丁志偉,陽 強(qiáng),李成全,李 斌,徐 明,周琛洋
1中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司 2四川頁巖氣勘探開發(fā)有限責(zé)任公司3中國石油西南油氣田分公司開發(fā)事業(yè)部 4中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院
雙探6井是西南油氣田分公司在四川盆地雙魚石—河灣場構(gòu)造布置的一口風(fēng)險(xiǎn)探井。該井采用?241.3 mm鉆頭鉆至7 833 m中完,上層?273.05 mm套管鞋井深為3 648 m,中完鉆井液密度1.98 g/cm3,裸眼段平均井徑擴(kuò)大率為3.8 %,最大井斜角為65.6°。采用?177.8 mm+?184.15 mm復(fù)合懸掛尾管封固3 248~7 833 m井段,固井作業(yè)存在以下難點(diǎn):裸眼封固段長4 585 m,水泥漿一次性上返難度大;安全密度窗口窄(1.98~2.03 g/cm3),壓穩(wěn)和防漏矛盾突出;油氣顯示活躍(氣侵2個(gè),氣測異常3個(gè)),其中飛二段(6 799~6 800 m)、茅口組(7 605~7 606 m)油氣顯示活躍,防竄難度大;井漏分布廣,嘉四段、嘉三段、飛四段、飛一段、茅口組均有分布,其中嘉三段(5 909.83~5 913.34 m)、茅口組(7 781.15~7 781.20 m)為主漏層,固井施工時(shí)井漏風(fēng)險(xiǎn)大;井底靜止溫度146 ℃,封固段頂部靜止溫度72 ℃,上下溫差高達(dá)74 ℃;油基鉆井液與水泥漿相容性差,沖洗效率不易保障,影響界面膠結(jié)質(zhì)量。
針對以上固井難點(diǎn),通過精細(xì)控壓平衡法固井工藝設(shè)計(jì),提出了尾管下送到位后,固井施工前借助精細(xì)控壓設(shè)備分兩步將鉆井液密度由1.98 g/cm3降低至1.91 g/cm3,降低固井施工井漏風(fēng)險(xiǎn)。設(shè)計(jì)兼具防漏防竄效果的漿柱結(jié)構(gòu),采用三凝防竄大溫差水泥漿體系,設(shè)計(jì)密度1.98 g/cm3的領(lǐng)漿封固3 248~3 800 m井段,密度1.98 g/cm3的中間漿封固3 800~6 400 m井段,密度1.92 g/cm3的尾漿封固6 400~7 833 m井段,利用強(qiáng)度發(fā)展快的尾漿封固主氣層,降低竄氣風(fēng)險(xiǎn)。采用高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液,提高對油基鉆井液的沖洗效率,保證了固井施工安全和固井質(zhì)量。采用固井軟件模擬、優(yōu)化固井施工參數(shù)等配套技術(shù)措施,攻克了窄密度窗口下長封固段水泥漿一次性上返難、封固段頂部水泥漿強(qiáng)度發(fā)展慢等技術(shù)難題。
高溫長封固段固井給水泥漿體系設(shè)計(jì)帶來了諸多挑戰(zhàn)[1-4]:井底溫度高,水泥漿高溫沉降穩(wěn)定性保持難度大,高溫水泥石強(qiáng)度易衰退;長封固段的頂部和底部溫差大,頂部水泥漿易出現(xiàn)緩凝甚至超緩凝,嚴(yán)重影響固井質(zhì)量。為此針對性的開發(fā)了三凝防竄大溫差水泥漿體系,領(lǐng)漿和中間漿采用密度較高的6.05 g/cm3鐵礦粉為加重材料,從而顯著降低了水泥漿中惰性材料的含量,相應(yīng)增加了膠凝材料的含量,結(jié)合具有火山灰活性的膨脹增韌材料,提高了水泥漿水化反應(yīng)速率,解決了長封固段頂部水泥漿強(qiáng)度發(fā)展慢的固井技術(shù)難題,并縮短了水泥漿稠化曲線過渡時(shí)間,提高了水泥漿的防竄性能,開發(fā)的三凝防竄大溫差水泥漿SPN值均小于3,水泥漿防竄性能良好[5-7]。高溫條件下,高溫增強(qiáng)材料與水泥水化硅酸鈣凝膠發(fā)生反應(yīng)生成熱穩(wěn)定性和抗壓強(qiáng)度更好的硬硅鈣石,起到防水泥石高溫強(qiáng)度衰退的作用[8]。利用顆粒級配原理,配合使用精鐵礦粉、高溫增強(qiáng)材料、微硅等不同尺寸材料,有利于提高體系的緊密堆積率[9-10],結(jié)合高溫穩(wěn)定劑,進(jìn)一步增加了體系在高溫條件下的沉降穩(wěn)定性。大溫差抗鹽緩凝劑和抗鹽降失水劑的摻入,可以滿足高溫條件下水泥漿稠化時(shí)間可調(diào)、失水可控,并且不影響長封固段頂部水泥漿強(qiáng)度發(fā)展,同時(shí)避免了膏鹽層對水泥漿性能的影響。
開發(fā)的三凝防竄大溫差水泥漿體系(領(lǐng)漿密度1.98 g/cm3、中間漿密度1.98 g/cm3、尾漿密度1.92 g/cm3)具有低失水、穩(wěn)定性好、零游離液、稠化曲線過渡時(shí)間短等良好的綜合性能,見表1。
由表1可知,領(lǐng)漿頂部靜膠凝強(qiáng)度發(fā)展快,43 h起強(qiáng)度,72 h抗壓強(qiáng)度大于3.5 MPa;中間漿頂部靜膠凝29.9 h起強(qiáng)度,72 h抗壓強(qiáng)度21.5 MPa;尾漿底部靜膠凝5.8 h起強(qiáng)度,168 h抗壓強(qiáng)度大于50 MPa,無高溫強(qiáng)度衰退現(xiàn)象,領(lǐng)漿、中間漿水泥石彈性模量小于7 GPa,水泥漿綜合性能滿足現(xiàn)場固井施工要求。
表1 水泥漿綜合性能
開發(fā)的高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液對油基鉆井液具有良好的潤濕反轉(zhuǎn)、沖洗、抗污染性能,沖洗效果評價(jià)和污染試驗(yàn)結(jié)果如表2、表3所示。
表3 污染試驗(yàn)結(jié)果表
由表2可知,高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液采用油基沖洗液,增強(qiáng)了對油基鉆井液的潤濕反轉(zhuǎn)和沖洗效率[11-12],表現(xiàn)出良好的驅(qū)油效果,沖洗效果高達(dá)100 %,相比而言,由于油基鉆井液與清水不相容,清水沖洗效果差。
表2 沖洗效果評價(jià)美
由表3可知,高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液在抗污染劑等作用下,改善了水泥漿與油基鉆井液的相容性,水泥漿與鉆井液7∶3混漿初始稠度由30 Bc降低至水泥漿與隔離液7∶3混漿的14 Bc,并且水泥漿∶鉆井液∶隔離液=7∶2∶1混漿初始稠度降低至18 Bc,改善了混漿的流動性,延長了混漿的稠化時(shí)間,確保了固井施工安全。
結(jié)合三凝防竄大溫差水泥漿體系、高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液技術(shù)及精細(xì)控壓配套工藝技術(shù)[13-16],采取如下配套技術(shù)措施:
(1)本開次鉆井期間漏失嚴(yán)重,漏層分布廣,最大漏速24 m3/h,通過地層承壓試驗(yàn),推算地層漏失當(dāng)量密度為2.03 g/cm3。為了降低井漏風(fēng)險(xiǎn),采取的配套工藝技術(shù)措施:①套管下送到位后,先小排量頂通,之后逐漸提排量循環(huán)鉆井液,結(jié)合精細(xì)控壓設(shè)備,將全井鉆井液密度由1.98 g/cm3逐漸降低至1.91 g/cm3;②優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu),設(shè)計(jì)領(lǐng)漿、中間漿密度1.98 g/cm3,尾漿密度1.92 g/cm3,高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液密度1.93 g/cm3。
(2)本開次裸眼段油氣顯示活躍,在鉆井期間全烴峰值高達(dá)89.54 %,兼顧氣層壓穩(wěn)和漏層防漏漿柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)困難。為了壓穩(wěn)地層,采取的配套工藝技術(shù)措施:①固井施工前,大排量循環(huán)洗井不低于兩個(gè)循環(huán)周,充分排凈后效,確保固井施工前有效壓穩(wěn)氣層;②尾漿采用稠化時(shí)間短、強(qiáng)度發(fā)展快,“以快制氣”的措施,從而封固顯示活躍的氣層;③固井結(jié)束后,采取憋壓候凝的方式,補(bǔ)償因水泥漿水化失重而降低的靜液柱壓力。
(3)油基鉆井液與水泥漿相容性差,混漿接觸增稠明顯,影響固井施工安全。采用高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液:①設(shè)計(jì)前隔離液25 m3,用于提高沖洗效率,懸掛器中心管處隔離液10 m3,確保鉆具安全;②設(shè)計(jì)懸掛器中心管鉆桿內(nèi)隔離液7 m3,套管內(nèi)隔離液3 m3,防止拔出懸掛器中心管時(shí)鉆井液與水泥漿接觸發(fā)生污染,確保固井施工安全。
(4)井斜角大(最大井斜角65.65),套管居中度和頂替效率不易保障。采取的配套工藝技術(shù)措施:①優(yōu)化扶正器安放方案確保套管居中度,從而提高頂替效率;②采用1.2 m3/min的注替施工排量,實(shí)現(xiàn)紊流頂替,提高沖洗頂替效率;③采用固井軟件模擬沖洗頂替效率,為施工參數(shù)優(yōu)化提供數(shù)據(jù)支撐。
通過固井軟件模擬,重合段套管居中度為87.9%,裸眼段平均居中度70.4%,封固段平均居中度71.2%。良好的套管居中有利于提高沖洗頂替效率,保障水泥環(huán)均勻性,提高封固段界面膠結(jié)質(zhì)量。
套管下送到位后,以補(bǔ)充膠液的方式分兩個(gè)循環(huán)周進(jìn)行降密度作業(yè),第1個(gè)循環(huán)周鉆井液密度由1.98 g/cm3↓1.95 g/cm3,第2個(gè)循環(huán)周鉆井液密度由1.95 g/cm3↓1.91 g/cm3,循環(huán)降密度模擬曲線見圖1。
圖1 循環(huán)降密度模擬曲線圖
由圖1可知,第1個(gè)循環(huán)周鉆井液密度由1.98↓1.95 g/cm3,對應(yīng)圖1中井底靜當(dāng)量密度的A~B過程,開泵循環(huán)井底動當(dāng)量密度大于1.98 g/cm3,無需控壓。停泵控壓0.5~2.5 MPa,第1個(gè)循環(huán)周井底當(dāng)量密度為1.980~2.025 g/cm3。第2個(gè)循環(huán)周鉆井液密度由1.95↓1.91 g/cm3,對應(yīng)圖1的井底靜當(dāng)量密度C~D過程,開泵循環(huán)前期,即圖1中井底動當(dāng)量密度F點(diǎn)之前,井底動當(dāng)量密度大于1.98 g/cm3,無需控壓。隨著密度1.91 g/cm3的鉆井液逐漸返至環(huán)空,井底動當(dāng)量密度、靜當(dāng)量密度均逐漸降低,即圖1中井底動當(dāng)量密度下點(diǎn)之后,開泵控壓0.3~0.7 MPa、停泵控壓2.3~5.4 MPa,井底當(dāng)量密度為1.980~2.005 g/cm3。
由表4可知,在整個(gè)固井施工過程中,主氣層關(guān)注點(diǎn)6 799 m、7 605 m當(dāng)量密度均大于1.98 g/cm3,確保固井施工過程始終壓穩(wěn)氣層;主漏層關(guān)注點(diǎn)5 909 m、7 781 m當(dāng)量密度均不超過2.03 g/cm3,降低固井施工過程壓漏風(fēng)險(xiǎn),確保了固井施工全過程壓力平衡,實(shí)現(xiàn)了窄密度窗口下長封固段水泥漿一次性上返。
表4 固井施工作業(yè)精細(xì)控壓模擬結(jié)果
本開次鉆井排量為1.32 m3/min(鉆井液密度1.98 g/cm3),?168.3 mm鉆鋌處鉆井液流速為0.64 m/s,按?177.8 mm套管外返速0.64 m/s,對應(yīng)排量0.9 m3/min。由于固井施工前,鉆井液密度已由1.98 g/cm3降低至1.91 g/cm3,綜合井下實(shí)際情況和頂替效率模擬數(shù)據(jù),初步設(shè)計(jì)固井施工注替排量為0.9~1.32 m3/min。
根據(jù)固井施工漿柱結(jié)構(gòu)、現(xiàn)場電測裸眼井徑、固井施工參數(shù)等,模擬不同注替排量下封固段平均頂替效率,模擬結(jié)果如下:注替排量0.9 m3/min,封固段平均頂替效率為92.77 %;注替排量1.2 m3/min,封固段平均頂替效率94.31 %;注替排量1.32 m3/min,封固段平均頂替效率95.54 %。注替排量1.2 m3/min與1.32 m3/min模擬的封固段頂替效率相差不大,綜合考慮封固段頂替效率和井下復(fù)雜情況等因素,確定固井施工注替排量為1.2 m3/min。
(1)開發(fā)的三凝防竄大溫差水泥漿具有良好的綜合性能。其中領(lǐng)漿稠化時(shí)間425 min,領(lǐng)漿頂部靜膠凝43 h起強(qiáng)度;中間漿稠化時(shí)間263 min,中間漿頂部靜膠凝29.9 h起強(qiáng)度,72 h抗壓強(qiáng)度21.5 MPa;尾漿稠化時(shí)間178 min,尾漿底部靜膠凝5.8 h起強(qiáng)度,168 h抗壓強(qiáng)度53.7 MPa。水泥漿綜合性能滿足固井施工要求。
(2)采用的高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液技術(shù)適用性強(qiáng),具有良好的潤濕反轉(zhuǎn)、沖洗、抗污染性能,現(xiàn)場應(yīng)用綜合性能好。
(3)采用三凝防竄大溫差水泥漿體系、高效驅(qū)油型抗污染沖洗隔離液技術(shù)、精細(xì)控壓固井技術(shù),結(jié)合固井軟件模擬、優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)及施工參數(shù)等配套工藝技術(shù)措施,實(shí)現(xiàn)了固井前循環(huán)降密度、注替施工、起鉆、候凝等固井作業(yè)全過程的壓力平衡,確保了窄密度窗口下長封固段水泥漿一次性上返,保障了風(fēng)險(xiǎn)探井雙探6井?177.8 mm+?184.15 mm尾管懸掛固井施工安全和固井質(zhì)量,現(xiàn)場電測固井質(zhì)量合格率90.4%,優(yōu)質(zhì)率47.9%。
(4)雙探6井?177.8 mm+?184.15 mm尾管懸掛固井順利施工,創(chuàng)造了川渝地區(qū)?241.3 mm井眼固井套管最長、井斜角最大、窗口密度最窄等多項(xiàng)新紀(jì)錄,為西南油氣田超深井窄密度窗口長封固段固井提供了技術(shù)儲備。