彭州海相含硫超深井尾管固井难点及技术对策

2020-01-17全家正邓富元

钻采工艺 2020年3期

全家正, 邓富元, 汤明

(1中国石化西南油气分公司石油工程监督中心 2西南石油大学国家油藏地质重点实验室)

彭州海相气田主要目的层为三叠系须家河组、小塘子组、马鞍塘组和雷口坡组，该目的层埋藏深度较深，在5 800～6 600 m之间，钻遇地层构造复杂、地层漏失严重，具有高压、高温等特点。截止2018年，彭州海相气田共实施钻井6口，油层尾管固井作业时存在防漏防窜矛盾突出、高温高压影响水泥浆和钻井液质量、小间隙、套管偏心等问题，不同程度的影响固井质量，为后期井下作业和气井的稳定生产留下安全隐患。因此，本文通过分析彭州海相固井过程中影响固井质量的主要因素，总结前期完成井的经验教训，提出提高固井质量的建议和技术措施。

一、彭州海相气田尾管固井难点分析

1.地层复杂井眼不规则

彭州海相工区尾管必封点在马鞍塘组，上部地层为须家河组二段和三段，岩性为灰色细粒岩屑砂岩与灰黑色页岩互层，井壁不稳定，掉块严重，井径扩大率大，在钻井过程中易形成“糖葫芦”和“大肚子”等不规则井眼，不仅会引起下套管困难，还会导致钻井液顶替不干净，影响水泥浆的顶替效率，降低水泥和地层胶结质量[1]。

2.封固井段长防漏防窜矛盾突出

技术尾管下深1 800～2 300 m,裸眼段中须家河组地层含有裂缝性高压油气层，固井过程中需防气窜，比如MJ1井和YS1井在该地层钻进过程中，均监测到含烃总量上升，且井口液面上涨；同时该尾管封固段裂缝发育，地层漏失压力低，容易发生井漏。

该地区由于特殊的井身结构，封固段长，地层复杂，在同一封固段需要同时考虑防漏防气窜，对固井工程技术要求高[2]。

3.高温、高压油气层和高密度钻井液

该区目的层埋藏深，井底压力120～145 MPa，温度高达160℃～170℃，封固段上下温差在60℃～90℃。在高温高压下，钻井液的封堵性、抑制性和流变性调节困难；增加固井添加剂优选难度，对水泥浆流变性和沉降稳定性要求高；超深井高温情况下的水泥浆稠化时间不易控制，影响凝固后水泥环强度；高温高压条件下对固井工具和附件要求高，例如PZ115井尾管固井由于中心管质量不合格，发生刺漏，形成短路，不能憋压，无法正常固井。

此外，须家河组地层孔隙压力在1.5～1.9 g/cm3，需要采用高密度钻井液钻进，为了更好的携岩，钻井液粘切高，因此水泥浆驱替钻井液困难，顶替效率不高，水泥浆容易在套管内外引起窜槽，形成较长混浆段，降低固井质量。

4.尾管环空间隙小水泥环薄

根据井身结构可以发现，尾管固井时管单边环空间隙理论值12.7 mm，套管接箍处9.15 mm，环空间隙低，在下套管过程中，套管接箍及扶正器易挂削井壁导致环空岩屑和沉砂堆积，发生套管遇阻和遇卡风险，套管顺利下入难度较大；同时，当水泥浆循环时，由于流道变窄，环空流动阻力大，可能造成高泵压甚至桥堵，增加固井作业风险。固井后，薄水泥环强度低，抗冲击能力低，可能存在密封失效问题。

5.钻遇腐蚀性流体

彭州海相气田属于碳酸盐岩储层，根据已钻井眼发现，天然气中H2S和CO2含量均较高，含量分别为3.6%～5.7%和4.60%～9.80%；地下水为CaCl2水型，含量50 g/L。在高温水相条件下，CO2存在提供了酸性环境，加速H2S和Cl-对套管、固井工具及附件的腐蚀破坏[2-3]。而且天然气中的CO2和H2S气体还容易侵入水泥浆，影响水泥浆性能，对形成的水泥石产生腐蚀作用，不利于井筒的长期封隔。

二、彭州海相气田固井考虑的关键技术

1.旋转尾管固井技术

旋转尾管固井技术是利用顶驱或者卡瓦带动下部钻具转动，从而带动整个尾管串旋转的一种固井工艺。对于深井、超深井、大斜度井和水平井，旋转尾管固井技术优势明显[4-5]。

旋转尾管悬挂器与普通的尾管悬挂器最大的区别是旋转尾管悬挂器的本体和锥套分体设计，在锥套上方设计有较强承重能力的止推轴承[6]。采用旋转尾管固井时，所选用的旋转尾管应该选用台阶密封型高扭矩套管，比如有FOX、NSCC和TM等气密套管扣型，这样可以确保尾管旋转时套管的安全。

2.提高地层承压能力

彭州地区须家河组裂缝发育，含有潜在的高压油气层，因此防漏防窜矛盾突出。为了解决这个矛盾，可以在钻井过程中进行井壁封堵，提高地层承压的能力。对于裂缝性地层，可以采取封堵漏失通道的方法进行堵漏，主要包括屏蔽暂堵、暂堵性堵漏和胶质粘结封堵技术[7]。根据实钻情况，选择合理的堵漏方式。例如MJ1井采用密度2.04 g/cm3钻井液钻至须二段5 520.38 m时，井口发生钻井液失返，采用暂堵性堵漏技术，调整钻井液性能，提高钾离子含量，加大沥青、纳米乳液和润滑剂量，增强钻井液防塌和封堵能力，适当补充随钻堵漏剂(10%裂缝堵漏剂+3%复合-1堵漏剂+3%刚性-3,-4堵漏剂+3%QS-2)。待堵漏完成后，井口液面恢复正常，无漏失情况发生。

3.水泥浆体系

3.1 高密度防气窜水泥浆体系

彭州地区三开尾管封固段长，顶底部温差大，考虑到须二段含有潜在高压气层，所以采用高密度防气窜水泥浆体系密度2.20 g/cm3，配方为：G级水泥+30.7%磁铁矿+16.2%石英砂+0.9%分散剂+0.36%消泡剂+1.4%降失水剂+1.4%膨胀剂+0.9%缓凝剂+0.45%防气窜剂+0.9%增塑剂。

3.2 膨胀水泥浆体系

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在水泥浆发生硬化的过程中，水泥熟料和混合水会发生水化反应，导致水泥浆体的绝对体积减小，水泥浆体发生化学收缩[7]。彭州地区三开尾管采用回接方式回接到井口，防止底部水泥石或悬挂器密封失效引起的气窜对上部套管和生产工具的腐蚀。但是技术套管和回接套管之间环空间隙大，下部水泥浆因水化体积收缩和失水而发生体积减小时，可能会使得封固段上部水泥浆压力不能有效向下传递，从而造成作用在下部地层的有效压力降低。为了抵消水泥水化过程中的收缩作用，可以在水泥中添加膨胀剂，还可以提高水泥的抗裂防渗能力。三开尾管回接膨胀水泥浆体系密度1.90 g/cm3，配方为：G级水泥+0.85%分散剂+0.68%消泡剂+2.5%降失水剂+2.5%膨胀剂+1.7%缓凝剂+0.85%防窜剂+1.7%增塑剂。

3.3 胶乳防气窜水泥浆体系

彭州地区目的层为马鞍塘组和雷口坡组，地层裂缝发育，均发生有不同程度漏失。为了保证固井工作正常开展和确保固井质量，该地区除了在固井前需要提高地层承压能力，在固井时还采用了胶乳防气窜水泥浆体系。但是现场使用的防窜剂功能比较单一，只能够补偿由于水泥浆失重引起的压力损失。但是随着时间增加，水泥浆候凝过程中，水泥颗粒之间以及水泥颗粒和井壁与套管之间容易形成网状结构，该结构将使得水泥浆柱一部分重量损失在井壁和套管上，从而导致水泥浆柱压力不能有效传递下去，最后造成水泥浆发生失重，如果需要补偿压力时，防窜剂的补偿能力已经减弱，不能增大气侵阻力，即不能有效防止气窜[8]。因此，在四开尾管固井时使用了低密度胶乳防气窜水泥浆体系，水泥浆密度为1.90 g/cm3，水泥浆配方：G级水泥+21.3%石英砂+5.1%胶乳/颗粒+0.64%分散剂+0.43%消泡剂+2.6%降失水剂+2.1%膨胀剂+2.1%缓凝剂+0.64%防窜剂+1.3%增塑剂。

4.抗腐蚀固井工具及附件

彭州区块目的层高含H2S腐蚀性气体，对套管、接箍和固井附件容易造成腐蚀破坏和氢脆。含硫地层中套管一般采用抗腐蚀合金钢，套管、接箍和固井附件基本上采用C-90、L-80等低硬度的材质；若流体中含有H2S浓度高，可以采用Ni基高合金钢，但是由于价格昂贵，没有成功得到推广运用。根据彭州现场使用情况，尾管采用气密扣型的P110S和4C类合金110套管。

5.合理使用扶正器提高套管居中度

在油层尾管小井眼中下入套管，环空间隙小，轴线偏移距离对套管居中度影响大，容易贴边，出现套管偏心的情况，可以通过加装扶正器的方式提高套管居中度。彭州地区现场根据地质情况，在裸眼段全部地层使用整体式弹扶，如果裸眼段存在控斜井段，则按照每3根套管安放一个整体式弹性扶正器，其余按每4根套管安放一个整体式弹性扶正器，并在浮鞋后的一根短套管上安放一个整体式弹性扶正器，重叠段全部使用刚性扶正器。