紅河油田低壓易漏地層水平段固井技術(shù)

閆吉曾

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006)

0 引言

紅河油田位于鄂爾多斯盆地，三疊系延長組長8層段是主力含油層系，為提高單井產(chǎn)量，2013年采用水平井套管固井射孔壓裂完井方式[1-2]，由于地層承壓能力低易發(fā)生井漏，水平段長套管居中度不高頂替效率低，要求水泥漿體系流變性好，因此固井難度大。通過技術(shù)攻關(guān)，針對(duì)紅河油田窄密度窗口、長裸眼度和低壓易漏等特點(diǎn)，進(jìn)行了水泥漿體系優(yōu)選、油層壓穩(wěn)設(shè)計(jì)、綜合防漏、提高長裸眼固井頂替效率的研究，形成了紅河油田易漏地層水平井固井技術(shù)，固井53口，其中優(yōu)質(zhì)優(yōu)良43口，合格10口，保證了固井質(zhì)量，滿足了后期壓裂的需要，為該油田有效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

1 固井難點(diǎn)分析

(1)防漏和壓穩(wěn)矛盾突出。紅河油田延長組、延安組，漏失嚴(yán)重，鉆井過程中漏失率75%，而通過實(shí)鉆及DST測(cè)試資料分析，紅河油田長8層段地層空隙壓力系數(shù)在0.8～1.13，破裂壓裂系數(shù)1.50，固井施工排量必須進(jìn)行精細(xì)控制，否則會(huì)引起氣竄、漏失、井控險(xiǎn)情等復(fù)雜情況。

(2)裸眼段長，施工難度大。紅河油田水平井采用二級(jí)井身結(jié)構(gòu)，二開?215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)至B靶點(diǎn)，裸眼段長達(dá)2700 m 以上, 所需水泥量約150 t，整個(gè)環(huán)空施工壓力將達(dá)到30 MPa 左右,增加了固井風(fēng)險(xiǎn)，且易壓漏地層,影響固井質(zhì)量。

(3)井底位移大，套管居中度低，頂替效率低。在保證套管安全下入的前提下，使扶正器下入數(shù)量受到限制，難以保證居中度>67%，頂替效率低[3-7]。

(4)巖屑難以清除干凈。巖屑和鉆井液固相沉積，形成固井沉積帶，而沉積帶很難被完全清除干凈，從而影響界面膠結(jié)質(zhì)量。

2 低壓易漏水平井固井工藝技術(shù)

通過優(yōu)選出防氣竄、低成本水泥漿體系，利用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)鉆資料及壓裂參數(shù)預(yù)測(cè)地層原始?jí)毫?，確定合理的井內(nèi)流體結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)平衡壓力固井。利用變排量壓力節(jié)點(diǎn)控制防止固井中發(fā)生漏失，通過軟件模擬和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，合理加放剛性扶正器和彈性扶正器，提高套管居中度，提高頂替效率。

2.1 水泥漿體系優(yōu)選

優(yōu)選一套防氣竄、低成本的水泥漿體系是紅河油田水平井固井的關(guān)鍵。針對(duì)紅河油田低孔、低滲、低壓的特點(diǎn)，通過室內(nèi)試驗(yàn)，通過控制水泥漿的失水、流變性、稠化時(shí)間等重要參數(shù)，研制出了GSJ、DZJ和G306為主劑的水泥漿體系。通過室內(nèi)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，3種水泥漿性能見表1。

表1 3種水泥漿體系性能

這3種水泥漿體系均具有早高強(qiáng)、低失水、初始稠度低、短過渡、直角稠化，防竄性能好等特點(diǎn)。從前期技術(shù)套管固井實(shí)踐來看，GSJ水泥漿現(xiàn)場(chǎng)便于配制、流變性較好，且具有成本較低的優(yōu)勢(shì)，因此優(yōu)選GSJ水泥漿體系。

GSJ水泥漿體系配方，低密度：嘉華G級(jí)水泥+25%漂珠+2.5%GQD+0.2%USZ+0.4%GH-3；領(lǐng)漿：嘉華G級(jí)水泥+2.0%GSJ+2.0%GCA+0.2%USZ；尾漿：嘉華G級(jí)高抗水泥+1.6%GSJ+3.0%GCA+0.4%USZ。

圖1 GSJ尾漿稠化時(shí)間

2.2 平衡壓力固井設(shè)計(jì)

2.2.1 地層原始?jí)毫︻A(yù)測(cè)

地層壓力上界主要是利用DST測(cè)試資料確定，多口探井和評(píng)價(jià)井DST測(cè)試結(jié)果表明，最小地層壓力系數(shù)0.82，最大地層壓力系數(shù)1.13(見圖3)，因此，考慮一定的安全系數(shù)，地層壓力系數(shù)最大值取1.15。

圖2膠凝強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)

圖3 紅河油田DST測(cè)試地層壓力

地層破裂壓力利用現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，最大地層破裂壓力系數(shù)2.02，最小地層破裂壓力系數(shù)1.52(見圖4)。因此，考慮一定的安全系數(shù)，地層破裂壓力取最小值1.50。

圖4紅河油田壓裂測(cè)試地層破裂壓力

2.2.2 流體結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

合理設(shè)計(jì)井內(nèi)流體結(jié)構(gòu)是提高固井質(zhì)量的重要一環(huán)，在尾漿失重時(shí)保證上部液柱壓力能壓穩(wěn)油氣層，尾漿失重時(shí)壓力預(yù)測(cè)和領(lǐng)漿封長的確定是合理設(shè)計(jì)井內(nèi)流體結(jié)構(gòu)的關(guān)鍵。

領(lǐng)漿最大失重的計(jì)算公式為[8]：

Pls=0.1921Lc1/(Dh-Dp)

(1)

式中：Pls——領(lǐng)漿最大失重，MPa；Dh——井眼直徑，mm；Dp——套管外徑，mm；Lc1——領(lǐng)漿段長，m。

尾漿失重壓力計(jì)算模式：

Pts=0.96Lc2/(Dh-Dp)

(2)

式中：Pts——尾漿最大失重，MPa；Lc2——尾漿段長，m。

平衡壓力固井滿足的基本條件：

(3)

設(shè)li(i=1，2，3，4，5)分別為尾漿、過渡漿、低密度、前置液和鉆井液在環(huán)空中的垂深段長，則根據(jù)式(3)得到：

(4)

針對(duì)紅河油田地層特點(diǎn)，采用“雙凝水泥漿體系+平衡壓力固井”方案，尾漿返至油層頂界以上垂深200 m，過渡漿垂深段長90～120 m，通過式(4)可確定低密度垂深段長。

如果紅河油田水平井垂深2300 m，水平段長800 m，靶前距350 m，通過計(jì)算，GSJ水泥漿體系流體結(jié)構(gòu)：尾漿×1250～1400 m+過渡漿×90～120 m+低密度×1950～2200 m+前置液×150 m+鉆井液。見圖5。

圖5 紅河油田環(huán)空漿體結(jié)構(gòu)示意

2.3 提高頂替效率

2.3.1 合理設(shè)計(jì)前置液

前置液的組成：清水+5%G402-CXY。前置液與鉆井液、水泥漿有良好的相容性及配伍性。密度在1.0～1.10 g/cm3；塑性粘度控制在3.0～3.5 mPa·s；動(dòng)切力控制在0.65～0.82 Pa。保證有效清除巖屑和紊流頂替鉆井液，設(shè)計(jì)用量按照其與井壁的接觸時(shí)間7～10 min。

2.3.2 扶正器加放

扶正器加放越多，套管居中度越高，水泥漿頂替效率越高，固井質(zhì)量越好，但管柱下入難度與風(fēng)險(xiǎn)也隨之增大，利用CemCADE固井軟件進(jìn)行分析模擬，合理加放彈性扶正器、樹脂旋流剛性扶正器(見圖6)和剛性扶正器(見表2)，使套管居中度達(dá)到70%。

圖6 樹脂滾輪剛性旋流扶正器

井 段類 型規(guī)格/in加放方法扶正器數(shù)量/只一開直井段剛性扶正器?5×?81只/10根套管3二開直井段剛性扶正器?5×?81只/8根套管22二開定向段樹脂旋流剛性扶正器?5×?81只/2根套管15二開水平段樹脂旋流剛性扶正器?5×?81只/1根套管79最后2 m彈性扶正器?5×?81只/1 m2

注：1 in=25.4 mm。

2.3.3 復(fù)合頂替工藝技術(shù)

替漿初期使低密度水泥漿達(dá)到紊流，提高對(duì)生產(chǎn)層的頂替效率，紊流頂替接觸時(shí)間≮7 min；然后進(jìn)行變排量壓力節(jié)點(diǎn)控制，根據(jù)井口壓力變化控制替漿排量，采用“紊流+塞流”復(fù)合頂替工藝，若壓力過高則降低排量，采用塞流頂替，可減少環(huán)空摩阻，降低壓漏地層的風(fēng)險(xiǎn)。紊流排量依據(jù)水泥漿的流變參數(shù)計(jì)算，根據(jù)GSJ水泥漿性能來看，實(shí)現(xiàn)紊流時(shí)環(huán)空上返流速>1.5 m/s，利用Schlumberger CemCADE軟件模擬結(jié)果見圖7。

圖7 環(huán)空流速模擬(環(huán)空截面)

2.4 配套工藝技術(shù)

2.4.1 地層承壓堵漏技術(shù)

鉆至易漏層段前，提前在鉆井液里加入綜合堵漏劑等材料以防井漏，羅漢洞組、洛河組易出現(xiàn)井漏。羅漢洞組出現(xiàn)漏失現(xiàn)象首先采取隨鉆堵漏的措施，堵漏漿主要配方：井漿+0.2%Na2CO3+2%鈉土+1%～2%單封。如果堵漏效果不明顯則采取復(fù)配堵漏劑，堵漏漿配制：井漿中加入3%復(fù)合堵漏劑和0.5%麥殼進(jìn)行封堵。洛河組和延安組主要以小到中等漏失為主，因此，在進(jìn)入該層前50～30 m時(shí)，在井漿中加入1%～2%單項(xiàng)壓力封閉劑進(jìn)行漏失預(yù)防，鉆入該層后要不斷地使用單封進(jìn)行維護(hù)，加量要根據(jù)滲漏速度大小進(jìn)行調(diào)整可實(shí)現(xiàn)封堵效果。堵漏后要進(jìn)行承壓試驗(yàn)，根據(jù)平衡壓力固井條件，要求地層承壓>4 MPa。

2.4.2 井眼準(zhǔn)備技術(shù)

下套管前要進(jìn)行通井作業(yè)，通井鉆具組合剛度要大于套管柱剛度，具體鉆具組合為?215.9 mm牙輪鉆頭+?158.8 mm無磁鉆鋌9 m+?214 mm穩(wěn)定器+?127 mm加重鉆桿2～3柱+?127 mm斜臺(tái)階鉆桿+?127 mm加重鉆桿300 m+?127 mm斜臺(tái)階鉆桿。下鉆過程中，根據(jù)測(cè)井井徑和井斜數(shù)據(jù)，在井徑小和狗腿大的井段，必須劃眼，直至上提下放無顯示。下鉆過程中下至造斜點(diǎn)循環(huán)泥漿一次，下至A點(diǎn)循環(huán)泥漿一次，下鉆到底后先小排量頂通，待泵壓穩(wěn)定后，逐漸提高循環(huán)排量循環(huán)兩周以上，直至振動(dòng)篩無明顯巖屑返出，然后進(jìn)行鉆井液性能調(diào)整[9]，固井前鉆井液性能要求為：密度1.12～1.15 g/cm3，漏斗粘度38～45 s，API失水量<5 mL，泥餅厚度<0.3 mm，初切力1～3 Pa，終切力3～5 Pa，含砂量<0.2%，塑性粘度<15 mPa·s，動(dòng)切力<7 Pa，pH值8～9。

2.4.3 套管下入技術(shù)

套管柱自下而上為浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+關(guān)井閥(浮箍)+套管+水泥頭。采用套管抬頭工藝，套管抬頭即使用抬頭短套管，在浮鞋后加短套管，短套管上加裝2個(gè)彈性扶正器，以減小前部套管摩阻，導(dǎo)引套管順利進(jìn)入斜井段及水平井段，保證套管能夠順利下入。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與應(yīng)用效果

3.1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1.1 試驗(yàn)井基本數(shù)據(jù)

HH36P114井是一口長8層二級(jí)井身結(jié)構(gòu)水平井，進(jìn)行水平段固井、壓裂試驗(yàn)，以期提高單井產(chǎn)量。一開采用?311.2 mm鉆頭鉆進(jìn)至372 m，下入?244.5 mm表層套管至371.80 m進(jìn)行固井；二開采用?215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)至3408 m完鉆，下入?139.7 mm油層套管至3405 m。該井實(shí)鉆垂深2295.44 m，水平位移1220 m，水平段長920 m，平均井徑擴(kuò)大率5.97%，完鉆鉆井液密度1.12 g/cm3，API失水量5 mL，地層承壓3.5 MPa。

3.1.2 管串結(jié)構(gòu)與固井附件

自下而上為浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+關(guān)井閥+套管串+水泥頭。加長膠塞(圖8)：增加三道裙部膠皮，實(shí)現(xiàn)水泥漿與頂替液有效組隔。采用關(guān)井閥(圖9)，以隔離套管內(nèi)外的壓力傳遞，避免環(huán)空水泥倒返，能夠有效避免套管內(nèi)的高壓傳遞到套管鞋部位和環(huán)空。

圖8 加長膠塞

圖9 關(guān)井閥

3.1.3 流體結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

基于平衡壓力固井條件設(shè)計(jì)條件，根據(jù)HH36P114井實(shí)鉆情況，進(jìn)行流體結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，見表3。

表3 HH36P114環(huán)空流體結(jié)構(gòu)

3.1.4 施工與效果

嚴(yán)格按照設(shè)計(jì)進(jìn)行固井施工，實(shí)際注入低密度68 m3，過渡漿2.58 m3，尾漿25 m3，水泥漿返至地面。循環(huán)出多余水泥漿后，關(guān)井候凝48 h進(jìn)行固井質(zhì)量測(cè)井，結(jié)果顯示固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。

3.2 推廣應(yīng)用

在HH36P114井水平段固井試驗(yàn)初獲成功后，隨后在紅河油田HH36P121井、HH74P84井等推廣應(yīng)用了53口井，裸眼段最長3343.10 m，水平段長最長1200.00 m，CBL測(cè)井結(jié)果顯示，優(yōu)質(zhì)井19口，良好井24口，合格井10口，優(yōu)良率高達(dá)81.13%，取得了較好的效果,為后期分段壓裂奠定了基礎(chǔ)。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)針對(duì)紅河油田水平井低壓、易漏等固井技術(shù)難點(diǎn)，通過水泥漿體系優(yōu)選、平衡壓力固井設(shè)計(jì)及提高頂替效率技術(shù)措施，提高了水平井固井質(zhì)量，固井優(yōu)良率達(dá)81.13%，滿足了后期分段壓裂的需要。

(2)優(yōu)選出的GSJ水泥漿體系，具有流變性好、低失水、初始稠度低、直角稠化和防竄性能好等優(yōu)點(diǎn)，且具有成本較低的優(yōu)勢(shì)，為水平井固井大規(guī)模推廣應(yīng)用提供了支撐。

(3)基于DST預(yù)測(cè)的地層壓力與壓裂施工實(shí)測(cè)地層破裂壓力是準(zhǔn)確合理的，滿足了平衡壓力固井設(shè)計(jì)與固井施工中變排量壓力節(jié)點(diǎn)控制的需要，實(shí)現(xiàn)了防漏壓穩(wěn)的目標(biāo)。

(4)良好的井眼準(zhǔn)備與套管下入技術(shù)為水平井固井順利施工創(chuàng)造了條件，加長膠塞、樹脂滾輪剛性旋流扶正器、關(guān)井閥等附件的使用，進(jìn)一步提高了固井質(zhì)量。

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