全家正, 鄧富元, 湯 明

(1中國石化西南油氣分公司石油工程監(jiān)督中心 2西南石油大學(xué)國家油藏地質(zhì)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室)

彭州海相氣田主要目的層為三疊系須家河組、小塘子組、馬鞍塘組和雷口坡組，該目的層埋藏深度較深，在5 800～6 600 m之間，鉆遇地層構(gòu)造復(fù)雜、地層漏失嚴(yán)重，具有高壓、高溫等特點(diǎn)。截止2018年，彭州海相氣田共實(shí)施鉆井6口，油層尾管固井作業(yè)時存在防漏防竄矛盾突出、高溫高壓影響水泥漿和鉆井液質(zhì)量、小間隙、套管偏心等問題，不同程度的影響固井質(zhì)量，為后期井下作業(yè)和氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)留下安全隱患。因此，本文通過分析彭州海相固井過程中影響固井質(zhì)量的主要因素，總結(jié)前期完成井的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，提出提高固井質(zhì)量的建議和技術(shù)措施。

一、彭州海相氣田尾管固井難點(diǎn)分析

1.地層復(fù)雜井眼不規(guī)則

彭州海相工區(qū)尾管必封點(diǎn)在馬鞍塘組，上部地層為須家河組二段和三段，巖性為灰色細(xì)粒巖屑砂巖與灰黑色頁巖互層，井壁不穩(wěn)定，掉塊嚴(yán)重，井徑擴(kuò)大率大，在鉆井過程中易形成“糖葫蘆”和“大肚子”等不規(guī)則井眼，不僅會引起下套管困難，還會導(dǎo)致鉆井液頂替不干凈，影響水泥漿的頂替效率，降低水泥和地層膠結(jié)質(zhì)量[1]。

2.封固井段長防漏防竄矛盾突出

技術(shù)尾管下深1 800～2 300 m,裸眼段中須家河組地層含有裂縫性高壓油氣層，固井過程中需防氣竄，比如MJ1井和YS1井在該地層鉆進(jìn)過程中，均監(jiān)測到含烴總量上升，且井口液面上漲；同時該尾管封固段裂縫發(fā)育，地層漏失壓力低，容易發(fā)生井漏。

該地區(qū)由于特殊的井身結(jié)構(gòu)，封固段長，地層復(fù)雜，在同一封固段需要同時考慮防漏防氣竄，對固井工程技術(shù)要求高[2]。

3.高溫、高壓油氣層和高密度鉆井液

該區(qū)目的層埋藏深，井底壓力120～145 MPa，溫度高達(dá)160℃～170℃，封固段上下溫差在60℃～90℃。在高溫高壓下，鉆井液的封堵性、抑制性和流變性調(diào)節(jié)困難；增加固井添加劑優(yōu)選難度，對水泥漿流變性和沉降穩(wěn)定性要求高；超深井高溫情況下的水泥漿稠化時間不易控制，影響凝固后水泥環(huán)強(qiáng)度；高溫高壓條件下對固井工具和附件要求高，例如PZ115井尾管固井由于中心管質(zhì)量不合格，發(fā)生刺漏，形成短路，不能憋壓，無法正常固井。

此外，須家河組地層孔隙壓力在1.5～1.9 g/cm3，需要采用高密度鉆井液鉆進(jìn)，為了更好的攜巖，鉆井液粘切高，因此水泥漿驅(qū)替鉆井液困難，頂替效率不高，水泥漿容易在套管內(nèi)外引起竄槽，形成較長混漿段，降低固井質(zhì)量。

4.尾管環(huán)空間隙小水泥環(huán)薄

根據(jù)井身結(jié)構(gòu)可以發(fā)現(xiàn)，尾管固井時管單邊環(huán)空間隙理論值12.7 mm，套管接箍處9.15 mm，環(huán)空間隙低，在下套管過程中，套管接箍及扶正器易掛削井壁導(dǎo)致環(huán)空巖屑和沉砂堆積，發(fā)生套管遇阻和遇卡風(fēng)險，套管順利下入難度較大；同時，當(dāng)水泥漿循環(huán)時，由于流道變窄，環(huán)空流動阻力大，可能造成高泵壓甚至橋堵，增加固井作業(yè)風(fēng)險。固井后，薄水泥環(huán)強(qiáng)度低，抗沖擊能力低，可能存在密封失效問題。

5.鉆遇腐蝕性流體

彭州海相氣田屬于碳酸鹽巖儲層，根據(jù)已鉆井眼發(fā)現(xiàn)，天然氣中H2S和CO2含量均較高，含量分別為3.6%～5.7%和4.60%～9.80%；地下水為CaCl2水型，含量50 g/L。在高溫水相條件下，CO2存在提供了酸性環(huán)境，加速H2S和Cl-對套管、固井工具及附件的腐蝕破壞[2-3]。而且天然氣中的CO2和H2S氣體還容易侵入水泥漿，影響水泥漿性能，對形成的水泥石產(chǎn)生腐蝕作用，不利于井筒的長期封隔。

二、彭州海相氣田固井考慮的關(guān)鍵技術(shù)

1.旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)

旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)是利用頂驅(qū)或者卡瓦帶動下部鉆具轉(zhuǎn)動，從而帶動整個尾管串旋轉(zhuǎn)的一種固井工藝。對于深井、超深井、大斜度井和水平井，旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)優(yōu)勢明顯[4-5]。

旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器與普通的尾管懸掛器最大的區(qū)別是旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器的本體和錐套分體設(shè)計(jì)，在錐套上方設(shè)計(jì)有較強(qiáng)承重能力的止推軸承[6]。采用旋轉(zhuǎn)尾管固井時，所選用的旋轉(zhuǎn)尾管應(yīng)該選用臺階密封型高扭矩套管，比如有FOX、NSCC和TM等氣密套管扣型，這樣可以確保尾管旋轉(zhuǎn)時套管的安全。

2.提高地層承壓能力

彭州地區(qū)須家河組裂縫發(fā)育，含有潛在的高壓油氣層，因此防漏防竄矛盾突出。為了解決這個矛盾，可以在鉆井過程中進(jìn)行井壁封堵，提高地層承壓的能力。對于裂縫性地層，可以采取封堵漏失通道的方法進(jìn)行堵漏，主要包括屏蔽暫堵、暫堵性堵漏和膠質(zhì)粘結(jié)封堵技術(shù)[7]。根據(jù)實(shí)鉆情況，選擇合理的堵漏方式。例如MJ1井采用密度2.04 g/cm3鉆井液鉆至須二段5 520.38 m時，井口發(fā)生鉆井液失返，采用暫堵性堵漏技術(shù)，調(diào)整鉆井液性能，提高鉀離子含量，加大瀝青、納米乳液和潤滑劑量，增強(qiáng)鉆井液防塌和封堵能力，適當(dāng)補(bǔ)充隨鉆堵漏劑(10%裂縫堵漏劑+3%復(fù)合-1堵漏劑+3%剛性-3,-4堵漏劑+3%QS-2)。待堵漏完成后，井口液面恢復(fù)正常，無漏失情況發(fā)生。

3.水泥漿體系

3.1 高密度防氣竄水泥漿體系

彭州地區(qū)三開尾管封固段長，頂?shù)撞繙夭畲?，考慮到須二段含有潛在高壓氣層，所以采用高密度防氣竄水泥漿體系密度2.20 g/cm3，配方為：G級水泥+30.7%磁鐵礦+16.2%石英砂+0.9%分散劑+0.36%消泡劑+1.4%降失水劑+1.4%膨脹劑+0.9%緩凝劑+0.45%防氣竄劑+0.9%增塑劑。

3.2 膨脹水泥漿體系

借鑒《悉尼協(xié)議》國際工程教育核心理念，以CDIO工程教育模式改革實(shí)踐為基礎(chǔ)，以學(xué)生為中心、成果為導(dǎo)向、質(zhì)量持續(xù)改進(jìn)為支撐，以體系化構(gòu)建、常態(tài)化監(jiān)測、第三方質(zhì)量評價為手段，從專業(yè)建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)和模式構(gòu)建入手，系統(tǒng)推進(jìn)專業(yè)內(nèi)涵建設(shè)，通過深化協(xié)同育人、加強(qiáng)課程資源建設(shè)、完善質(zhì)量保障等措施，提升專業(yè)內(nèi)涵與品質(zhì)，打造專業(yè)品牌，為社會培養(yǎng)具匠心、精技術(shù)、善動手、愿創(chuàng)新的技術(shù)技能人才。

在水泥漿發(fā)生硬化的過程中，水泥熟料和混合水會發(fā)生水化反應(yīng)，導(dǎo)致水泥漿體的絕對體積減小，水泥漿體發(fā)生化學(xué)收縮[7]。彭州地區(qū)三開尾管采用回接方式回接到井口，防止底部水泥石或懸掛器密封失效引起的氣竄對上部套管和生產(chǎn)工具的腐蝕。但是技術(shù)套管和回接套管之間環(huán)空間隙大，下部水泥漿因水化體積收縮和失水而發(fā)生體積減小時，可能會使得封固段上部水泥漿壓力不能有效向下傳遞，從而造成作用在下部地層的有效壓力降低。為了抵消水泥水化過程中的收縮作用，可以在水泥中添加膨脹劑，還可以提高水泥的抗裂防滲能力。三開尾管回接膨脹水泥漿體系密度1.90 g/cm3，配方為：G級水泥+0.85%分散劑+0.68%消泡劑+2.5%降失水劑+2.5%膨脹劑+1.7%緩凝劑+0.85%防竄劑+1.7%增塑劑。

3.3 膠乳防氣竄水泥漿體系

彭州地區(qū)目的層為馬鞍塘組和雷口坡組，地層裂縫發(fā)育，均發(fā)生有不同程度漏失。為了保證固井工作正常開展和確保固井質(zhì)量，該地區(qū)除了在固井前需要提高地層承壓能力，在固井時還采用了膠乳防氣竄水泥漿體系。但是現(xiàn)場使用的防竄劑功能比較單一，只能夠補(bǔ)償由于水泥漿失重引起的壓力損失。但是隨著時間增加，水泥漿候凝過程中，水泥顆粒之間以及水泥顆粒和井壁與套管之間容易形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，該結(jié)構(gòu)將使得水泥漿柱一部分重量損失在井壁和套管上，從而導(dǎo)致水泥漿柱壓力不能有效傳遞下去，最后造成水泥漿發(fā)生失重，如果需要補(bǔ)償壓力時，防竄劑的補(bǔ)償能力已經(jīng)減弱，不能增大氣侵阻力，即不能有效防止氣竄[8]。因此，在四開尾管固井時使用了低密度膠乳防氣竄水泥漿體系，水泥漿密度為1.90 g/cm3，水泥漿配方：G級水泥+21.3%石英砂+5.1%膠乳/顆粒+0.64%分散劑+0.43%消泡劑+2.6%降失水劑+2.1%膨脹劑+2.1%緩凝劑+0.64%防竄劑+1.3%增塑劑。

4.抗腐蝕固井工具及附件

彭州區(qū)塊目的層高含H2S腐蝕性氣體，對套管、接箍和固井附件容易造成腐蝕破壞和氫脆。含硫地層中套管一般采用抗腐蝕合金鋼，套管、接箍和固井附件基本上采用C-90、L-80等低硬度的材質(zhì)；若流體中含有H2S濃度高，可以采用Ni基高合金鋼，但是由于價格昂貴，沒有成功得到推廣運(yùn)用。根據(jù)彭州現(xiàn)場使用情況，尾管采用氣密扣型的P110S和4C類合金110套管。

5.合理使用扶正器提高套管居中度

在油層尾管小井眼中下入套管，環(huán)空間隙小，軸線偏移距離對套管居中度影響大，容易貼邊，出現(xiàn)套管偏心的情況，可以通過加裝扶正器的方式提高套管居中度。彭州地區(qū)現(xiàn)場根據(jù)地質(zhì)情況，在裸眼段全部地層使用整體式彈扶，如果裸眼段存在控斜井段，則按照每3根套管安放一個整體式彈性扶正器，其余按每4根套管安放一個整體式彈性扶正器，并在浮鞋后的一根短套管上安放一個整體式彈性扶正器，重疊段全部使用剛性扶正器。

三、現(xiàn)場應(yīng)用情況

1.固井工作主要技術(shù)要求

(1)通井。采用剛度大于套管串的鉆具組合充分通井，保證井眼暢通，確保下套管順利。

(2)套管串設(shè)計(jì)。選用性能優(yōu)良的具有抗腐蝕能力的套管和固井附件。

(3)封堵漏失性地層，提高地層承壓能力。在鉆井過程中若出現(xiàn)地層漏失，則采用隨鉆堵漏劑封堵，提高固井安全密度窗口。

(4)注水泥前置液。前置液包括沖洗液和隔離液，該區(qū)塊油層尾管前置液體系和配方如下：

沖洗液配方：40.0%沖洗劑+20.0%消泡劑+40.0%乳化劑。

隔離液配方：重晶石+3.6%隔離劑。

(5)為確保后期井筒安全，尾管采用防氣竄水泥漿，并要求做好水泥漿稠化時間及強(qiáng)度發(fā)展，確保裸眼段封固質(zhì)量。

2.尾管固井質(zhì)量評價

根據(jù)目前彭州海相氣田已經(jīng)跟蹤到的5口井固井情況來看，基本上各開次固井質(zhì)量均合格，滿足鉆井施工要求。

3.現(xiàn)場固井存在問題

PZ113井雖然聲幅測井優(yōu)良率較高，全井試壓合格，但是合金套管封固不合格，存在油氣竄槽風(fēng)險。而PZ103井優(yōu)良率偏低，但是固井質(zhì)量良好，這是因?yàn)楣叹螅暦O(jiān)測發(fā)現(xiàn)該井合金段封固質(zhì)量優(yōu)，能夠滿足下部施工要求。

目前，已施工的3口井，帶旋轉(zhuǎn)功能的尾管懸掛器都不能旋轉(zhuǎn)，這將不能讓旋轉(zhuǎn)尾管起到真正的作用，經(jīng)推測，旋轉(zhuǎn)尾管不能旋轉(zhuǎn)的主要原因可能是懸掛器出現(xiàn)刺漏、套管粘卡和尾管懸掛器軸承不合格等。

四、結(jié)論及建議

(1)彭州氣田尾管固井主要存在井眼不規(guī)則、竄漏同層、環(huán)空間隙小和鉆遇腐蝕性流體等難點(diǎn)。

(2)彭州氣田目前主要采用隨鉆堵漏、旋轉(zhuǎn)尾管固井、改善水泥漿體系和固井工具及附件等方式提高固井質(zhì)量，并取得了一定成效。

(3)彭州氣田目前固井還存在一些問題。合金段套管固井質(zhì)量不是很好，導(dǎo)致水泥膠結(jié)質(zhì)量差，聲幅測井優(yōu)良率低；旋轉(zhuǎn)尾管固井方式存在尾管不能旋轉(zhuǎn)的問題。

(4)小井眼中下放套管可以采用隨鉆擴(kuò)孔技術(shù)進(jìn)行井眼擴(kuò)孔，提高環(huán)空間隙，降低固井時循環(huán)阻力；或者也可以采用膨脹管技術(shù)或者接箍套管進(jìn)行固井。