非常规油气水平井固井关键技术研究与应用

2013-04-09刘成贵

石油钻采工艺 2013年2期

刘成贵

（胜利石油管理局黄河钻井总公司，山东东营 257064）

水平井固井存在下套管摩阻大、提高顶替效率难度大等难题。人们围绕水平井固井，就水平井下套管方法、水泥浆与隔离液的设计、提高顶替效率的施工工艺等进行了诸多研究，提出了利用漂浮接箍减小下套管阻力、筛管完井顶部注水泥、改善水泥浆体系、利用液压扶正器提高套管居中度等针对水平井的固井工艺技术和措施［1］。以上这些措施大多局限于部分解决下套管及固井质量的问题，而在水泥浆体系满足固井质量要求的情况下，提高水平段套管居中度和顶替效率成为水平井固井要解决的关键问题，水平井段的固井质量更多取决于水泥浆顶替钻井液的顶替效率。目前致密砂岩、页岩等非常规资源的开发多利用水平井，水平井段的固井质量还要满足大型压裂的需要，因此对水平井固井质量提出了更高的要求，需要在分析水平井及非常规油气井固井难点的基础上，结合每口井的特点，综合采用合理的工艺技术措施，全面改善非常规油气水平井固井质量。

1 水平井固井技术特点分析

1.1 井身轨迹与套管居中度

理想的固井质量要求是套管外的环空完全由高质量的水泥充填，套管与井壁及套管壁间实现良好胶结，从而达到层间封隔的目的。因此，提高油气井固井质量首先要解决顶替效率的问题［1］，而提高套管居中度是提高顶替效率的重要条件。

提高套管居中度的普遍方法是采用套管扶正器。套管扶正器安放间距的计算方法有很多，都考虑了套管居中程度与下套管摩阻的问题。需要指出的是，合理的扶正器设计是降低下套管摩阻的重要途径。在水平井中，套管受到的载荷要比直井中更为复杂，套管居中的问题尤为突出。一般多数认为在定向和水平井段中，套管会由于重力作用靠近下井壁，而从整个井眼空间来看，由于受局部井眼曲率和方位变化及套管刚度的影响，套管可能会靠近井眼圆周的任何一个方向［2］。没有扶正器的套管柱一旦与井壁接触，其接触面积有逐渐增大的趋势，势必增大下套管的摩阻，甚至卡套管，类似于压差卡钻；而带有扶正器的套管柱，扶正器与井壁之间是相对的点接触，同时阻止了套管本体与井壁接触面积的进一步扩展，因而合理的扶正器间距可以降低下套管摩阻［3］。

下套管摩阻还受到井身轨迹平滑程度、滤饼摩擦因数和套管刚度等因素影响，需要根据具体的井眼条件和钻井液性能合理设计扶正器间距，保证套管顺利下入，达到尽可能提高套管居中度的目的［4］。

1.2 钻井液性能与顶替效率

在斜井段及水平段钻进时易形成岩屑床，在井眼低侧形成钻井液的固相沉降，从而使钻井液顶替不干净。要达到将封固井段内的钻井液替净的目的，首先要求钻井液具有易于被顶替的性能，即具有合适的流变性。一般情况下，在维护井壁稳定、提高钻井液的动塑比提高携砂能力的同时，要求钻井液具有较低的黏度和切力，这样在居中度相对较低的井段钻井液才更容易被顶替。而即使是较高的居中度，高黏切的钻井液顶替起来也会十分困难，特别在施工过程可能出现的停泵或返速降低的情况下，恢复循环需要克服钻井液结构力，一定程度上会造成局部或大段的钻井液滞留。较高的摩阻系数会产生较高的循环和顶替压力，不利于采用大排量达到紊流流态，从而不利于井眼内钻井液的清除［1-5］。

1.3 冲洗液和隔离液的性能

在水泥浆前部注入的冲洗液和隔离液要求具有与钻井液的相容性、改善亲水环境（特别是使用油基钻井液）、提高水泥与地层和套管壁的胶结质量等特性，同时需要有足够的接触时间来达到这一目的［6-8］。行业内普遍认可的紊流接触时间为7～10 min，但在现场往往受到井壁稳定性和井眼规则程度的限制。冲洗液的量过大会引起井壁失稳；黏性隔离液要达到驱替钻井液的目的，需要有较高的黏度和切力，达到紊流流态具有一定的难度，特别在井径变化较大时，实现紊流顶替较为困难，即使较长的接触时间也难以达到替净的目的；在水平井段穿越地层不均质、岩性不一致时，易出现“糖葫芦”井眼，这一矛盾更为突出。因此要在井下安全的前提下，尽可能加大前置液注入量，确保足够的接触时间，同时还要针对井径不规则的特殊问题，设计合理的隔离液性能，满足驱替效果。

1.4 水泥浆体系的性能

一般要求水平井固井的水泥浆体系除了水泥石的抗压强度和稠化时间满足施工要求外，还要具有低失水（＜50 mL）、零游离液，避免在井眼上侧形成游离液上窜通道；较好的沉降稳定性有利于充分顶替和形成均匀的水泥环。此外，水平井固井水泥浆体系设计还要注意：（1）在进行失水和游离液测定时要模拟水平井条件，将旋转失水仪或测试量筒倾斜45°进行测量［1］；（2）在同一地层水平穿越井段长，井底循环温度要比常规温度高，水泥浆实验温度一般取井底静止温度的85%，在此温度下确定合理的水泥浆稠化时间，同时还要满足直角稠化的要求；（3）为提高水泥浆紊流条件下顶替钻井液的效率，水泥浆的静切力和动切力应比钻井液高；（4）环空浆柱组合，特别是前置液与水泥浆的设计要考虑平衡压力固井的需要，既要降低环空动态液柱压力，降低流动摩阻，避免井漏，又要防止环空压力较低造成地层失稳，或候凝过程失重导致地层流体窜入。

2 F116 区块非常规油气水平井固井难点

F116 区块为致密砂岩非常规开发区块，油藏埋深2 800～3 000 m。F116-2HF 井为该区块第1 口非常规水平井，井深3 912 m，水平段长920 m，该井固井时遇到了以下问题，导致固井质量未能达到预期目标。

（1）目的层钻井过程中钻遇多段泥岩地层，并出现大量掉块，为维护井壁稳定并充分携砂，钻井液黏度、切力较高，不利于水泥浆的顶替。

（2）水平段较长，且穿过较多的易坍塌掉块地层，给套管扶正器下入造成一定困难；套管扶正器下入较多会增大环空循环摩阻，因此该井水平段仅下入12 只刚性扶正器，套管居中程度差，固井质量检测结果表明，在扶正器附近的井段水泥环质量相对较好。

（3）地层不稳定限制了固井前充分循环及对钻井液性能进行大幅调整，对有效顶替影响较大，同时也限制了冲洗液和隔离液的用量，使固井顶替效率大大降低。

（4）固井要求水泥上返至井口，封固段在4 000 m左右，注入的水泥浆及前置液的量不易准确把握，固井过程一旦出现窜槽，直接影响全井段固井质量。

（5）钻井液黏切高，使循环摩阻增大，不利于大排量顶替提高顶替效率。

3 非常规油气水平井固井技术对策

通过对水平井固井技术难点的分析及F116 区块非常规油气水平井固井面临的特殊问题，围绕提高顶替效率的目标，在F116 等非常规开发区块重点采取了以下措施，有效提高了固井质量。

3.1 下套管前通井技术措施

（1）模拟原钻具刚度通井，确保扶正器数量和套管顺利下入。

（2）维持完钻钻井液性能，在下套管前不对钻井液进行大幅度的性能调整，确保井壁稳定。

（3）大排量循环洗井，对通井遇阻井段进行划眼和反复短起下，彻底清洗岩屑床。

（4）通井后期，循环泵压及返出钻井液性能稳定后，测循环周，估算井筒容积，为确定水泥浆量等提供参考依据。

（5）起钻前在造斜段及水平段注入润滑钻井液，提高钻井液润滑性。

3.2 下套管操作特别要求

下套管主要应做到连续下入，缩短钻井液静止时间，避免过高的结构力形成，为后期循环和充分调整钻井液性能奠定基础。

（1）做好下套管作业前的准备工作，缩短下套管过程的停顿时间。

（2）采用逐根灌浆措施，并缩短钻井液灌满的周期，减少中途灌浆的时间；直井段灌浆时可以适当活动套管；下入斜井段之前一定要灌满钻井液，尽可能保持斜井段及水平段下入的连续性。

（3）控制套管下放速度。直井段下放速度保证环空上返速度小于0.8 m/s；进入造斜段和水平井段，上返速度小于0.5 m/s。

3.3 扶正器设计原则及方法

（1）水平段全部采用刚性扶正器，在每两个压裂段之间加大扶正器的安放密度，确保压裂段之间的封固质量，满足后期压裂层间封隔的需要。

（2）扶正器的位置宜放在井眼较规则、井壁稳定的井段。

（3）造斜段采用刚性扶正器与弹性扶正器交替安放的方法。

3.4 前置液设计

（1）前置液采用冲洗液+隔离液组合。根据井下条件，不低于8～12 m3，约占环空高度300～400 m，以充分延长与井壁接触时间，达到较好的清洗效果。

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（2）冲洗液采用驱油活性剂+降失水剂+分散剂+水配置。

（3）隔离液采用有效层流隔离液［6］，由驱油活性剂+降失水剂+分散剂+加重材料+悬浮剂+水配置。

（4）冲洗液和隔离液的具体数量分配比例根据井壁稳定性和钻井液性能合理设计。

（5）保持钻井液、隔离液与水泥浆的合理密度梯度，提高顶替效率。

3.5 水泥浆体系设计

由于封固井段长，为避免水泥凝固过程的失重，采用多凝水泥浆柱结构［7-8］。根据地层压力和完钻钻井液性能，上部水泥浆充填井段采用低密度水泥浆体系，其密度高于钻井液密度0.10～0.20 g/cm3，稠化时间300～360 min，失水不超过150 mL；中部采用中高温降失水水泥浆体系，其密度控制在1.87～1.90 g/cm3，稠化时间180～210 min，失水量小于70 mL；水平井段采用增韧微膨胀水泥浆体系，其密度控制在1.90～1.95 g/cm3，稠化时间120～150 min，失水量小于50 mL，游离液为0。

3.6 循环洗井及钻井液性能调整［9］

（1）下完套管后小排量开泵顶通，防止压力激动憋漏地层或憋泵。

（2）开始循环时，应维持下套管前的钻井液性能，以利于井眼清洗。根据循环压力和钻井液性能变化逐步提高循环排量，观察循环泵压及返出情况，待泵压及钻井液性能稳定后，大排量循环2 周以上，彻底清除井内岩屑。

（3）正常循环时测量循环周，估算井筒容积，并与通井时测得的井筒容积进行对比，以最终确定水泥浆量。

（4）待井眼清洗干净后，在保证井壁稳定的条件下，在注水泥前的1～2 个循环周内，适当降低钻井液的黏度和切力，降低循环摩阻，提高钻井液的易顶替性，为提高水泥浆顶替效率奠定基础。

（5）在井下条件允许的情况下，可在注水泥前注入无固相或低固相钻井液，提高对原钻井液的顶替效率。

3.7 固井施工过程控制

固井施工参数的设计上要以安全施工和提高顶替效率为出发点，合理设计施工排量，减轻U 型管效应。施工过程中在满足设计要求的施工参数基础上，主要应保持连续施工，目的同样是为减少钻井液静止时间，避免结构力形成，实现连续顶替，保证顶替效率。

（1）做好施工前准备工作，缩短井口水泥头安装、连接时间，避免钻井液静止。

（2）水泥头安装完毕后继续开泵循环，恢复钻井液流动性，停泵后直接进行前置液和水泥浆泵注。

（3）前置液和水泥浆的注入排量不应超过最终的顶替排量，以防止砂桥憋泵。

（4）水泥浆返出套管时，增大注水泥浆排量，尽量使水泥浆返出套管时达到紊流速度。

（5）压胶塞操作与随后的开泵顶替应迅速、连续，保证环空流动的有效衔接，减少U 型管效应的影响。

（6）顶替排量根据环空返速（1.0 m/s 左右）控制。

（7）计算施工压力如果不超过设备能力，可以在造斜段及水平段替入轻质钻井液或清水，增大套管上浮力；直井段替入加重钻井液，以降低替浆压力，满足大排量顶替要求。

4 现场应用

截至2012 年底，采用以上技术措施进行了12 口井的固井施工作业，固井质量都得到了明显提高。以F116-1HF 井为例。该井完钻井深4 002 m，水平段长920 m ，水平位移1 405 m。根据完井设计，该井水平段分为5 个压裂井段，在每两个压裂段之间的位置分别连续加5 只刚性扶正器，入窗点以上及套管鞋以上分别每隔1 根套管连续加2～3 只刚性扶正器，直井段每3 根套管加1 只弹性扶正器。全井共下入刚性扶正器25 只，弹性扶正器72 只。

完钻时钻井液密度1.35 g/cm3，黏度105 s，切力6/22 Pa。下套管后至固井施工前，逐步调整至黏度63 s，切力4/8 Pa。

固井前循环排量2.0 m3/min，压力6.5 MPa；注入驱油型冲洗液6 m3，隔离液6 m3，密度1.55～1.60 g/cm3；注低密度水泥102 m3，密度1.38～1.43 g/cm3，稠化时间320 min；常规密度低失水缓凝水泥浆30 m3，密度1.85～1.95 g/cm3；增韧微膨胀水泥浆35 m3，密度1.90～2.00 g/cm3，注水泥排量1.6～1.8 m3/min。泵替原井浆21.5 m3，加重钻井液20 m3，密度1.50 g/cm3，排量2.0 m3/min，压力0～12 MPa，施工正常。从固井质量测井结果来看，水平井段胶结良好占60.29%，胶结中等占34.28%，胶结不好占5.43%，较F116-2HF 井有了大幅提高。