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    塔河油田橋古區(qū)塊防氣竄固井技術(shù)

    2013-12-23 06:10:06楊廣國常連玉
    石油鉆采工藝 2013年6期
    關(guān)鍵詞:固井井眼水泥漿

    高 元 楊廣國 常連玉 高 麗

    (1.中國石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101;2.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院,山東東營 257061)

    橋古區(qū)塊位于塔里木盆地沙雅隆起雅克拉斷凸構(gòu)造帶,是塔河油田的重要勘探區(qū)塊之一,主要鉆遇地層有第四系、新近系、古近系、白堊系、石炭系、前震旦系,鉆探目的層為前震旦系。該區(qū)塊自2010 年第1 口探井橋古1 井開鉆至今,累計完成6 口井固井施工,優(yōu)良率僅為33%,遠低于塔河油田70%的平均水平,嚴(yán)重制約了該區(qū)塊勘探開發(fā)進程,成為塔河油田主要難點區(qū)塊之一。

    1 固井難點

    1.1 地層穩(wěn)定性差,易垮塌掉塊

    該區(qū)塊白堊系卡普沙良群組深5 500 m 左右,由巴西蓋組、舒善河組、亞格列木組組成,為一套干旱炎熱氣候條件下沉積的陸相紅層,以棕色、棕褐色、褐色粗粒砂巖和泥巖為主,局部夾灰綠色、灰色砂巖、泥巖互層。由于壓實作用及構(gòu)造活動的應(yīng)力作用影響,形成了部分構(gòu)造微裂縫及壓溶縫??ㄆ丈沉既旱貙幽噘|(zhì)含量高,黏土礦物含量45%~80%,巴西蓋組棕紅色泥巖蒙脫石含量可達黏土礦物總量的60%以上,地層水敏性強,在鉆井、固井過程中,自由水易沿裂縫進入泥頁巖深部,導(dǎo)致泥巖產(chǎn)生膨脹與水化應(yīng)力,改變原有應(yīng)力平衡,進而產(chǎn)生剪切破壞,產(chǎn)生破碎、掉塊與垮塌,造成井徑不規(guī)則[1-2]。

    1.2 井眼縮徑,鉆具易阻卡

    該區(qū)塊吉迪克組、蘇維依組、庫姆格列木群地層泥巖、膏質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥膏巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖互層發(fā)育。該泥巖層屬“軟泥巖”,在上覆地層壓力和構(gòu)造應(yīng)力的作用下可產(chǎn)生塑性流動,同時地層較多的石膏和鹽具有較強的水化分散性及吸水膨脹性,特別是當(dāng)石膏充填于泥巖粉砂巖孔洞、裂縫中時,在石膏水化分散后,地層失去骨架支撐,引起縮徑。另外,強烈水化后的泥巖混入鉆井液中,造成鉆井液中有害固相增加,鉆井液流變性變差,從而在井壁形成劣質(zhì)濾餅,造成井眼縮小。粉砂巖由于滲透率高,鉆井液濾失量大,易在井壁形成厚厚的濾餅,也會使得井徑縮小,造成該地層段易發(fā)生管具遇阻、黏卡等復(fù)雜情況[3]。

    此外,因井眼縮徑造成的環(huán)空間隙變小,容易導(dǎo)致巖屑在縮徑處堆積,造成井眼憋堵,導(dǎo)致施工高泵壓,甚至憋漏地層,嚴(yán)重影響固井質(zhì)量。

    1.3 油氣活躍,油氣層壓穩(wěn)困難

    該區(qū)塊庫姆格列木群、卡普沙良群、巴什基奇克組油氣水活躍,主要表現(xiàn)為氣測異常層、油斑、油跡、含油水層等油氣顯示[4]。該區(qū)塊井油氣顯示層數(shù)多,分布井段長,油氣層間互,起下鉆作業(yè)中后效較嚴(yán)重,油氣層壓穩(wěn)困難。如QG4 井在井深4 998~ 5 768.79 m之間油氣顯示異常活躍,油氣顯示達22個,各顯示層厚度不均,其中最厚為15.00 m,最薄僅為0.25 m。

    2 技術(shù)對策

    針對橋古區(qū)塊膏泥巖發(fā)育、油氣水活躍、防漏與壓穩(wěn)困難等問題,通過環(huán)空漿柱結(jié)構(gòu)與流變學(xué)優(yōu)化設(shè)計、優(yōu)選水泥漿體系、改進施工工藝等技術(shù)措施解決該區(qū)塊固井技術(shù)難題。

    2.1 井眼準(zhǔn)備

    下套管前,使用原鉆具結(jié)構(gòu)通井,消除井內(nèi)臺階,參照電測井徑曲線對縮徑點和井眼曲率變化大的井段反復(fù)認(rèn)真劃眼,確保起下鉆通暢。通井到底后,使用超級纖維有效清潔井眼,清除井底沉砂,并將纖維充分循環(huán)出井。套管下入前,調(diào)整鉆井液性能,但原則上不做大幅調(diào)整,只適當(dāng)降低鉆井液黏度和切力,調(diào)整流變性,以保證井下穩(wěn)定,確保不漏、不涌、不垮塌[5]。待鉆井液性能達到要求后,向裸眼井段加入適量的固體和液體潤滑劑,降低下套管摩阻。嚴(yán)禁裸眼段注入高黏鉆井液作為封閉漿。

    2.2 水泥漿體系優(yōu)選

    橋古區(qū)塊尾管固井水泥漿密度在1.88~1.92 g/cm3之間,封固段長度為1 000 m 左右。前期使用膠乳防氣竄水泥漿4 井次,其中1 口固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì),2口合格,1 口不合格;使用其他防氣竄水泥漿體系2井次,1 口良好,1 口合格;絕大部分井油氣顯示井段封固質(zhì)量為合格或不合格。上述6 口井施工過程中均未出現(xiàn)漏失。因此,從增加水泥漿抗鹽性能,抑制水泥石體積收縮入手,綜合考慮地層巖性特征,改用微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系。該體系中的穩(wěn)定劑包含有超細活性材料,可以增加水泥石密實性,降低水泥石孔隙度與滲透率,增加氣體運移阻力;晶格膨脹劑可有效彌補水泥漿因失水和水化造成的體積收縮;鹽可有效抑制地層黏土礦物的水化膨脹與分散,維持井眼穩(wěn)定,防止井壁坍塌,改善水泥石與地層的膠結(jié)。為應(yīng)對可能出現(xiàn)的漏失情況,室內(nèi)優(yōu)化出不同密度的水泥漿體系,配方如下,性能見表1。

    1#:G 級水泥+90%粉煤灰+5%穩(wěn)定劑+4%膨脹劑DZP-2+14%降失水劑DZJ-Y+2%早強劑H+1.0%緩凝劑DZH-2+18%NaCl+133%水;

    2#:G 級水泥+4%穩(wěn)定劑+2%膨脹劑DZP-2+5%降失水劑DZJ-Y+0.85%緩凝劑DZH-2+5% NaCl+48%水;

    3#:G 級水泥+35%SiO2+4%穩(wěn)定劑+2%膨脹劑DZP-2+5%降失水劑DZJ-Y+0.85%緩凝劑DZH-2+5%NaCl+48%水;

    4#:G 級水泥+2%膨脹劑DZP-2+5%降失水劑DZJ-Y+0.5%緩凝劑DZH-2+5%NaCl+44%水。

    表1 微膨脹防氣竄鹽水水泥漿綜合性能

    由表1 可以看出,微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系流變性好、API 失水低、稠化過渡時間短,SPN 值小于3,防氣竄效果好。室內(nèi)對配方3 進行超聲波實驗,動態(tài)觀察水泥漿發(fā)展?fàn)顩r,直觀地評價水泥石膠凝強度發(fā)展,實驗結(jié)果如圖1 所示。

    圖1 微膨脹防氣竄鹽水水泥漿靜膠凝強度發(fā)展曲線

    從圖1 可以看出,該體系在靜膠凝強度從48 Pa發(fā)展到240 Pa 時間在5 min 左右,其過渡時間短,降低了因水泥漿失重造成的氣竄風(fēng)險。

    2.3 氣竄預(yù)測

    水泥漿在候凝期間,按傳壓方式可分為液體傳壓階段、液塑態(tài)孔隙傳壓階段、塑固態(tài)孔隙傳壓階段。其中在液塑態(tài)孔隙傳壓階段,水泥漿靜膠凝強度(SGS)在48~240 Pa 之間,水泥漿內(nèi)部結(jié)構(gòu)力、與套管和井壁的連接力的增加,阻擋了上部液柱壓力的有效傳遞,但其結(jié)構(gòu)強度卻還不足以阻擋氣體的運移,此時因失水造成的體積收縮也不能得到有效補償,各種因素導(dǎo)致該階段氣竄風(fēng)險最大[6-9]。

    參考膠凝失水系數(shù)法[6],并考慮環(huán)空加壓的影響,同時引入分段氣竄預(yù)測模型[10]指導(dǎo)氣層壓穩(wěn)設(shè)計。只考慮水泥漿因膠凝失重和失水造成的壓力損失,前置液按鉆井液近似計算,其壓穩(wěn)系數(shù)GELFL的計算公式為

    式中,ρl,ρt,ρm分別為領(lǐng)漿、尾漿、鉆井液的密度,g/cm3;ll,lt,lm分別為領(lǐng)漿、尾漿、鉆井液液柱長度,m;pr為通過井口對環(huán)空液柱施加的壓力,MPa;pls為領(lǐng)漿最大膠凝失重,MPa;pts為尾漿最大膠凝失重,MPa;pfl為失水失重,MPa;pg為氣層壓力,MPa。

    該壓穩(wěn)設(shè)計中,水泥漿為雙凝體系,短候凝高早強尾漿封固油氣層段,領(lǐng)、尾漿靜膠凝強度呈階梯狀發(fā)展,在尾漿靜膠凝強度達到240 Pa 時,領(lǐng)漿的靜膠凝強度小于48 Pa。領(lǐng)、尾漿最大膠凝失重分別發(fā)生在SGS 為48 Pa 和240 Pa 時,計算公式為

    式中,Dh,Dp分別為井眼直徑和套管外徑,mm。

    當(dāng)式(3)計算的尾漿膠凝失重大于尾漿段初始液柱壓力時,pts為尾漿初始液柱壓力與該段凈水壓力之差

    式中,ρw為水的密度,g/cm3。

    因失水造成的失重pfl為

    式中,Aj為井眼在水泥漿段裸眼面積,cm2;t1為水泥漿靜膠凝強度達到48 Pa 時間,min;t2為水泥漿靜膠凝強度達到240 Pa 時間,min;qt為水泥漿在過渡階段單位面積上的失水速率,mL/(cm2·min);Cf為水泥漿體積壓縮系數(shù),2.6×10-2m3/MPa。

    若GELFL 值大于1,則表明環(huán)空水泥漿靜液柱壓力在尾漿靜膠凝強度為240 Pa 時,可以壓穩(wěn)氣層;若GELFL 值小于1,則表明氣層未壓穩(wěn),發(fā)生氣竄的可能性大。

    2.4 固井技術(shù)措施

    (1)使用雙凝水泥漿體系,緩凝領(lǐng)漿保證傳遞上部液柱壓力;速凝尾漿在氣層段形成高早強水泥環(huán)控制氣竄,上返至油氣層頂部以上50~100 m[11]。

    (2)使用抗高溫鹽水研磨型沖洗液(密度1.07 g/cm3)和抗高溫鹽水加重隔離液(密度1.50 g/cm3)相結(jié)合的MS 前置液體系,沖洗液低返速下易達到紊流頂替,低黏高切加重隔離液可有效驅(qū)替鉆井液并有效隔離水泥漿,前置液紊流接觸時間不少于10 min,或占環(huán)空高度不低于300 m。

    (3)使用固井軟件模擬,套管鞋以上200 m 每2根套管放一個樹脂旋流剛性扶正器,油氣層段旋流剛性扶正器和彈性扶正器交替安放,每5 根套管安放一只扶正器,現(xiàn)場根據(jù)實際井徑對扶正器進行調(diào)整優(yōu)化,確保套管居中度大于70%。

    (4)采用紊流—塞流復(fù)合頂替技術(shù),在沖洗液出套管時即達到紊流頂替,施工后期降低排量,使用塞流頂替。

    (5)采用大陸架NSSX-C ?244.5 mm×?177.8 mm 內(nèi)嵌式懸掛器,并在主要層段使用樹脂旋流剛性扶正器。

    (6)替漿到位后,上提立柱3 柱,先大排量正循環(huán)2 周,再反循環(huán)2 周,最后關(guān)井憋壓候凝。

    3 現(xiàn)場應(yīng)用

    使用微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系,結(jié)合使用新型分段壓穩(wěn)氣竄預(yù)測模型在橋古區(qū)塊使用2口井,固井質(zhì)量均為優(yōu)質(zhì)。下面以S53-1 井?177.8 mm 尾管固井為例詳細介紹固井情況。

    S53-1 井是一口油藏評價井。該井?215.9 mm鉆頭從4 786.00 m 鉆至5 692.00 m 中完,套管下深5 691.63 m,懸掛器位于4 673.82~4 679.34 m。該井在庫姆格列木群和卡普沙良群地層鉆遇油氣顯示層位14 個,氣層活躍,通井下鉆到底循環(huán)有后效,固井壓穩(wěn)與防漏難度大。雖然該井三開在下套管前使用超級纖維攜砂清洗井眼,但裸眼段經(jīng)過長時間浸泡后,井壁濾餅厚;多次通井作業(yè)后,測井曲線顯示下部油氣層段井徑擴徑嚴(yán)重,且存在“糖葫蘆”井眼,使得固井質(zhì)量難以保證。通過地層承壓能力分析和分段壓穩(wěn)預(yù)測模型計算,設(shè)計隔離液密度1.50 g/cm3,領(lǐng)漿密度1.92 g/cm3,封固段為4 473~5 000 m;尾漿密度1.92 g/cm3,封固段為5 000~5 691.63 m,利用式(1)~(5)計算的GELFL 壓穩(wěn)系數(shù)為1.09。水泥漿主要性能如表2 所示。

    表2 S53-1 井?177.8 mm 尾管固井水泥漿性能

    該井固井施工注入沖洗液4 m3,隔離液8 m3,領(lǐng)漿31 m3,尾漿15 m3;替漿前期大排量2 m3/min 頂替,替漿至最后5 m3左右排量降至0.5 m3/min 頂替至碰壓;替漿結(jié)束后先正循環(huán)2 周,循環(huán)排量2 m3/min;然后反循環(huán)2 周,排量0.8 m3/min,關(guān)井憋壓候凝16 h,壓力0.2 MPa,然后開井候凝24 h 后下鉆探掃塞,測聲幅。聲幅測井解釋結(jié)果為優(yōu)秀井段占69.2%,良好井段占27.1%,綜合評定為優(yōu)質(zhì)。

    4 結(jié)論

    (1)微膨脹防氣竄鹽水水泥漿體系具有API 失水小于50 mL、24 h 抗壓強度大于14 MPa、防氣竄效果好等特點,可滿足橋古區(qū)塊泥巖、膏巖層固井對水泥漿性能的要求。

    (2)考慮井筒加壓對氣層壓穩(wěn)的影響,結(jié)合GELFL 系數(shù)法和新型防氣竄預(yù)測模型指導(dǎo)橋古區(qū)塊固井壓穩(wěn)設(shè)計,現(xiàn)場應(yīng)用2 口井均取得良好效果,尾管固井均評為優(yōu)質(zhì),有效解決了橋古區(qū)塊氣層尾管固井難題。

    (3)針對氣井固井,建議加強水泥石腐蝕和水泥環(huán)長期穩(wěn)定性研究。

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