在淺層氣[3]，長(zhǎng)期的勘探開發(fā)過程為鉆井方面積累了大量技術(shù)經(jīng)驗(yàn)。渤中區(qū)域淺層氣發(fā)育最為豐富，部分井次采用常規(guī)固井工藝封固質(zhì)量不佳，導(dǎo)致表層套管與隔水導(dǎo)管之間存在氣體泄漏狀況，進(jìn)而產(chǎn)生采油井帶壓生產(chǎn)情況，造成后續(xù)生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)大、維護(hù)費(fèi)用高?？偨Y(jié)以往經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，采用新型固井方式，創(chuàng)新使用孔隙度小、防竄能力高、抗壓強(qiáng)度和韌性俱佳的樹脂水泥漿體系，形成一套行之有效的淺層氣危害防治技術(shù)。率先應(yīng)用于渤中A油田，成功有效解決該區(qū)域淺層氣封固難題。

1 影響渤海淺層氣固井質(zhì)量的主控因素

避免淺層氣危害最有效的方法是井位選擇避開淺層地質(zhì)災(zāi)害區(qū)域，但由于海洋鉆井采用叢式井開采模式，井位選擇相對(duì)受限。批鉆作業(yè)模式下,中完臨時(shí)井口一旦發(fā)生井噴，無升高立管及防噴器裝置，井控處理措施十分局限，無法進(jìn)行壓井操作，易產(chǎn)生毀滅性后果。渤海油田蓬萊19?3?3井、渤中25?1?6井因淺層氣曾經(jīng)發(fā)生井噴事故。渤中區(qū)域A油田開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)區(qū)域內(nèi)淺層氣普遍發(fā)育，大多數(shù)井次鉆遇淺層氣，埋藏深度位于海拔-650~-1 000 m，共計(jì)6套之多，如圖1所示。

圖1　渤中區(qū)域A油田淺層氣分布

1.1 水泥漿因素

淺層氣較為發(fā)育的區(qū)塊，油井封固效果差主要出現(xiàn)以下現(xiàn)象：隔水導(dǎo)管與表層套管環(huán)空出現(xiàn)淺層氣上竄泄漏；表層套管與技術(shù)套管環(huán)空出現(xiàn)環(huán)空帶壓。

水泥漿頂替到位后，會(huì)經(jīng)過靜液柱壓力傳壓、液塑態(tài)孔隙傳壓、塑固態(tài)孔隙傳壓[4]三個(gè)階段來平衡地層壓力，直至終凝并達(dá)到預(yù)定強(qiáng)度。當(dāng)前渤海海域常用油井水泥是“G”級(jí)水泥，但是常規(guī)油井水泥具有高體積收縮和脆性大特性。在水泥漿凝結(jié)過程中，淺層氣會(huì)不斷侵入，液塑態(tài)孔隙傳壓階段氣體侵入會(huì)導(dǎo)致水泥環(huán)出現(xiàn)微環(huán)空；塑固態(tài)孔隙傳壓階段時(shí)水泥環(huán)不具備足夠的強(qiáng)度，如果淺層氣能量不斷積蓄會(huì)造成水泥環(huán)的壓裂；常規(guī)油井水泥普遍存在體積收縮的固有缺陷，另外，在水泥漿凝結(jié)過程中會(huì)吸收井壁殘存泥餅的水分并使其干裂，使第二膠結(jié)面封固效果會(huì)變差，進(jìn)而發(fā)生氣體“竄槽”[5]，如圖2所示。

圖2　淺層氣對(duì)固井危害示意圖

1.2 地層及井身結(jié)構(gòu)因素

（1）井底溫度低。由于低溫條件下水泥水化速度慢、早期強(qiáng)度發(fā)展慢，易發(fā)生氣竄。

（2）井眼易漏失。淺層氣所處地層巖性膠結(jié)較為疏松，承壓能力較弱。在鉆進(jìn)過程中漏失時(shí)有發(fā)生，而且一旦鉆進(jìn)漏失，固井質(zhì)量將更難以保證，并且會(huì)伴有氣侵造成的二次漏失。

（3）井徑不規(guī)則。由于淺部地層巖性以疏松膠結(jié)砂巖、軟泥巖、礫巖、粉砂巖為主，井壁易沖蝕，井眼易擴(kuò)大，通常情況下井徑不規(guī)則，存在“臺(tái)肩”、“大肚子”井段，從而帶來泥漿殘存，不易替凈；套管扶正器支撐效果差，套管居中度低等不利因素。

（4）井眼與套管環(huán)空間隙大。渤中區(qū)域A油田表層套管井身結(jié)構(gòu)為444.5 mm（井眼）×339.7 mm（套管），二者之間標(biāo)準(zhǔn)井眼間隙為52.38 mm，如計(jì)算井眼擴(kuò)大率則遠(yuǎn)大于52.38 mm；過大間隙受泥漿泵排量限制，環(huán)空清洗困難，水泥漿與井壁、套管界面膠結(jié)質(zhì)量差，氣體易在近井壁、套管與水泥漿的界面向上竄[6]。

2 改善渤海淺層氣固井質(zhì)量的技術(shù)途徑

淺層氣埋藏淺，氣體沿水泥環(huán)微裂縫竄至井口產(chǎn)生井口帶壓。需一種新技術(shù)手段有效控制淺層氣泄漏，從固井工藝、工程措施來整體分析，多方面入手，逐一解決問題，達(dá)到對(duì)淺層氣綜合防治的目的。

2.1 水泥漿體系要求

經(jīng)過前期作業(yè)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，“G”級(jí)水泥單級(jí)雙封不適合淺層氣封固。原因如下：水泥漿在較長(zhǎng)的裸眼段內(nèi)發(fā)生混漿，對(duì)水泥漿性能和強(qiáng)度產(chǎn)生較大影響；井徑尺寸成倍擴(kuò)大，水泥漿附加量不易計(jì)算；前置漿不足以抑制淺層氣對(duì)水泥漿侵入；前置漿沒有足夠被承托，靜液柱壓力減小可能成為淺層氣侵入的誘因；“G”級(jí)水泥漿凝固后體積收縮率較大，易產(chǎn)生淺層氣環(huán)空氣竄通道[7]。

針對(duì)諸多不利因素，從水泥漿體系角度出發(fā)，嘗試如下思路解決難題。

（1）使用過平衡淺層氣孔隙壓力的水泥漿進(jìn)行單級(jí)固井，以保證不發(fā)生氣竄；

（2）多增加一層套管單獨(dú)封堵淺層氣井段；

（3）選擇一種當(dāng)量密度低，抗污染能力強(qiáng)，具有良好的防氣竄能力水泥體系。

思路（1）實(shí)用局限大，水泥漿過平衡地層壓力增加地層漏失可能性；配置足夠密度的水泥漿來封固長(zhǎng)裸眼段，受到平臺(tái)載荷和灰罐容積的種種限制。思路（2）是有效解決淺層氣固井的措施之一，但是該方法勢(shì)必造成鉆井工期延長(zhǎng)，單井成本增加。因此，按照思路（3），探索一種防止淺層氣泄漏，封固性極強(qiáng)的水泥漿體系，配合工程措施，達(dá)到安全、經(jīng)濟(jì)、高效封固淺層氣井段目的。

水泥漿體系需有全面性能。包括低溫下抗壓強(qiáng)度高、水泥漿沉降穩(wěn)定好、水泥石致密、具有較低的滲透率、具有良好的防氣竄能力、具有一定的觸變性能、失水易控制、失水量低、水泥漿綜合性能優(yōu)良、稠化時(shí)間可調(diào)等[8?9]。沖洗液、隔離液與水泥漿的配伍性需要提高，保證井眼中較少殘存鉆井液，同時(shí)隔離液充分隔開水泥漿與鉆井液，防止水泥漿頂替過程污染影響固井質(zhì)量。

2.2 創(chuàng)新水泥漿體系

2.2.1水泥漿體系比較水泥漿體的抗壓強(qiáng)度與孔隙率有著密切的關(guān)系，一般來講，孔隙率越小，水泥漿體抗壓強(qiáng)度越高。經(jīng)過實(shí)驗(yàn)和計(jì)算，山東“G”級(jí)水泥漿、樹脂水泥漿和膠乳水泥漿體系[10]孔隙率分別為51.76%、50.41%和50.68%。分別測(cè)試三種水泥漿體系在35、56、70 ℃的抗壓強(qiáng)度，如表1所示。

表1　不同溫度下三種水泥漿體系的24 h抗壓強(qiáng)度

由表1可以看出，水泥漿體系的抗壓強(qiáng)度隨著養(yǎng)護(hù)溫度的升高而提高，同一溫度下樹脂水泥漿體系的抗壓強(qiáng)度最高，與孔隙率計(jì)算結(jié)果吻合。

UCA測(cè)試結(jié)果是反映水泥漿體在不被破壞前提下各個(gè)連續(xù)時(shí)間段內(nèi)強(qiáng)度的發(fā)展變化，目前，世界各大油公司將UCA強(qiáng)度劃為投標(biāo)實(shí)驗(yàn)項(xiàng)目中的重要技術(shù)指標(biāo)。山東“G”級(jí)水泥漿、樹脂水泥漿和膠乳水泥漿體系的UCA測(cè)試結(jié)果分別如圖3所示。

圖3　UCA測(cè)試結(jié)果

由圖3可以看出，三種水泥漿體系的起強(qiáng)度時(shí)間：“G”級(jí)水泥>樹脂水泥>膠乳水泥，但前兩者幾乎同時(shí)起強(qiáng)度?！癎”級(jí)水泥、樹脂水泥和膠乳水泥漿24 h強(qiáng)度分別為6.3、9.7、8.4 MPa，其中樹脂水泥漿體系強(qiáng)度最高，結(jié)合孔隙率和抗壓強(qiáng)度的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，樹脂水泥漿體系為最佳水泥漿體系[11]。

2.2.2隔離液優(yōu)選和相容性優(yōu)化隔離液的主要作用是隔開水泥漿與鉆井液，防止水泥漿在頂替過程中受污染，進(jìn)而影響上層套管鞋處固井質(zhì)量[12]?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的隔離液主要有S11S和S30S兩大體系，在7 MPa、56 ℃的失水實(shí)驗(yàn)中，S11S體系隔離液5 min即被擊穿，最終失水量為287 mL；S30S體系隔離液30 min失水量為61 mL，并形成約2 mm厚的濾餅。

兩大隔離液體系污染水泥漿情況如圖4所示。觀察隔離液體系污染水泥漿后的24 h抗壓強(qiáng)度，30% S11S隔離液污染水泥漿后漿體基本無強(qiáng)度，用勺子可探至磨具底部，如圖4(a)所示。

30% S30S隔離液污染水泥漿后漿體有強(qiáng)度，勺子顯著立在漿體頂部，具體如圖4(b)所示。結(jié)果表明，S30S隔離液污染水泥漿后漿體穩(wěn)定性更好。確定S30S隔離液體系為最佳隔離液。

井下流體的相容性是固井作業(yè)安全與否的有力保證，相容性好的流體可提高頂替效率，確保固井質(zhì)量；相容性差的流體可能導(dǎo)致憋泵和水泥漿返高不足等問題。

樹脂水泥漿與S30S隔離液的形容性實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。由表2可知，不同比例隔離液污染水泥漿后漿體的流變性良好，流變數(shù)據(jù)隨隔離液摻量的增加逐漸減?。徊煌壤綦x液污染水泥漿后漿體具有抗壓強(qiáng)度（100%隔離液除外），抗壓強(qiáng)度值隨隔離液摻量的增加而逐漸減小。

表2　樹脂水泥漿與S30S隔離液的相容性測(cè)試結(jié)果（35 ℃）

2.3 優(yōu)化固井方案

淺層氣良好封固的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，是樹脂水泥漿較好的封固淺層氣井段。為保證淺層氣井段的封固質(zhì)量，在鉆井工程上也需要進(jìn)行一系列的優(yōu)化。

（1）井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化。準(zhǔn)確確認(rèn)淺層氣井段的位置，一開井眼不揭開淺層氣井段。若不能明確預(yù)測(cè)淺層氣位置，一開作業(yè)期間要安裝分流器，一旦意外揭開淺層氣層應(yīng)該及時(shí)中完。鉆穿淺層氣井段裸眼段長(zhǎng)度要合理，以鉆井裝置能力滿足全井段封固套管環(huán)空為主要依據(jù)。

（2）在鉆井過程中需要防止井眼過度擴(kuò)徑，保證井壁平滑度。井眼擴(kuò)徑會(huì)導(dǎo)致水泥漿量變多，附加量誤差變大，局部“大肚子”井段鉆屑和泥漿殘余不易替凈，會(huì)影響整體封固效果。

（3）提高水泥漿的頂替效率。通過合理加放扶正器等措施提高套管的居中度；在固井頂替過程中嘗試活動(dòng)套管以改變水泥漿的流態(tài)，對(duì)提高第一和第二膠結(jié)面的質(zhì)量有一定幫助。

3 淺層氣防治技術(shù)應(yīng)用及分析

渤中區(qū)域A油田淺層氣典型發(fā)育，以此為現(xiàn)場(chǎng)開展淺層氣治理方案設(shè)計(jì)和實(shí)踐。

3.1 施工措施

3.1.1優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)根據(jù)前期資料錄取顯示，淺層氣集中于海拔-650~-1 000 m。前期淺層氣泄漏證明表層套管直接封固淺層氣成功率較低，表層鉆進(jìn)揭開淺部氣層的井控風(fēng)險(xiǎn)高。鑒于此剩余井次全部進(jìn)行井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，406.4 mm井眼閉路鉆進(jìn)至450 m左右，確保不揭開淺部氣層，同時(shí)該深度地層有足夠承壓能力。用311.1 mm井眼揭開淺層氣，有效控制由于井眼與套管間隙大，受泥漿泵排量限制，環(huán)空清洗困難，水泥漿與井壁、套管界面膠結(jié)質(zhì)量差的情況。另外，311.1 mm井眼鉆進(jìn)期間安裝防噴器，降低淺層氣層鉆進(jìn)期間的井控風(fēng)險(xiǎn)。

3.1.2改善井眼質(zhì)量?jī)?yōu)良的固井效果基于井眼狀況和軌跡質(zhì)量，鉆井方案上制定一系列針對(duì)性的措施。受平臺(tái)水泥罐容限制，嚴(yán)控井眼擴(kuò)大率，在保證井眼清潔的前提下，現(xiàn)場(chǎng)降低排量至2 800~3 200 L/min，不再使用海水膨潤(rùn)土漿開鉆，提前轉(zhuǎn)化為改進(jìn)型PEC鉆井液，減少對(duì)井壁沖蝕；優(yōu)化井眼軌跡，控制連續(xù)滑動(dòng)進(jìn)尺，確保井眼和井壁的平滑；充分清潔井眼，使用巖屑床清除器等輔助工具，確保井眼順暢。上述措施在實(shí)踐中證明，有效控制淺部疏松地層井眼擴(kuò)大率，井壁較為均勻、平滑，套管扶正器居中支撐效果提高。

3.1.3深入資料數(shù)據(jù)分析 A油田在綜合調(diào)整階段動(dòng)用不同儲(chǔ)層的儲(chǔ)量。各井區(qū)淺層氣深度、厚度及發(fā)育程度存在微小差別。為了充分獲取淺層氣的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，對(duì)淺層氣進(jìn)行透徹的研究，分別選擇各井區(qū)的代表井進(jìn)行全裸眼段錄井，并增加淺層氣井段測(cè)井項(xiàng)目。獲得充足資料，以對(duì)各井區(qū)淺層氣進(jìn)行詳細(xì)解釋。

3.1.4固井操作優(yōu)化為保證淺層氣井段水泥漿頂替效率[13]，自淺層氣頂以上200 m至淺層氣以下150 m，套管扶正器加密至每3根安放2個(gè)。同時(shí)，能夠提活套管的前提下，頂替水泥過程在1~2 m活動(dòng)管串，使水泥漿替干凈套管環(huán)空中的鉆井液，并充分接觸井壁，使每個(gè)界面都良好膠結(jié)。

3.2 水泥漿應(yīng)用效果

前期采用“G”級(jí)水泥，聚合物體系+防竄劑進(jìn)行單級(jí)雙封以及全井段采用低密高強(qiáng)體系+防竄劑，固井質(zhì)量均不盡如人意，表層套管環(huán)空存在泄漏現(xiàn)象。本次創(chuàng)新采用漂珠水泥單級(jí)全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強(qiáng)體系+防竄劑封固。對(duì)三種水泥漿體系固井效果進(jìn)行了詳細(xì)對(duì)比[14?15]。

（1）采用G級(jí)水泥，聚合物體系+防竄劑進(jìn)行單級(jí)雙封；采用漂珠水泥單級(jí)封固，全井段采用低密高強(qiáng)體系+防竄劑，固井質(zhì)量評(píng)價(jià)如表3所示。

表3　2種防竄劑固井體系淺層氣井應(yīng)用

（2）采用G級(jí)水泥，聚合物體系+防竄劑進(jìn)行單級(jí)雙封；采用漂珠水泥單級(jí)封固，全井段采用低密高強(qiáng)體系+防竄劑，封固淺層氣段CBL曲線如圖5所示。

（3）采用漂珠水泥單級(jí)全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強(qiáng)體系+防竄劑封固，固井質(zhì)量評(píng)價(jià)如表4所示。

本體系封固淺層氣段CBL曲線如圖6所示。通過對(duì)比CBL曲線得知，A1井在淺層氣段整體封固效果不理想，封固質(zhì)量不合格；A3井封固效果比A1井要好一些，但仍然滿足不了固井要求。采用樹脂水泥漿體系的A2井整體封固質(zhì)量好，固井質(zhì)量?jī)?yōu)良，固井結(jié)束后井口未見壓力顯示。采用漂珠水泥單級(jí)全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強(qiáng)體系+防竄劑封固[13]。

圖5　2種體系封固淺層氣段CBL曲線

表4　低密水泥漿+樹脂水泥漿固井體系淺層氣井應(yīng)用

圖6　A2井低密高強(qiáng)體系+防竄劑水泥漿體系封固淺層氣段CBL曲線

4 結(jié)論

（1）鉆遇淺層氣井次，技術(shù)套管固井采用漂珠水泥單級(jí)全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強(qiáng)體系+防竄劑體系?？朔诇囟鹊汀?dāng)量密度高易漏失等諸多不利因素影響，整體達(dá)到固井質(zhì)量要求，滿足工程需要，為淺層氣發(fā)育地層海洋鉆井作業(yè)提供一套安全高效的可行性防治技術(shù)。

（2）對(duì)于淺層氣固井工藝，隔離液體系優(yōu)選和相容性試驗(yàn)是固井成敗關(guān)鍵，水泥漿失水越低越好，優(yōu)化后自修復(fù)水泥漿體系 API 失水為61 mL，滿足了淺層氣固井對(duì)失水性能的要求。

（3）淺層氣發(fā)育區(qū)塊鉆井作業(yè)設(shè)計(jì)階段，分析資料確認(rèn)淺層氣埋藏深度，確保表層開路鉆進(jìn)井段不揭開氣頂。工程方面通過降低排量，提前轉(zhuǎn)化鉆井液，全程閉路鉆進(jìn)等手段防止井眼過度擴(kuò)徑，充分保證固井作業(yè)頂替期間水泥漿驅(qū)替效率。

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（編輯 王亞新）

Prevention and Control Technology of Shallow Gas Applied to A Oilfield

Lü Guang

(?＆，，)

In the process of exploration and development, shallow gas does great harm to drilling operations. Currently, how to effectively seal the shallow well section to prevent secondary disasters, is a technical problem in petroleum industry both at home and abroad. There are shallow gas in many blocks in Bohai oilfield, and the most typical one in Bozhong area. The conventional cementing cementing of shallow gas is difficult to meet the sealing requirements, resulting in the leakage of shallow gas to bring economic loss and drilling engineering risk. Aiming at the problem of shallow gas prevention and control, this paper improves drilling technology, cementing method, cement type optimization and auxiliary measures, innovatively introduces resin cement slurry system, and forms a set of sealing technology suitable for shallow gas in Bohai bay, which has been successfully applied in Bozhong A oilfield to ensure drilling operation safety and to achieve greater economic benefits.

Shallow gas； Let out； Well cementation； Resin cement slurry； Prevention and control technology

TE28

A

10.3969/j.issn.1006?396X.2018.06.014

2017?12?04

2018?01?10

呂廣（1989?），男，工程師，從事海上完井相關(guān)技術(shù)研究；E?mail：lvguang@cnooc.com.cn。

1006396X（ 2018）06008807

http://journal.lnpu.edu.cn