李 濤,吳 杰,徐衛(wèi)強,文春宇

(中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院,四川成都 610017)

目前,四川盆地油氣勘探開發(fā)逐漸向更深層發(fā)展,超深井數(shù)量不斷增多,勘探開發(fā)難度也逐漸增大。國內(nèi)井深超7 000 m的油氣井主要集中在塔里木盆地和四川盆地,地質(zhì)工程條件復雜,超深井鉆井完井技術面臨很多挑戰(zhàn)。四川盆地川中蓬萊氣區(qū)燈影組儲層埋深超7 000 m,PS1井是部署在區(qū)域內(nèi)的一口重點探井,屬于典型的“三高”油氣井,設計六開井身結構,鉆井作業(yè)難度大且風險高。該井六開采用φ149.2 mm的鉆頭從井深7 233 m鉆進至完鉆井深7 480 m后,下φ127 mm尾管實施懸掛固井,但裸眼井段存在局部垮塌、大肚子井段多、井徑不規(guī)則、頂替效率難以保證等問題,同時,井底溫度高達163 ℃,氣層活躍且離喇叭口近,對水泥漿抗高溫穩(wěn)定性、防氣竄性能要求高;由于尾管下入井深超過7 000 m,且尾管段長僅422 m,重量較輕,倒扣丟手是否成功驗證困難。此前,塔里木盆地井深超過8 000 m的井目的層多采用裸眼完井;四川盆地川西地區(qū)雙魚石構造8 000 m左右的大斜度井和水平井也均采用裸眼完井。國內(nèi)外井深超7 000 m、采用φ127 mm尾管懸掛的固井案例很少,沒有形成較為完善的配套技術。針對存在的固井技術難點,通過開展尾管懸掛固井技術研究與實踐,形成了川中蓬萊氣區(qū)超深短尾管懸掛固井配套技術,PS1井采用該技術后,固井質(zhì)量較好,也對后續(xù)的2口井進行了推廣應用,固井施工順利且固井質(zhì)量良好。

1 固井技術難點

1)裸眼段井徑不規(guī)則,大肚子井段多,頂替效率難以保證。研究區(qū)目的層燈四段巖性以深灰色白云巖為主,因采用水基鉆井液鉆進,頂驅(qū)轉(zhuǎn)速較高(70 rpm),上部井段井壁垮塌比較嚴重,鉆頭直徑149.2 mm,而裸眼井段平均井徑166.3 mm,井眼擴大率11.46%,在井深7 314 m處井徑最大,為229.9 mm,在井深7 465 m處井徑最小,為149.7 mm。井徑不規(guī)則,大肚子井段鉆井液難以頂替干凈,頂替效率難以保證[1-2](圖1)。

圖1 φ149.2 mm井眼裸眼段電測井徑

2)井底溫度高,氣層顯示活躍,對水泥漿的抗高溫防氣竄能力要求較高。電測出井底最高溫度163 ℃,用1.35 g/cm3鉆井液鉆進時共鉆遇4次氣測異常、2次氣侵,氣顯示層離喇叭口近(表1)。在井段7 473～7 479 m鉆遇的氣侵,全烴值最高30.07%,出口鉆井液密度1.29 g/cm3,通過液氣分離器節(jié)流循環(huán)排氣,焰高1～2 m,氣侵顯示持續(xù)77 min,水泥漿需具備抗高溫防強度衰退、防氣竄、強度發(fā)展快等性能。

表1 φ149.2 mm井眼裸眼段油氣顯示統(tǒng)計

3)尾管段長424 m,重量較輕,但下入位置深,倒扣丟手是否成功驗證困難。設計將φ127 mm尾管下入到井段7 080～7 480 m,尾管段長424 m,重量近100 kN,尾管串結構為:浮鞋×0.76 m+φ127 mm短套管×5.03 m+浮箍×0.27 m+φ127 mm短套管×2.01 m+φ127 mm短套管×2.02 m+碰壓總成×0.19 m+φ127 mm變扣套管×0.71 m+φ127 mm套管36根×406.12 m+膠塞短節(jié)×0.81 m+懸掛器×5.96 m。送入鉆桿長度超7 000 m,鉆桿加上頂驅(qū)重量近2 220 kN,鉆桿在自重作用下拉伸量偏大,由于鉆桿與套管間摩阻的影響,倒扣后短距離上提鉆桿時難以驗證倒扣丟手是否成功。

2 固井關鍵技術

2.1 加長中心管尾管懸掛器

常用的尾管懸掛器倒扣后送入鉆桿的有效上提高度要求控制在1.0～1.2 m,一般不允許超過1.5 m,受中心管長度限制,上提距離超過1.5 m后,坐封擋塊容易被提出回接筒,再次下壓時會使懸掛器頂部封隔器漲開,無法進行后續(xù)注水泥漿固井施工。在超深井中下入短尾管,但短尾管重量較輕,坐掛后懸重下降不明顯[3-4];同時,鉆桿在自重作用下拉伸量較大,鉆桿短距離上提時,受鉆桿與套管之間摩阻的影響,底部中心管發(fā)生的位移量難以準確計算,上提距離偏短,此時的懸重可能一直處于變化狀態(tài),難以判斷倒扣丟手是否成功,若上提距離過多,中心管有被拔出回接筒的風險。因此,PS1井采用XG184×127高壓尾管懸掛器,能夠抗170 ℃高溫,尾管懸掛器中心管長度加長至2.8 m,允許上提距離達2.5 m,上提鉆桿的安全距離余量較大,降低了超深短尾管倒扣丟手驗證的難度。

2.2 加砂柔性防氣竄水泥漿體系

優(yōu)選水泥漿體系,采用一凝G級加砂柔性防氣竄水泥漿體系[5-7],要求水泥漿具備低失水、直角稠化、零游離水、早期強度發(fā)展快等性能,同時具有良好的防氣竄能力,以確保封固質(zhì)量。室內(nèi)優(yōu)化調(diào)整水泥漿性能,水泥漿配方為:嘉華G級水泥+石英砂+2%微硅+0.4%分散劑+3.5%膨脹劑+6%柔性劑+0.6%高溫懸浮劑+5%降失水劑+3%高溫緩凝劑+0.1%消泡劑+清水,其中微硅顆粒非常小,平均粒度為納米級別,能夠填充水泥顆粒間的孔隙,同時與水化產(chǎn)物反應生成凝膠體,能夠增加氣體在水泥漿中的運移阻力,降低氣竄風險,并且能夠增強水泥漿的抗壓強度,提高水泥漿的高溫強度穩(wěn)定性。在溫度155 ℃、圍壓100 MPa、時間100 min的試驗條件下,水泥漿的綜合性能見表2,該水泥漿失水量小、零游離液,直角稠化,稠度從40 Bc至100 Bc間隔時間僅2 min,注水泥漿施工完成后,采用憋壓3.0～5.0 MPa候凝的方式,確保水泥漿失重時能壓穩(wěn)下部氣層,并防止φ127 mm尾管喇叭口竄氣。

表2 加砂柔性防氣竄水泥漿綜合性能

2.3 提高頂替效率

維持鉆井液良好的流變性[8-9],要求鉆井液塑性黏度20～30 mPa·s,動切力不大于7 Pa,降低井壁濾餅沖洗難度,設計采用密度1.90 g/cm3水泥漿,水泥漿與鉆井液密度差0.55 g/cm3,密度差越大,越有利于水泥漿對鉆井液的頂替。通過增加沖洗隔離液體積量及增加沖洗時間來提高頂替效率,設計要求抗污染沖洗隔離液注入量17 m3,在替水泥漿排量1.00 m3/min條件下,沖洗時間能夠達到17 min;通過強化扶正器安放、增加套管居中度來提高頂替效率[10-11],設計要求在裸眼井段內(nèi),每根套管加放外徑145 mm的大倒角旋流剛性扶正器1只,重合段每根套管加放外徑148 mm普通剛性扶正器1只,平均居中度能夠達到67.48%。軟件模擬顯示,當排量為0.54 m3/min時,頂替效率為91.44%;當排量為0.60 m3/min時,頂替效率為92.5%;當排量為0.72 m3/min時,頂替效率為93.4%。

3 現(xiàn)場應用

3.1 井眼準備

因裸眼段井徑不規(guī)則,井壁存在臺階,下套管時容易增加摩阻,因此,下套管前必須進行通井,通井作業(yè)期間對掛卡、遇阻井段加強劃眼,消除大肚子臺階,采取變排量循環(huán)等措施使井眼干凈、無沉砂,確保井眼暢通。通井時采取由易到難的方式,先采用φ148 mm單扶正器通井,再采用φ148 mm、φ145 mm雙扶正器通井,其中雙扶通井鉆井組合為:φ149.2 mm牙輪鉆頭×0.18 m+雙母接頭×0.52 m+回凡2只×0.81 m+φ120.7 mm鉆鋌×9.16 m+φ148 mm扶正器×0.77 m+φ120.7 mm鉆鋌1根+φ145 mm扶正器×0.7 m+φ120.7 mm鉆鋌1根+轉(zhuǎn)換接頭311×HT38×0.38 m+φ101.6 mm加重鉆桿×301.76 m+隨鉆震擊器×8.96 m+φ101.6 mm加重鉆桿×28.29 m+φ101.6 mm鉆桿×2 608.26 m+HT38×520DS轉(zhuǎn)換接頭×0.46 m+φ139.7 mm鉆桿。通井后井眼暢通,且通井鉆具能夠靜放通過至井底,滿足下套管條件。

3.2 下套管作業(yè)

將PS1井稱重鉆具下至井深7 137 m處,以排量23 L/s循環(huán)鉆井液,通過精細控壓設備將井口套壓控制在4.2 MPa,液面正常無漏失,鉆井液密度為1.35 g/cm3,折算井底當量密度為1.50 g/cm3。因此,下套管過程中需要嚴格控制下放速度,防止下套管速度過快,產(chǎn)生較大激動壓力而壓漏地層;每根套管下放時間不低于30 s;下鉆桿送套管期間,在井深小于4 712 m時,每柱鉆桿下放時間不低于80 s,且每下20柱鉆桿開泵頂通水眼1次,在井深4 712 m至井底7 480 m時,每柱鉆桿下放時間不低于90 s,且每下10柱鉆桿開泵頂通水眼1次,中途循環(huán)10～20 min,防止鉆井液長時間靜止后變稠,下套管至井底后由于泵壓高而壓漏地層。通過軟件計算,作用于井底的最大激動壓力為3.7 MPa,折算井底當量密度為1.40 g/cm3,無井漏風險(圖2)。

圖2 套管下入過程中作用于井底7 480 m的激動壓力

3.3 固井施工

下套管到位后,以排量1.16 m3/min循環(huán)洗井2個循環(huán)周,徹底攜帶出井內(nèi)沉砂,循環(huán)期間液面正常。投入φ42 mm銅球,開泵憋壓至17.2 MPa,尾管懸掛器坐掛,繼續(xù)憋壓至25.0 MPa打通球座。正轉(zhuǎn)30圈倒扣,扭矩6.4 kN·m,上提鉆具1.7 m,懸重由2 087 kN增加至2 220 kN,再次上提0.5 m,懸重仍為2 220 kN,驗證倒扣丟手成功,鉆桿上提距離與懸重變化規(guī)律見圖3。然后注入1.03 g/cm3沖洗液3 m3+1.37 g/cm3隔離液12 m3+1.03 g/cm3沖洗液2 m3+1.90 g/cm3嘉華G級防氣竄水泥漿9.5 m3,泥漿泵用排量0.97 m3/min替入密度1.35 g/cm3鉆井液51 m3,隨后水泥車用排量0.72 m3/min替入清水6.5 m3碰壓,壓力由19.0 MPa上升至 25.0 MPa,泄壓檢查發(fā)現(xiàn),無回流。起鉆至井深6 712 m時,循環(huán)排出混漿18.2 m3,起鉆至井深6 652 m,關井憋壓至3.8 MPa后候凝。候凝結束后,下φ149.2 mm牙輪鉆頭至井深6 712.1 m探得水泥塞面,鉆水泥塞至φ127 mm尾管喇叭口井深7 059.2 m,對喇叭口按設計要求試壓16.1 MPa(井內(nèi)鉆井液密度為1.35 g/cm3),30 min后,壓降0.5 MPa,試壓合格,喇叭口位置水泥環(huán)封固質(zhì)量良好。電測φ127 mm尾管固井質(zhì)量顯示:一界面優(yōu)良率95.33%,二界面優(yōu)良率100%,順利完成了PS1井超深短尾管懸掛固井作業(yè)。

圖3 鉆桿上提距離與大鉤懸重變化關系

該系列技術在后續(xù)的PS2井和DT1井進行了應用,固井施工順利,且固井質(zhì)量良好。其中PS2井在井深7 532.73～7 840.00 m下入φ127 mm尾管,尾管段長309.61 m,下尾管到位后,投入φ42 mm銅球,開泵憋壓16.0 MPa尾管懸掛器坐掛,繼續(xù)憋壓至20.0 MPa打通球座,鉆桿正轉(zhuǎn)30圈上提2.50 m,懸重漲至2 240 kN后無變化,驗證倒扣丟手成功;注1.90 g/cm3嘉華G級加砂柔性防氣竄水泥漿8.2 m3固井,關井憋壓至3.6 MPa后候凝;候凝結束后,下φ160 mm牙輪鉆頭至井深7 275.4 m探得水泥塞面,鉆水泥塞至φ127 mm尾管喇叭口井深7 532.7 m,對喇叭口按設計要求試壓10.0 MPa(井內(nèi)鉆井液密度為1.52 g/cm3),30 min后的壓降為0.1 MPa,試壓合格,喇叭口位置水泥環(huán)封固質(zhì)量良好。

4 結論

1)通過維持鉆井液良好的流變性,增加沖洗隔離液接觸時間,強化扶正器安放,頂替效率能夠達到93.4%,有利于提高固井質(zhì)量。

2)優(yōu)選的G級加砂柔性防氣竄水泥漿體系,失水量小、零游離液,直角稠化,稠度從40 Bc至100 Bc間隔時間僅2 min,防氣竄性能好,確保了活躍氣層的水泥環(huán)封固質(zhì)量。

3)尾管懸掛器中心管長度加長至2.8 m,允許上提距離達2.5 m,有效降低了超深短尾管倒扣丟手驗證難度,保障了固井施工安全。

4)針對PS1井超深短尾管懸掛固井難點,研究形成的配套技術對于直井應用效果良好,但對于超深大斜度井,目前尚未進行應用,建議配套相關技術研究與應用。