閔江本，向 蓉，陳 博

（1.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018；3.長慶油田公司第二采油廠，甘肅慶城745100；4.長慶油田公司第六采油廠，陜西定邊718699）

0 引言

隨著長慶油田不斷勘探開發(fā)深入，由地質(zhì)、工程、地層水腐蝕等因素等造成的油水井套損問題越來越嚴重，套損井數(shù)量不斷增加，據(jù)統(tǒng)計，每年新增套損井350～500 口，目前套損井防治總需求達2000余口。套損導致油井含水率上升、減產(chǎn)甚至關(guān)停，注水井水驅(qū)動用程度低，注采井網(wǎng)失調(diào)，嚴重影響著油田的開發(fā)效果及油藏動用程度，對長慶油田6000 萬t 持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)帶來了極大考驗，亟須對套損井進行增產(chǎn)復產(chǎn)治理。

為提高原油產(chǎn)量、恢復單井產(chǎn)能，長慶油田公司套損井治理項目組近年來針對套損井分別開展了套管補貼［1］、化學擠封［2］等治理措施，現(xiàn)場試驗表明：套管補貼存在施工周期長、作業(yè)成本高、造成井筒縮徑等問題，窄環(huán)空間隙貼堵液封堵質(zhì)量難以有效保證，部分井因貼補效果差導致井筒改造效果不佳且無后續(xù)補救措施，直至棄井或封井［3-7］；化學擠封存在擠封成功率低、措施有效期短等問題，同時也無法滿足大段套損井治理要求。

本研究針對長慶油田套損井改造技術(shù)特點，在全井段套損嚴重、LEP 隔采失效且仍具有較大潛在產(chǎn)能的部分油井中，開展小套管二次固井先導性試驗，改進優(yōu)化水泥漿體系、工具和固井工藝技術(shù)，在原來的?139.7 mm 生產(chǎn)套管中下?88.9 mm 小套管進行二次固井，固井結(jié)束后利用深穿透的射孔彈重新射開目的層，形成新的油流通道，恢復套損井的正常生產(chǎn)，增產(chǎn)效果顯著。

1 小套管二次固井技術(shù)難點

（1）環(huán)空間隙小，施工摩阻大，固井壓力高。小尺寸套管撓度大，套管居中困難，影響頂替效率；套管下放速度受到限制，稍微失控，激動壓力增大，壓漏地層；窄環(huán)空施工摩阻壓耗高，導致固井過程中泵壓升高，甚至引發(fā)憋泵等重大事故。

（2）井眼條件差、固井二界面膠結(jié)環(huán)境差。所選下小套管二次固井的井，存在不同程度的錯斷、變形或破裂，下入小套管前必須進行打通井眼通道處理，確保井筒處理干凈；同時油層套管經(jīng)過長年腐蝕破壞，套管內(nèi)壁附著大量腐蝕結(jié)垢物及油膜等，嚴重影響二界面水泥優(yōu)質(zhì)膠結(jié)。

（3）對水泥漿流動性、通過性要求高。小套管接箍外徑為108 mm，環(huán)空接箍處間隙僅為8 mm，目前使用的膨脹珍珠巖減輕材料顆粒大，耐壓性差，容易受壓破碎發(fā)生聚集堵塞，增加施工摩阻壓耗。

（4）水泥環(huán)密封性、完整性問題突出。環(huán)空間隙小導致水泥環(huán)薄，水泥環(huán)密封完整性挑戰(zhàn)難度大。常規(guī)硅酸鹽水泥是一種易收縮的脆性材料，力學性能差，在井下作業(yè)壓力條件下易產(chǎn)生微裂縫，環(huán)空密封性失效產(chǎn)生環(huán)空帶壓現(xiàn)象，后期補救措施手段少。

（5）對固井工具及附件要求嚴格。必須使用性能優(yōu)異的固井工具及附件，防止替空或留水泥塞問題，以免造成補救難度大甚至報廢。

2 小套管二次固井工作液體系研究

2.1 低摩阻耐壓防漏水泥漿體系

2.1.1 水泥漿配方設(shè)計及基礎(chǔ)性能

根據(jù)前面小套管二次固井水泥漿性能要求分析，結(jié)合長慶油田低壓易漏特點，按照緊密堆積原理，合理控制顆粒級配，小套管二次固井低摩阻耐壓防漏水泥漿設(shè)計方法主要考慮以下3 個方面［8］：

（1）防止固井漏失，有效降低領(lǐng)漿水泥漿密度，按照平衡壓力固井原理，精準設(shè)計漿柱結(jié)構(gòu)，根據(jù)現(xiàn)場需求，設(shè)計低密度水泥漿密度控制在1.20～1.45 g/cm3，滿足低壓易漏地層一次上返固井需要。

（2）目前油田常規(guī)使用的減輕材料為膨脹珍珠巖，該材料顆粒大、耐壓性差，易受壓破碎發(fā)生聚集堵塞，增加施工泵壓；室內(nèi)優(yōu)選一種空心玻璃微珠作為主要減輕劑，空心玻璃微珠是一種密閉中空的玻璃球體，具有堅硬的外殼，抗壓能力強，當靜壓強度達到 60 MPa 時，球體破碎率＜10%［9］。

（3）形成的低密度水泥漿必須具備良好的流動性和通過性，有效降低施工摩阻壓耗，保證現(xiàn)場施工安全。低摩阻耐壓防漏水泥漿基礎(chǔ)配方是由G 級水泥、Y6000 型空心玻璃微珠、粉煤灰、微硅、超細水泥、增強材料及相關(guān)外加劑在一定的比例下配制而成，經(jīng)過室內(nèi)研究，形成低摩阻耐壓防漏水泥漿配方，基礎(chǔ)性能見表1。

由表1 可知，低摩阻耐壓防漏水泥漿（配方2）相比同等密度條件的膨脹珍珠巖水泥漿體系（配方1），具有體系穩(wěn)定、流動性好、抗壓強度高、顆粒粒徑更小、通過性更高等特點，可滿足長慶油田低壓易漏地層小套管二次固井需要。

表1 低密度水泥漿配方基礎(chǔ)性能Table 1 Basic properties of the low density cement slurry formula

2.1.2 水泥漿摩阻壓耗計算

小套管二次固井環(huán)空間隙小，受小井眼小間隙限制，注水泥作業(yè)排量較小，處于由層流到紊流的過渡帶的機會較大，故對小套管二次固井水泥漿摩阻壓耗按紊流頂替進行計算［10-12］。計算小套管二次固井低密度水泥漿摩阻壓耗，不考慮管內(nèi)摩阻。假定人工井底2000 m，原油層套管外徑139.7 mm，現(xiàn)下入小套管外徑88.9 mm，低密度封固段長1500 m，設(shè)定低摩阻耐壓防漏水泥漿和膨脹珍珠巖水泥漿密度均為1.25 g/cm3，分別計算2 種流體的摩阻壓耗，計算結(jié)果見表2 和表3。

表2 水泥漿在環(huán)空的臨界排量及臨界流速計算Table 2 Calculation of critical displacement and critical velocity of cement slurry in annulus

由表2 和表3 可知，膨脹珍珠巖水泥漿體系由于主要減輕材料顆粒粒徑大，漿體稠度高，在窄環(huán)空間隙內(nèi)通過性差，造成環(huán)空摩阻壓耗高，而低摩阻耐壓防漏水泥漿具有較低的環(huán)空摩阻壓耗，排量控制在0.65 m3/min 即能實現(xiàn)紊流頂替，更適用于在小套管二次固井。

表3 水泥漿摩阻壓耗計算Table 3 Friction and pressure loss calculation of cement slurry

2.2 熱固性樹脂水泥漿體系

為解決硅酸鹽水泥脆性大、易收縮、力學性能差等問題，提升小套管二次固井薄水泥環(huán)耐沖擊性能，提高水泥封固效果、延長封堵有效期，室內(nèi)優(yōu)選一種熱固性樹脂水泥漿體系封固小套管二次固井產(chǎn)層段。該體系主要組分為G 級水泥和環(huán)氧樹脂，通過樹脂固化劑的加入，將環(huán)氧樹脂交聯(lián)形成了三維立體結(jié)構(gòu)，從而賦予了環(huán)氧樹脂水泥漿體系優(yōu)異的力學性能。熱固性樹脂水泥漿在30～120 ℃條件下穩(wěn)定性好、稠化時間可調(diào)、流動性好，形成的水泥石具有“高強低彈?！钡奶攸c，能有效提高小套管二次固井固井膠結(jié)質(zhì)量和環(huán)空密封性。表4 為優(yōu)選的熱固性樹脂水泥漿體系基本性能，圖1、圖2 為常規(guī)水泥漿體系及熱固性樹脂水泥漿體系的掃描電鏡圖。

圖1 常規(guī)水泥石電鏡掃描圖(5000 倍)Fig.1 Scanning electron microscope of conventional set cement (5000 times)

圖2 熱固性樹脂水泥固化體電鏡掃描圖(5000 倍)Fig.2 Scanning electron microscope of cured thermosetting resin cement (5000 times)

表4 熱固性樹脂水泥漿體系基本性能Table 4 Basic properties of the thermosetting resin cement slurry system

根據(jù)表4 和圖1、圖2 可以看出，熱固性樹脂水泥漿與常規(guī)水泥漿相比，具有更好的流變性能和力學性能。將常規(guī)水泥石與熱固性樹脂水泥固化體在掃描電子顯微鏡下放大5000 倍，發(fā)現(xiàn)常規(guī)水泥石微觀結(jié)構(gòu)呈球狀、管狀、網(wǎng)絡(luò)狀粒子或纖維狀粒子，粒子間相互膠結(jié)而形成一個間斷的、疏松多孔的骨架網(wǎng)狀體系，說明常規(guī)水泥石中存在大量的粒間孔隙，致密性差，結(jié)構(gòu)松散，無法長期有效抵抗地層油氣水侵。熱固性樹脂水泥漿固化體顆粒包圍緊密，提高水泥密實性及完整性，環(huán)氧樹脂的加入改善了油井水泥石力學性能，賦予油井水泥石韌性，減輕水泥環(huán)在受沖擊力作用后的應力集中造成的破碎傷害程度，提高套損井治理開發(fā)壽命［13］。

2.3 前置液和后置液體系

2.3.1 前置液體系

小套管二次固井前置液體系為自主研發(fā)的界面增強型酸性沖洗液CXY-1，其基本性能見表5，CXY-1 沖洗液具有沖洗、稀釋、緩沖、隔離功效，能夠有效清洗?139.7 mm 生產(chǎn)套管內(nèi)壁的腐蝕結(jié)垢物和油膜，提高固井頂替效率及一、二界面膠結(jié)質(zhì)量［14-16］。CXY-1 沖洗液與鉆井液混合物的相容性試驗結(jié)果表明，固井沖洗液對完井泥漿、水泥漿未造成增稠絮凝現(xiàn)象。且隨著沖洗液比例增大，流體的塑性粘度和屈服值降低，表明該前置液可改善流動性，在較低臨界流速下達到紊流頂替。CXY-1 沖洗液與鉆井液混合物的相容性試驗性能見表6。

表5 CXY-1 沖洗液基本性能Table 5 Basic properties of CXY-1 flushing fluid

表6 CXY-1 沖洗液與鉆井液混合物的相容性性能測試Table 6 Compatibility test of CXY-1 flushing fluid with drilling fluid mixture

CXY-1 沖洗液內(nèi)含機硅酸鹽溶液，表現(xiàn)為弱酸性，可提高水泥特別是低密度水泥的早期膠結(jié)強度。其作用原理是在井壁與水泥漿接觸后，反應生成一種結(jié)構(gòu)性凝膠，在水泥漿稠化早期阻止地層流體竄流，加快固井界面膠結(jié)過程。表7 為不同CXY-1 加量對界面膠結(jié)強度的影響，根據(jù)試驗結(jié)果，推薦CXY-1 的加量為7.5%。

表7 CXY-1 沖洗液加量對界面膠結(jié)強度的影響Table 7 Effect of CXY-1 addition amount on boundary cementation strength

2.3.2 后置液體系

配制0.5 m3自主研發(fā)的PSY 防塞劑作為壓塞后置液，PSY 防塞劑基本性能見表8，該體系具備良好的懸浮、分散、稀釋及抗高溫性能，對滯留在套管內(nèi)的水泥漿起到溶釋、緩凝、分散的效果，預防留水泥塞事故的發(fā)生。

表8 PSY 防塞劑基本性能Table 8 Basic performance of PSY antiplug agent

3 小套管二次固井主要工藝技術(shù)措施

3.1 固井前井筒處理

受地質(zhì)、工程、腐蝕等因素影響，原?139.7 mm生產(chǎn)套管均存在不同程度的變形、錯斷、套破穿孔等，因此，在下入?88.9 mm 小套管前必須處理井眼，打通井眼通道，保證套管順利下入。

（1）針對套管發(fā)生嚴重腐蝕套破穿孔的井，對套損段首先應進行封堵加固處理，一般采用水泥漿堵漏，施工方式采用套管內(nèi)平推注水泥，待水泥凝固后，下入?116 mm 蹄形磨鞋+螺桿鉆+?73 mm 工具油管，進行井眼通道打通施工。

（2）發(fā)生套管變形或錯斷的井，先采取磨銑、整形、扶正等措施，必要時采用水泥封堵對套損段進行加固，然后再下入磨銑工具打通井眼。

（3）全井段必須多次刮削，徹底清除原生產(chǎn)套管內(nèi)部的泥垢。隨后采用高效沖洗液+清水大排量沖洗井壁原油；針對部分結(jié)蠟嚴重井則可采用高溫蒸汽反循環(huán)洗井予以清除。

3.2 保證套管居中度

小套管固井環(huán)空間隙小，小尺寸套管柔性大、剛度小、容易彎曲、偏心和貼壁，下入套管居中度難以保證。套管不居中會導致環(huán)空流動區(qū)域均勻性差，水泥漿產(chǎn)生擾流或竄流形成滯留混漿帶，影響固井頂替效率。

在全井段選擇設(shè)計安放無焊接、抗擠毀能力強的整體式彈簧扶正器，油層段每根套管安放一個扶正器，保證套管居中度＞67%，能夠有效減小窄環(huán)空小套管下入阻力，使流體進入環(huán)空后有足夠的均勻通道。

3.3 控制施工排量

控制頂替排量，保證替速均勻，是提高固井頂替效率的關(guān)鍵［4］。根據(jù)流變學理論，結(jié)合下完套管后的實際循環(huán)摩阻，確定小套管二次固井的頂替排量，現(xiàn)場施工以500～600 L/min 排量進行頂替，起壓后降低頂替排量，以300～400 L/min 排量進行頂替，保證頂替過程中壓力變化平穩(wěn)。

3.4 選用性能良好的固井工具及附件

（1）為提高放回壓成功率，使用“強制復位式浮箍+浮球式浮箍”雙浮箍結(jié)構(gòu)，防止因回壓閥失效、水泥漿發(fā)生倒流導致的固井事故。

（2）小套管二次固井使用“進口加長膠塞+膠塞碰壓鎖緊裝置”進行碰壓頂替，解決套管內(nèi)水泥漿刮剃不干凈、留水泥塞以及膠塞上浮等問題。

（3）必須保證井口聯(lián)頂節(jié)和水泥頭、高壓管線、短節(jié)、轉(zhuǎn)換接頭等絲扣完整、密封性好，防止固井施工時發(fā)生壓力泄露或壓力竄出傷人事故。

3.5 其它措施及要求

（1）小井眼環(huán)空間隙小，施工壓力高，對水泥漿流動性及通過性要求高，固井灰罐車裝灰必須使用雜物捕捉器，水泥漿中不得含有大顆?；虼髩K異物。

（2）固井前使用?118 mm×1500 mm 通徑規(guī)進行充分通井，每根套管下入井底之前必須使用?73 mm 通徑規(guī)進行通徑，確保井眼穩(wěn)定及套管內(nèi)暢通。

（3）下套管應按照套管廠家推薦最佳扭矩值上扣，應先引扣，防止錯扣，余扣大于2 扣的套管嚴禁入井，預防下套管過程中井筒及套管內(nèi)落物，每下25～30 根套管灌漿一次。

4 現(xiàn)場應用

以環(huán)24-**井為例進行應用分析。該井完鉆井深2095 m，原?139.7 mm 套管下深2094.99 m，完井日 期 2013 年 6 月 6 日 。2019 年 9 月 工 程 測 井 ，采 用LEP 封隔器隔采，座封位置2021 m。工程測井資料顯示：該井在1960.40～1982.15 m 處存在明顯穿孔。自套破后先后隔采4 次，治理頻繁且有效期短，周圍油井產(chǎn)量較高，認為該井潛力較大，為了延長治理有效期，減少產(chǎn)能損失，計劃先進行水泥漿封堵套破段，處理井筒后實施小套管二次固井。

處理井筒結(jié)束后人工井底2081.5 m，?88.9 mm套管下深2081 m，小套管二次固井采用一次上返工藝，固井車管線試壓25 MPa，穩(wěn)壓20 min 壓力未降，循環(huán)井筒至暢通。注前置液1.5 m3，排量500 L/min，泵壓5 MPa。注密度為1.25 g/cm3低摩阻耐壓防漏水泥漿9 m3，排量400 L/min，泵壓3 MPa。注密度為1.88 g/cm3熱固性樹脂水泥漿4 m3，排量400 L/min，泵壓0 MPa。投固井膠塞，替壓塞液0.5 m3，清水 9 m3，排量 350 L/min，泵壓 0-19-25 MPa，穩(wěn)壓不降。卸井口無回流，環(huán)空返出水泥漿約1.0 m3，關(guān)井候凝48 h。測井顯示固井質(zhì)量良好。

環(huán)24-**井套破前日產(chǎn)液4.0 m3，日產(chǎn)油0.43 t，含水87.9%。調(diào)整工作制度后含水未得到有效控制，前期判斷見地層水，躺井后停井，2019 年10 月29 日隔采失效后重新隔采無效果。小套管固井措施后，日產(chǎn)液11.62 m3，日產(chǎn)油5.97 t，含水48.62%。與套破前相比，措施后日產(chǎn)液明顯上升，日產(chǎn)油上升，含水下降。

5 結(jié)論

（1）小套管二次固井環(huán)空間隙小、施工壓力大、施工風險高，對水泥漿流動性、通過性及摩阻壓耗要求高，固井工具附件要可靠，必須嚴格控制施工過程，確保施工正常連續(xù)。

（2）研制的小套管二次固井低摩阻耐壓防漏水泥漿體系具有體系穩(wěn)定、流動性好、抗壓強度高、顆粒粒徑更小、通過性更高等特點，滿足長慶油田低壓易漏地層小套管二次固井需要。熱固性樹脂水泥漿在30～120 ℃溫度條件下，穩(wěn)定性好，稠化時間可調(diào)，流動性好，形成的水泥石具有“高強低彈模”的特點，能有效提高小套管二次固井固井膠結(jié)質(zhì)量和環(huán)空密封性。

（3）低摩阻耐壓防漏水泥漿、熱固性樹脂水泥漿、界面增強型酸性沖洗液和壓塞液等固井工作液體系及相關(guān)工藝技術(shù)措施已在長慶油田小套管二次固井廣泛應用10 口井，固井質(zhì)量大幅提升，解決了小井眼窄間隙二次固井技術(shù)難題，為長慶油田套損井治理及老井挖潛增效開辟新的技術(shù)思路。