长庆油田套管开窗侧钻井小井眼窄间隙固井技术

2019-04-14刘志雄刘克强胡久艳

复杂油气藏 2019年4期

刘志雄，刘克强，胡久艳

(1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018)

经过40多年的持续开发，目前长庆油田的套损井、长停井、低产低效井数量庞大，给油田的持续稳产和开发效益带来了严峻考验。2016年以来，开展了以治理水淹长停井为主的套管开窗侧钻试验，在Φ139.7 mm套管内采用Φ118 mm钻头钻出井眼，下Φ89 mm套管固井射孔完井。由于井眼小、环空间隙窄，且后续需要对储层进行压裂改造，因此，固井质量要求高、施工风险高难度大。针对工程需求，通过技术攻关，形成了以韧性水泥浆、液压尾管封隔器、粘接式套管扶正器、不留塞为主的固井工艺技术，解决了开窗侧钻井小井眼窄间隙固井难题，为后续压裂改造和注水区含水、气油层长期安全开发提供了良好的井筒条件。

1 主要技术难点

(1)水泥浆体系性能要求高。

①由于井眼小环空间隙窄，侧钻井眼固井施工泵压高、风险大，因此需要水泥浆具有较好的流变性能，以便降低压耗、提高顶替效率及减小施工风险；②水泥环薄，其抗压和抗冲击能力受限，为了满足后续分段压裂施工要求和避免水泥环在采油过程中损坏，需要水泥浆在具有较好流变性的前提下提高水泥石的力学性能；③较窄的环空间隙容易导致水泥浆处于高剪切状态，引起水泥浆快速失水或脱水，造成桥堵、憋泵甚至压漏地层；④水泥浆流变性与稳定性之间存在矛盾，一般情况下水泥浆的流变性能好，其稳定性能就会变差，反之稳定性能好，流变性能变差。

(2)喇叭口及尾管、老套管重叠段密封要求高。

国内油田Φ139.7 mm套管开窗侧钻定向井，一般下Φ101.6 mm或Φ95.3 mm套管固井射孔完井，采用酸化或单层压裂增产措施。长庆油田因典型的低压、低产、低渗透特征，侧钻井需要进行分段压裂才能获得理想的建产效果(一般施工压力在36 MPa以上)。因此，为保证压裂施工安全有效对重叠段(尤其是喇叭口)密封性能要求更高。

(3)尾管居中难度大。

Φ118 mm井眼下入Φ88.9 mm油管，理论环空间隙为14.55 mm，尾管与老套管重叠段理论环空间隙为17.675 mm，同时由于泥饼、井眼缩径、套管变形等因素的影响，实际的环空间隙更小。Φ89 mm油管直径小、管壁薄、刚度低，易弯曲易贴壁。另一方面，侧钻井眼全部为定向井，若使用常规扶正器，扶正器弓高受到限制，扶正效果差、尾管下入困难，而且影响固井顶替效率和固井质量，容易形成憋泵和桥堵，甚至导致无法泵替的工程事故。

(4)对上塞、下塞要求严格。

在喇叭口处或人工井底若留有水泥塞，不仅钻塞费时费力，而且容易发生难以处理的复杂情况，甚至破坏水泥环[1-3]。

2 技术对策

2.1 韧性水泥浆体系领浆尾浆两凝固井工艺技术

2.1.1 韧性微膨胀水泥浆体系

在侧钻小井眼水泥石力学完整性失效原因分析和水泥环力学完整性评价的基础上，完成了水泥石力学改性材料优选及评价，形成韧性水泥浆体系(领浆、尾浆)。体系具有性能稳定、失水量低和零析水量、流变性好、稠化时间可调、具有优良的抗冲击性和微膨胀性能等优点(见表1、表2)，在长庆油田侧钻小井眼固井作业中成功应用，固井质量良好，有效解决了侧钻小井眼固井存在的水泥环薄且脆性大、压裂过程中易发生水泥环封隔失效的难题[4-5]。

表1 韧性水泥浆体系性能

表2 韧性水泥浆体系与常规水泥浆体系性能对比

2.1.2 领浆尾浆双凝固井工艺技术

领浆设计较长稠化时间，水泥浆上返至喇叭口处有足够循环出井口时间的同时，一旦出现浮箍浮鞋失效的情况，可以进行一定时间的憋压候凝，确保人工井底的合理位置。尾浆设计施工紧凑的稠化时间，水泥浆顶替到位后尽快凝固，防止浮箍浮鞋失效及油水窜现象[6]。

2.2 新型封隔式液压尾管悬挂器

为了确保喇叭口密封能力、实现尾管串与上层老套管的彻底封隔、确保重叠段的固井质量，研制了Φ139.7 mm×Φ88.9 mm新型封隔式液压尾管悬挂器，注完水泥后，封隔器50 MPa的封隔能力可以满足后期改造的需求。

悬挂器工具设计为悬挂器与封隔器一体式，主要由悬挂器总成、封隔器总成、密封总成、送入工具等件组成，其中：悬挂器为单液缸、单锥单排卡瓦、液压坐挂，封隔器在注完水泥后机械座封(永久性封隔，无法解除)，送入工具由提升短节、防砂罩、座封挡块、倒扣总成及中心管组成。

技术特点：①具有注水泥前坐挂尾管、注水泥后立即封隔尾管与老套管环空两种功能。②可承受较大的正负压差(≥50 MPa)，即使重叠段固井质量不良，也能满足后续压裂施工的密封要求[7-8]，封隔式液压尾管悬挂器主要技术参数见表3。

表3 封隔式液压尾管悬挂器主要技术参数

2.3 粘接式套管扶正器

针对侧钻小井眼存在的Φ88.9 mm油管居中难度大、环空压降高、固井质量难以保证等难题，研制了粘结式扶正器及配套粘接剂、整体式扶正器。尾管与上层套管重叠段采用粘结式扶正器(刚性扶正)，裸眼井段应用整体式扶正器(弹性扶正)，既能保证小井眼小间隙尾管串的扶正，又能降低施工风险、确保整个管串的顺利下入。

粘结式扶正器采用三维立体设计，扶正翼片采用180°半闭合，螺旋式粘结于套管串表面(图1)，不但保证了套管居中，而且可以使流体通过扶正翼片时形成一定的旋流效果，提高顶替效率，且过流面积大，可以有效降低流体压耗[9-10]。

图1 粘结式套管扶正器结构及实物

研制配套了聚甲基丙烯酸酯类粘接剂，该粘接剂剪切强度高，耐冲击性与耐久性都非常好，只需极少的表面处理即可快速粘接，在65℃温度条件下，侧钻用钻井液中浸泡24 h，实验测试：粘接剪切强度大于23 MPa(见图2)，可以满足现场施工的需求。

图2 粘结式套管扶正器剪切强度实验

2.4 不留塞固井工艺技术

(1)喇叭口不留上塞工艺：注水泥后井口憋一定压力，缓慢上提中心管，彻底清扫喇叭口处水泥(经过13口井现场应用，该处清扫干净，没有水泥残留)，保证了管串内的全通径。

(2)管内不留塞工艺：为了防止固井后套管内留有水泥塞(下塞)，研发了防塞液体系，其配方为清水+4%KCl+50%G425P1，密度范围为1.00～1.05 g/cm3。该防塞液悬浮稳定性能好，与水泥接触后能有效对水泥浆进行分散悬浮。现场应用表明：注完水泥后用本防塞液作为后置液对水泥浆进行顶替，确保套管内无多余水泥浆，阻止套管内形成下水泥塞[11-12]。