刘振通，王军，陈大沧，周坚，辛志红，张红岩，吴广福

（1.渤海钻探第一固井公司，河北任丘 062552；2.渤海钻探国际工程公司，天津 300457）



ANACO浅层气固井气窜分析与固井工艺技术

刘振通1，王军2，陈大沧1，周坚1，辛志红1，张红岩1，吴广福1

（1.渤海钻探第一固井公司，河北任丘 062552；2.渤海钻探国际工程公司，天津 300457）

刘振通等.ANACO浅层气固井气窜分析与固井工艺技术[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：78-83.

摘要ANACO气田位于委内瑞拉东北部，天然气储量丰富，约占委内瑞拉天然气总产量60%。但该气田具有储层结构复杂，气、水层自上而下分布广，地表以下分布着多套不同压力体系的气层，具有地层破裂压力低，孔隙压力高，安全压力窗口窄等特征；部分区块有高压气、水圈闭层，形成异常高压气窝和水带，能量大，压力高。钻井通常为五开井身结构，以封固不同压力体系地层。上部一开～三开浅层高压气固井，受地层承压能力限制，缺乏有效的井口环空压力补偿和控制手段，难以发挥多凝压稳水泥浆体系优势；上部井眼尺寸大，顶替效率低，易发生环空混窜，使水泥浆受到污染，加上水泥浆防气窜性能差及胶凝失重等因素的作用，导致固井封隔质量差，使环空气窜、井口冒气现象时有发生，严重影响气田开发。通过对水泥浆稳定性、静胶凝强度和SPN性能系数等防气窜能力的实验研究，控制水泥浆静胶凝强度发展的风险区间小于25 min、SPN小于3，并采取在大尺寸套管固井以0.55 m3/min的低排量进行塞流注替作业，以及套管外环空插管回注高密度防气窜水泥浆，置换混窜污染水泥浆并实现双凝压稳作用等工艺技术措施，取得了良好的防漏、压稳、防窜效果，成功解决了ANACO气田浅层气固井封固质量问题。

关键词浅层气；固井；防气窜水泥浆；紧密堆积；静胶凝强度；委内瑞拉

ANACO气田分为Santa Rosa桑塔洛萨、San Joaquin圣华金、San Roque圣罗克、Sta Ana斯塔安娜、Guario、El Roble和EI Toco 7个构造区块，气、水层埋藏浅，自上而下地层中分布着不同压力的气水层及高压气窝或水带，钻井过程中浅层溢流、井喷及失火事故时有发生，以往采用低失水水泥浆体系固井，环空气窜现象突出，固井成功率较低。通过低失水防气窜水泥浆体系，控制浆体静胶凝强度发展时间小于25 min，以及固井后套管外环空下入“无接箍环空回注水泥浆管柱”，回注防气窜水泥浆等工艺技术措施，成功解决了浅层固井防气窜难题。

1　ANACO气田基本概况

ANACO气田，地表80 m以下，分布着多套不同压力体系地质储层。井身结构通常为：φ762 mm导管夯入地下20～30 m；φ508 mm表层套管× （150～305 m）；φ339.7 mm×（1370～1525 m）；φ244.5 mm×（2 135～2 440 m）；四开油层套管φ193.7 mm或φ177.8 mm尾管×（2 500～3 050 m）；五开油层套管φ139.7 mm或φ127 mm尾管×（3 200～3 950 m）。φ508 mm表层套管、φ339.7 mm和φ244.5 mm技术套管，分别封固浅部不同地层压力的气水层和地质裂缝层的非主产层，水泥封至地面，要求高质量封固，防止环空窜气和井口带压或疏松地表压裂冒气现象的发生。四开、五开尾管封固天然气主产层，该产层段地层孔隙发育，连通性好，地层原始孔隙压力高，长期开发使部分区块孔隙压力下降，形成低压层。

2　气窜分析及固井难点

1）ANACO浅层地层压力异常，气、水活跃，压力高，上窜速度快，地层流体运移上窜至地面时间短；水泥浆封固段短，固井难以发挥多凝压稳水泥浆体系优势；井口缺乏有效的压力补偿和控制手段，一旦高压地层流体侵入井眼环空，发生环空气窜，控制难度大，易导致环空溢流、井喷事故发生。

2）水泥浆稳定性差，易发生浆体沉淀分层、性能发生改变，使水泥浆防窜性能达不到阻止地层气体运移能力，而导致气窜。气井固井要求水泥浆具有良好致密性、稳定性、流变性和低失水、低渗透性、短稠化过渡时间、高内阻性能。ANACO气田固井通常采用G级或B级油井水泥，由于委内瑞拉水泥生产工艺落后，不同批次水泥基础性能相差很大，水泥浆配方及性能难以调节，特别是低密度水泥浆，浆体分层严重，外加剂用量调节范围窄，施工过程中水泥浆密度略有偏差，便导致浆体性能改变，失去防气窜能力。

3）水泥浆静胶凝强度发展缓慢、风险过渡时间长导致气窜。评价水泥浆防气窜性能的SPN性能系数调节，受水泥、外掺料及外加剂性能、质量等因素影响较大，且原材料性能在施工现场不能控制。水泥浆稠化过渡时间内气窜阻止能力，通过有效液柱压力与浆体静胶凝强度之和得以实现。目前水泥浆静胶凝强度检测及仪器设备，中国还没有广泛应用到固井施工现场，静胶凝强度检测数据缺失，给浅层气固井水泥浆防气窜能力评估带来困难。

4）固井顶替效率低、水泥浆混窜污染及井漏是导致气窜的另一重要因素。φ508 mm、φ339.7 mm大尺寸套管固井，套管与井眼环空间隙大，顶替效率低，若水泥浆对钻井液、固井前置液顶替置换不彻底，水泥浆就会受到混窜污染，使其防气窜性能下降；环空钻井液滞留形成条带；在低承压地层施工可能发生井下漏失，造成水泥浆低返、浅层气漏封等，这也会导致环空气窜。

3　防气窜水泥浆体系设计

3.1提高水泥浆性能稳定性

良好的防气窜水泥浆，首先要具备良好的浆体稳定性。ANACO气田不同区块、不同套管层次、深度的固井作业，地层孔隙压力、地层承压能力各不相同。φ508 mm表层套管固井，由于套管下入深度浅，水泥浆封固短。依据地层承压能力，只能使用1.55～1.72 g/cm3单一密度的水泥浆封固浅层气水层。二开、三开采用φ339.7 mm和φ244.5 mm技术套管，水泥浆依据压力平衡原则，采用双凝双密度水泥体系，领浆的密度为1.50～1.72g/cm3，尾浆密度为1.87 g/cm3。常规密度水泥尾浆稳定性相对好调控，而低密度领浆受材料性能影响，浆体稳定性较差。水泥浆稳定性从以下几方面解决。

1）应用紧密堆积理论提高水泥浆密实性和稳定性。ANACO气田固井水泥浆的固相材料主要包括，委内瑞拉生产的B级和G级油井水泥、中油渤星公司生产的BXE-600S减轻剂。该地区地温梯度高，φ244.5 mm及以下各层套管固井，加入一定比例本地产硅粉和用来调节浆体稳定性的微硅。各层套管固井根据地层承压能力，确立不同的水泥领浆密度，依据紧密堆积理论原理，优化固相颗粒间的粒径配比，提高PVF堆积体积分数，降低液固比和浆体内的自由水用量，改善浆体致密性、稳定性和防窜性能。经室内研究，总结出适合ANACO气田固井要求的最佳固相颗粒级配，结果见表1。

表1　ANACO气田水泥浆固相材料颗粒级配

BXE-600S减轻剂由漂珠、微硅及增强剂组成。漂珠粒径约0.1mm，微硅平均粒径为0.15 μm，细度为水泥平均粒度的1/80，能充填水泥颗粒间的空隙，并与水化产物产生一定的交联，形成不渗透膜，增加气体在水泥浆中侵入和运移的阻力，硅粉粒径介于漂珠与水泥之间。从表1中的固相体系粒径分析，水泥浆已具有三级或四级颗粒级配的紧密堆积特征，应具备较高的密实性和稳定性，能够发挥较好的防气窜作用。

据相关资料介绍，油井水泥最佳粒径分布应是3～30 μm的颗粒在65%以上，45 μm以下颗粒大于97.35%，60 μm以上颗粒应小于0.5%。由于生产工艺原因，委内瑞拉产油井水泥0.061mm筛余量高达2.5%，远远大于最优化粒径比。因此，虽然加入一定量的微硅填充调节，水泥浆的稳定性仍未能很好地解决。

2）应用悬浮剂改善水泥浆稳定性。在颗粒级配和外加剂调节不能解决水泥浆稳定性的情况下，在ANACO气田固井时，在水泥浆中加入了

0.4%～0.8%的GW-4大分子链聚合物悬浮剂，以提高水泥浆基液的黏性，使固相材料在聚合物分子链包裹拖曳下，平衡其重力和浮力，增强悬浮能力，控制固相颗粒在浆体中悬浮停留，从而实现浆体稳定。GW-4聚合物分子链使水泥浆滤饼致密光滑，渗透率降低。基液黏性有利于提高固相间的游离液控制能力，降低失水量。聚合物分子链对微小气泡的包裹、黏滞作用，有利于阻止气体侵入和运移，增强了浆体抗气侵能力。

3.2用BCT-800L和BCG-200L设计防气窜水泥浆体系

1）胶乳BCT-800L。BCT-800L是由表面活性剂和微小聚合物颗粒等化学成分组成的一种乳状悬浮液，固相胶粒含量约50%左右。其表面活性剂，对侵入的气体有束缚和分散作用，并在水泥水化过程中形成网状结构；胶乳颗粒堵塞水泥水化形成的喉道，弹性胶粒在压差作用下，在水泥颗粒间聚集成致密膜，使水泥浆静胶凝强度快速发展，缩短静胶凝过渡时间，从而阻止气体在环空的运移上窜；乳胶粒径（0.05～0.50 μm）比水泥颗粒粒径（20～50 μm）的1/100还小，可填充水泥固相颗粒间的微空隙，发挥紧密堆积效果，降低渗透率；乳胶能降低界面张力，提高界面间的亲和力，改善界面胶结状况；具有弹性的胶乳颗粒在压实镶嵌作用下，提高水泥滤饼密实性，减少水泥浆中自由充填水损失，防止井下漏失。BCT-800L加量对水泥浆失水量影响见图1。由图1可知，胶乳加量为7.5%时，水泥浆的失水量为136 mL；加量为20%时，水泥浆的失水量可以控制到29 mL。

图1　胶乳加量对水泥浆失水量的影响（70 ℃）

2）防气窜剂BCG-200L。BCG-200L是一种抗盐耐温增黏聚合物防气窜剂，可提高水泥浆黏度和触变性，增强浆体内聚力，促进静胶凝强度快速发展，改善水泥浆稠化曲线状态，缩短气窜风险区间，降低气侵几率，达到防止窜流目的。BCG-200L与降失水剂配合使用，水泥浆密度加量范围在2.0%～5%之间，API失水可控制在30 mL以内，SPN小于3；水泥浆静胶凝强度实测检验，静胶凝强度过渡时间能够控制在25 min以内。

3.3实测水泥浆静胶凝强度

购买并应用UCA&SGSM超声波强度测试仪和静胶凝强度测量仪，对水泥浆静胶凝强度进行测试。

4　防气窜固井技术

1）套管外环空插管回注水泥浆。φ508 mm大尺寸套管固井，以往采取向井口环空直接灌注或用φ73 mm油管灌注水泥，由于油管尺寸大及φ88.9 mm接箍台阶阻挡，环空起下困难，只能下入一个油管单根，不能彻底替换环空受污染的水泥浆，上部井眼环空的封固质量不能解决。在ANACO气田采用带斜锥面引鞋的φ48 mm无接箍注浆管柱。固井注替结束，立即从套管外环空两侧下入注浆管柱至导管鞋以下3～5 m，通过地面三通将2个管柱与注浆设备连接，双管柱等排量向环空注入高密度防气窜水泥浆，环空液面均匀上升流动，使上部受污染的水泥浆彻底顶替出环空，保证环空替净封实的同时，利用回注高密度水泥浆与正注水泥浆稠化时间差，产生的环空液柱压力及浆体静胶凝强度，实现环空压稳防窜，较好地解决浅层气固井环空气窜及井口环空封固质量差的问题。

2）封堵漏失层，提高井筒承压能力，为固井作业创造条件。

3）提高固井顶替效率，提高套管居中度。①模拟计算分析套管井下受力情况，计算设计套管扶正器类型、数量和加放位置，并用固定环锁定，防止扶正器窜动而改变受力状态，以保证井下套管居中度不小于70%。②受地层承压能力和施工设备条件制约，φ508 mm和φ339.7 mm大套管固井很难实现环空紊流状态，为了避免低效层流施工，根据环空塞流临界返速计算，设计固井施工作业排量注替控制在8～15 L/s，利用塞流的推移特性提高顶替效率。③采用流变性、相容性、稳定性、冲洗隔离效能较好的固井前置液体系，以环空接触时间大于15 min设计前置液用量，有效冲洗、净化井眼环空，充分隔离钻井液和水泥浆，降低钻井液对水泥浆的污染，提高水泥封固质量。

5　现场应用

5.1RM-0052井表层固井

RM-0052井基本情况：下入φ762 mm导管至井深21.34 m，下入φ508 mm表层套管至井深228 m。该井表层穿过高压气窝，地层孔隙压力系数为1.475，地层破裂压力系数为1.79，钻井液密度为1.50 g/cm3，多次发生溢流。

5.1.1主要技术措施

1）套管扶正器设计。井口的4根套管（含导管重叠段），每根加放1只扶正器，下部套管每2根加放1只弹性扶正器，用固定环对扶正器进行定位。②冲洗型加重隔离液。冲洗型加重隔离液配方如下，用量按接触时间20 min设计。流变性能为φ600、φ300、 φ200、 φ100、 φ6、 φ3分别为93、 61、 50、 34、 15、 11。

淡水+2.5%悬浮剂BCS-40S+0.3%G603+0.1%稀释剂BCS-021+0.2%冲洗剂BCS-010L，用硅粉加重至1.56 g/cm3

2）采用防气窜水泥浆，配方如下。

1#B级油井水泥+13%减轻剂BXE-600S+5%微硅+分散剂CF40S+降失水剂BXF-200L+防气窜剂BCG-200L+消泡剂ALP

1#配方水泥浆密度为1.73 g/cm3，析水为0，API失水量为15 mL，稠化时间为223 min，24 h抗压强度为18.3 MPa，水泥浆的SPN性能系数为2.17，水泥浆的静胶凝强度见图2。

图2　1#水泥浆静胶凝强度曲线图

由图2可以看出，静胶凝强度发展时间为23.5 min，满足ANACO气田固井技术要求。

3）井口环空回注防气窜水泥浆，配方如下。该水泥浆密度为1.87 g/cm3，自由水为0，失水量为12 mL，稠化时间为117 min，静胶凝强度过渡时间为21min。

2#B级油井水泥+2%BXE-600S+G60S+BCD-200L+早强剂CA903S+消泡剂G603

5.1.2施工程序、参数及封固质量

采用内插管方式固井，注入13 m3隔离液，密度为1.56 g/cm3；注入37 m3水泥浆，密度为1.87 g/cm3；注0.2 m3后置液；顶替1.9 m3钻井液，密度为1.50 g/cm3；放回水检验浮鞋止回流情况正常，拔出注浆插头冲洗管柱。井口环空返出水泥浆的密度为1.61g/cm3，未达到水泥浆进出口密度一致的防气窜要求。从套管外2侧环空下入φ48 mm无接箍回注水泥浆管柱27 m，至套管鞋以下5 m，采用双管柱等排量注入密度为1.87 g/cm3的水泥浆8 m3，施工结束。井下气层压稳，固井质量检测合格。

5.2PRN-0082漏失井固井作业

1）概况。在PRN-0082井二开φ444.5 mm井眼1341.46 m和1512.20 m储层分别发生严重漏失，井漏伴随严重气侵溢流，给井下压稳和固井造成困难。为尽快止漏，提高井筒承压能力，实施可酸化溶解材料堵漏作业，满足了气层压稳和固井承压要求。

2）固井采用双凝双密度防窜水泥浆体系，水泥领浆、尾浆配方如下。

领浆（3#） G级油井水泥+25% BXE-600S+ BXF-200L+BCG-200L+中高温缓凝剂BCR-260L+ G-603+ CA903S。

该水泥浆密度为1.62 g/cm3，失水量为31mL，自由水为0，稠化时间为402 min，SPN为2.87，静胶凝强度过渡时间为23 min。

尾浆（4#） G级油井水泥+BXE-600S+分散剂BCD-200L+BCT-800L+降失水剂FL-34+G603+胶乳消泡剂D-50。

该水泥浆密度为1.87 g/cm3，自由水为0，失水量为26 mL，稠化时间为210 min，SPN为2.93，静胶凝强度过渡时间为14 min。

5.3防气窜水泥浆体系的应用情况

防气窜水泥浆体系在委内瑞拉ANACO气田表层和技术套管的浅层固井应用13井次，未发生环空气窜，固井质量全部合格，见表2。

表2　ANACO气田固井防气窜水泥浆体系应用

6 结论

1.实现水泥浆固相材料的紧密堆积、降低“充填”游离自由水量，确保水泥浆性能稳定，对浅层气固井防气窜尤为重要。

2.BCT-800L胶乳和BCG-200L防气窜水泥浆体系，具有良好的防气窜能力，能够满足浅层气固井防气窜要求。

3.提高井筒承压能力，是保证气井固井质量的关键；提高顶替效率，是确保浅层气固井质量的重要措施。

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Analysis of Gas Migrationin Well Cementing and Cementing Technology for Shallow Gas Wells in ANACO Gas Field

LIU Zhentong1, WANG Jun2, CHEN Dacang1, ZHOU Jian1, XIN Zhihong1, ZHANG Hongyan1, WU Guangfu1
(1. No.1Cementing Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited, Renqiu, Hebei 062552; 2.CNPC Bohai Drilling Engineering Company Ltd., Tianjin 300457)

AbstractThe ANACO gas feld is located in the northeast of Venezuela，and has huge natural gas reserves，almost 60% of the total natural gas reserves in Venezuela. The reservoir formations of the ANACO gas feld are of great complexity，with gas zones and water zones extensively distributed from the shallow formations and to the deep formations. Several gas zones with different pressure systems coexist，and have low fracturing pressures，high pore pressures and narrow safety pressure windows. In some parts of the gas feld，high pressure gas zones and water traps form high pressure gas pockets and water belts. Wells drilled in this area generally have fve intervals to seal off zones of different pressure systems. From the frst interval to the third interval，high pressure shallow gas zones exist，and the control of the shallow gas zones is limited by the pressure bearing capacity of the formations. Cement slurries with multiple thickening times cannot be used in cementing the top formations. Several factors，such as large hole sizes，low displacement effciency，mixing and channeling of cement slurries in annular space，contamination to cement slurries，changes in anti-migration performance，as well as weight loss by gelling of cement slurry，all contribute to poor cementing job，negatively affecting the development of the gas feld. The cementing service team hasstudied the stability of cement slurry，static gel strength and SPN coeffcient to try to fnd a way to solve the problems encountered. In feld operations，time interval for the development of the static gel strength of cement slurry was controlled within 25 min，and SPN controlled to less than 3，and in cementing casing strings with large sizes，a low fow rate of 0.55 m3/min was used and plug fow maintained during injection and displacement. High density anti-migration cement slurry was also injected into the annular space to displace the contaminated cement slurry，in an effort to thoroughly seal the formation with double thickening times. Using this technology，loss of cementing slurry has been avoided，formation pressure completely brought under control，and gas migration prevented. The quality of the cementing jobs in ANACO gas feld has been improved using this technology.

Key wordsShallow gas； Well cementing； Anti-gas-migration cement slurry； Close packing； Static gel strength； Venezuela

中图分类号：TE256.6

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0078-06

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.016

第一作者简介：刘振通，工程师，1961年生，从事现场固井技术工作。电话 13932740833；E-mail：lzt20082000@sohu.com。

收稿日期（2016-2-25；HGF=1603C1；编辑王超）