張軍義，何德清，何斌斌，畢明清，趙毅博

1.中國石化華北石油工程有限公司 技術(shù)服務(wù)公司（河南 鄭州450006）

2.中國石化華北石油工程有限公司 河南鉆井分公司（河南 南陽473031）

3.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450024）

大牛地氣田是中國石化天然氣勘探開發(fā)主產(chǎn)區(qū)之一，是典型的低孔、低滲、低壓氣田，下石盒子組、山西組和太原組是氣田主力產(chǎn)氣層[1]。隨著勘探開發(fā)步伐加快，水平井尾管固井完井越來越多地應(yīng)用于大牛地氣田。氣田水平井多采用三級井身結(jié)構(gòu)，水平段長度500～2 000 m不等，水平段采用尾管懸掛固井完井，固井結(jié)束后回接套管至井口，通過連續(xù)油管拖動壓裂工具，自井底向上逐段壓裂。壓裂結(jié)束回收回接套管后投入生產(chǎn)。良好的固井質(zhì)量不僅為天然氣開采提供可靠的井筒條件，更為高效的增產(chǎn)措施提供了必要條件，也是天然氣井生產(chǎn)的可靠保證。因此，開展大牛地氣田水平井尾管固井技術(shù)研究，具有重要的經(jīng)濟(jì)價(jià)值和現(xiàn)實(shí)意義。

1 固井技術(shù)難點(diǎn)

壓裂方式對尾管固井質(zhì)量提出了較高要求，結(jié)合大牛地氣田尾管完井井身結(jié)構(gòu)，總結(jié)大牛地氣田尾管固井的技術(shù)難題，主要體現(xiàn)在以下方面：

1）壓裂方式對環(huán)空水泥石密封性和完整性要求高[2]。大牛地氣田為提高天然氣采收率，壓裂作業(yè)段數(shù)多為8～10段，噴砂射孔及壓裂改造對水泥石沖擊破壞力度大，易導(dǎo)致壓裂期間地層竄流連通，影響改造效果，故而要求裸眼段、套管重疊段均要高效密封，環(huán)空水泥石壓后仍保持完整有效。

2）尾管回接管柱的密封要求高，難度大。氣田水平段尾管固井多采用回接不固井的方式完井，壓裂試氣結(jié)束后回收回接管柱。受壓裂施工時(shí)套管內(nèi)的高壓作用，回接管柱底端的上頂力易引起回接管柱軸向移動，導(dǎo)致密封失效，回接套管內(nèi)外聯(lián)通。

3）水泥漿靜膠凝強(qiáng)度形成過程易發(fā)生壓穩(wěn)失效，氣竄。大牛地氣田尾管固井封固段垂深300～800 m不等，封固段垂深較小，靜膠凝強(qiáng)度發(fā)展階段，水泥漿失重導(dǎo)致環(huán)空液柱壓力逐漸減小，地層流體逐漸進(jìn)入環(huán)空，發(fā)生欠壓穩(wěn)氣竄[3]，造成封固質(zhì)量差，形成竄流通道，導(dǎo)致水泥石膠結(jié)強(qiáng)度低，密封失效。

4）水泥漿頂替效率低。套管受重力作用導(dǎo)致的偏心、水泥漿流變性能、鉆井液泥餅不易驅(qū)替和水平井段巖屑難以徹底頂替出井等問題均不利于頂替效率的提高[4]。

5）固井作業(yè)對水泥漿性能要求高。水平段水泥漿因重力沉降造成高邊水泥石強(qiáng)度低，自由水析出易造成水泥石與地層之間形成微裂隙[5]。大牛地氣田采用Φ114.3 mm的套管，套管內(nèi)徑小，若出現(xiàn)水泥漿提前稠化或“閃凝”等復(fù)雜情況后，后續(xù)井筒清理難度高且成本高。

2 固井技術(shù)措施

2.1 水泥漿體系優(yōu)選及性能優(yōu)化

水平井套管噴砂射孔和分段壓裂等作業(yè)程序?qū)λ喹h(huán)會產(chǎn)生強(qiáng)大的沖擊力，為保障增產(chǎn)作業(yè)后水泥環(huán)仍保持良好的密封性和完整性，水泥環(huán)必須具有良好的彈性和韌性，同時(shí)要求水泥石的體積收縮變化小。優(yōu)選的膨脹劑在油井水泥中遇水水化后形成無機(jī)多水混合物，且膨脹劑的水化速度與與水泥漿網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)形成速度同步，補(bǔ)償水泥石的體積收縮，達(dá)到微膨脹效應(yīng)[6]。優(yōu)選的增韌劑可改善水泥石應(yīng)力，增強(qiáng)水泥石抗沖擊韌性，降低彈性模量。優(yōu)選的防氣竄劑是一種高分子聚合物，可增加水泥漿的內(nèi)聚力，增加氣體侵入水泥漿內(nèi)的運(yùn)移阻力，水泥漿凝固后期，水泥石內(nèi)形成連續(xù)的膠凝結(jié)構(gòu)，降低水泥石滲透率，阻止氣體侵入，提高水泥漿的抗侵竄能力[7]。

微膨脹彈韌性防氣竄水泥漿體系的配方為G級水泥+微硅+1.0%～3.0%降失水劑+1.0%～2.0%膨脹劑+1.0%～2.5%增韌劑+1.0%～2.0%防氣竄劑+0.8%～1.5%中溫緩凝劑+水，實(shí)驗(yàn)條件為80℃×40 MPa×35 min，該體系綜合性能參數(shù)見表1，稠化實(shí)驗(yàn)顯示，可泵時(shí)間255 min，稠化時(shí)間268 min。據(jù)表1可知，該體系具有API失水低、直角稠化[8]、靜膠凝過渡時(shí)間短，防竄性能好等特點(diǎn)。

表1 微膨脹彈韌性防氣竄水泥漿綜合性能

2.2 提高頂替效率的措施

2.2.1 低紊流排量的沖洗前置液技術(shù)

紊流頂替是最優(yōu)的頂替方法，但實(shí)施過程中受井況、泵壓等諸多因素限制，往往無法實(shí)現(xiàn)；受固井設(shè)備的限制，水泥漿塞流頂替所需的小排量也難以實(shí)現(xiàn)[9]。大牛地氣田尾管固井前鉆井液密度一般在（1.20±0.05）g/cm3，固井時(shí)在清水中加入10%～20%表面活性物質(zhì)配制沖洗前置液，測量沖洗前置液流變參數(shù)[10]，計(jì)算可知，沖洗前置液臨界紊流排量為0.75 m3/min。優(yōu)化前置液段長，增加前置液的接觸時(shí)間，不少于7 min，注入量5.0～6.0 m3[11]。前置液返至環(huán)空前，調(diào)整施工排量，利用沖洗前置液的紊流頂替，隨著沖洗前置液上返至套管重疊段，降低施工排量至0.3 m3/min頂替至碰壓。

2.2.2 套管偏心控制技術(shù)

水平段及大斜度井段套管受自重影響，套管偏心更為嚴(yán)重，影響固井頂替效率，故而水平井段合理的扶正器設(shè)計(jì)方案對提高頂替效率意義更為突出。為降低套管偏心，提高頂替效率，優(yōu)選了樹脂旋流剛性扶正器和樹脂旋流滾珠剛性扶正器，優(yōu)選的扶正器可實(shí)現(xiàn)以下功能：一是優(yōu)選的樹脂旋流剛性扶正器本體設(shè)置的旋流導(dǎo)流模塊可改變環(huán)空流體流場；二是優(yōu)選的樹脂旋流滾珠剛性扶正器導(dǎo)流模塊上設(shè)置有滾珠，扶正器與井壁呈點(diǎn)接觸，將滑動摩擦變?yōu)闈L動摩擦，減小下套管摩阻，有利于套管安全順利下入[12]。利用扶正器模擬校核軟件優(yōu)化扶正器安放間距，提高套管居中度不小于67%。扶正器具體安放設(shè)計(jì)如下：浮鞋以上3根套管連續(xù)安放樹脂旋流滾珠剛性扶正器，確保套管“抬頭”和浮鞋居中，裸眼井段交替安放樹脂旋流剛性扶正器和樹脂旋流滾珠剛性扶正器，每2根套管安放1個(gè)扶正器。懸掛器以下3根套管連續(xù)安放樹脂旋流剛性扶正器。

2.3 懸掛工具的選擇

基于大牛地氣田壓裂方式的特殊性，水平井尾管固井選用耐壓能力70 MPa的尾管懸掛器及配套的新型封隔式回接裝置。其中回接插頭上端連接的錨定裝置，通過管內(nèi)加壓撐開錨爪，阻止回接管柱軸向移動，依靠錨定裝置消除封隔器坐封、壓裂等作業(yè)中的上頂力的影響[13]。密封單元配套了多組單獨(dú)工作的密封件，實(shí)現(xiàn)多重密封效果。管外封隔器通過管內(nèi)打壓的方式啟動坐封，實(shí)現(xiàn)環(huán)空封隔。管柱自下而上為“回接插頭+水力錨+短套管+封隔器+短套管+密封插管+套管串”，為壓裂及后續(xù)增產(chǎn)措施提供了一個(gè)全通徑、高承壓可回收的井筒環(huán)境，創(chuàng)造了有利的作業(yè)條件[14]。

2.4 輔助技術(shù)措施

2.4.1 井筒準(zhǔn)備

合格的井眼質(zhì)量是套管順利下入的關(guān)鍵[15]。通過計(jì)算套管允許通過的最大井眼曲率Cm，判斷套管下放風(fēng)險(xiǎn)，為通井提供參考依據(jù)。具體判斷方法為：若套管允許通過的最大井眼曲率Cm不大于井眼實(shí)鉆最大曲率Kmax，理論上尾管能下入井底；反之，則存在套管無法順利下入井底的風(fēng)險(xiǎn)。套管允許通過的最大井眼曲率Cm的計(jì)算方法見式（1）。

式中：Cm為套管允許通過的最大井眼曲率，°/30 m；Do為尾管的外徑，m；σs為套管罐體的屈服強(qiáng)度，MPa；K1為安全系數(shù)，推薦K1=1.8；K2為螺紋應(yīng)力集中系數(shù)，推薦K2=3。

下套管前通井鉆具組合模擬尾管剛度，消除裸眼井段的阻卡點(diǎn)，計(jì)算套管剛度，設(shè)計(jì)通井鉆具[16]。剛度對比模擬計(jì)算如下：式中：m為剛度系數(shù)，無因次；Dd為鉆桿外徑，mm；dd為鉆桿內(nèi)徑，mm；Dc為尾管外徑，mm；；dc為尾管內(nèi)徑，mm。

具體判斷方法：當(dāng)m≥1，表明通井鉆桿剛度大于套管剛度，套管在井下比鉆桿更柔軟，理論上套管能下至預(yù)定位置；當(dāng)m＜1，則需設(shè)計(jì)剛度更大的通井鉆具組合，以保證套管的順利下入。通井過程充分循環(huán)鉆井液，清除井內(nèi)沉砂，短起下提升破壞井內(nèi)形成的巖屑床，消除阻卡點(diǎn)，為套管順利下入提供保障。

2.4.2 不留上塞技術(shù)

為確?；亟庸苤Ｗ鳂I(yè)，必須保障在回接筒內(nèi)及以上部位無水泥塞。固井碰壓并檢查回壓凡爾正常后，憋壓上提中心管，憋壓值在管內(nèi)外壓力差的基礎(chǔ)上附加3～5 MPa。上提中心管壓力下降時(shí)，迅速開泵洗井，循環(huán)洗出多余水泥漿，確保了回接筒內(nèi)部無水泥塞。

2.4.3 輔助壓穩(wěn)技術(shù)

大牛地氣田水平井尾管固井井段垂深相對較小，循環(huán)洗井后壓穩(wěn)防竄僅依靠鉆井液液柱壓力，無法提供可靠的壓穩(wěn)系數(shù)，水泥漿靜膠凝強(qiáng)度形成期間，水泥漿液柱壓力降低，作用在儲層的液柱壓力隨之下降，易產(chǎn)生環(huán)空氣竄[17]。洗井結(jié)束后，通過環(huán)空加壓憋壓候凝、大排量循環(huán)加壓的方式提高儲層的壓穩(wěn)系數(shù)。

2.4.4 回壓凡爾失靈的處置

前置液入井后停泵泄壓，放回水，觀察回水情況。若回壓凡爾正常工作，前置液入井后，因套管內(nèi)外壓力差的作用下，回壓凡爾可以正常關(guān)閉，回水?dāng)嗔?，反之，則回壓凡爾失靈?；貕悍矤枱o法正常關(guān)閉，頂替液選擇“清水+鉆井液”的組合，Φ114.3 mm套管內(nèi)清水頂替，上部鉆具內(nèi)充填一定高度的鉆井液，抵消部分靜液柱壓力差，減少因回壓凡爾失靈造成水泥漿倒返留塞，鉆井液充填高度根據(jù)管內(nèi)外靜液柱壓力差決定。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

近年來，大牛地氣田累計(jì)實(shí)施水平井尾管固井14口井，其中優(yōu)質(zhì)13口，合格1口，固井優(yōu)質(zhì)率92.9%，合格率100%，施工情況見表2，大A2B井尾管固井質(zhì)量如圖1所示。表中所述的作業(yè)井均采用回接不固井的方式壓裂增產(chǎn)，壓裂作業(yè)順利，管柱密封性可靠，壓裂結(jié)束后，回接套管均得到回收，降低了開發(fā)成本。

表2 大牛地氣田水平井尾管固井情況一覽表

圖1 大A2B井尾管固井測井圖

4 結(jié)論與建議

1）開發(fā)的微膨脹彈韌性防氣竄水泥漿體系具有API失水低、直角稠化、靜膠凝過渡時(shí)間短，防竄性能好等性能特點(diǎn)，形成的水泥石具有良好的密封性和完整性，保證了水平井分段壓裂的順利實(shí)施，且實(shí)現(xiàn)了回接套管的重復(fù)利用，降低了氣田開發(fā)成本。

2）優(yōu)選的承壓能力70 MPa的尾管懸掛器及配套的新型封隔式回接裝置，密封能力強(qiáng)，承壓能力高，保障了壓裂作業(yè)的安全實(shí)施。

3）對于尾管垂深大于500 m的井，建議采用雙凝水泥漿，提高壓穩(wěn)系數(shù)。