稠油熱采井防淺層氣固井技術(shù)

王延鵬(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459)

0 引言

水泥石強(qiáng)度熱衰退、套管損壞是常規(guī)稠油熱采井開發(fā)過程中固井需要解決的技術(shù)難點(diǎn)，淺層氣預(yù)防治理同樣是固井技術(shù)面臨棘手的問題，當(dāng)稠油油藏淺層氣發(fā)育，無疑給油田開發(fā)帶來更為復(fù)雜話的難題。渤海某油田設(shè)計(jì)部署8口熱采水平井，物探及探井資料證實(shí)，從泥面以下4 m至600 m廣泛分布淺層氣，局部區(qū)域土層中淺層氣飽和度最高達(dá)到5%，為自由氣、氣泡；地質(zhì)設(shè)計(jì)提示所布會(huì)鉆遇三條斷層，鉆井實(shí)施過程中漏失風(fēng)險(xiǎn)高?？傮w來講，淺層氣熱采井對固井技術(shù)要求既要滿足熱采工藝設(shè)計(jì)要求，又能實(shí)現(xiàn)淺層氣的防治、壓穩(wěn)油層、氣層但不能壓漏地層。綜合海上平臺(tái)叢式井開采對安全、時(shí)效、治理、成本把控，必須通過優(yōu)化固井技術(shù)、改善固井工藝等一系列有效措施解決淺層氣熱采井固井難題。

1 固井技術(shù)難點(diǎn)

1.1 稠油熱采工藝設(shè)計(jì)

熱采工藝設(shè)計(jì)要求：最高注熱溫度350 ℃、最高注入壓力30 MPa，先蒸汽吞吐，后期轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)。表層套管及技術(shù)套管固井返高至井口，同時(shí)水泥石強(qiáng)度能夠耐高溫，技術(shù)套管及油管均選取優(yōu)質(zhì)高規(guī)格隔熱材質(zhì)，油管外環(huán)空連續(xù)注氮?dú)膺M(jìn)行隔熱保溫。

1.2 固井技術(shù)難點(diǎn)

(1)水泥石在高溫條件下晶相結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，導(dǎo)致水泥石強(qiáng)度衰退，導(dǎo)致此現(xiàn)象出現(xiàn)的主要原因是高鈣硅比的影響，由于游離CH的存在，高溫下易產(chǎn)生水硅鈣石、粒硅鈣石等晶相成分，保持水泥石高強(qiáng)度的硬硅鈣石、雪硅鈣石在350 ℃高溫條件下晶體形貌會(huì)發(fā)生變化，這是導(dǎo)致水泥石強(qiáng)度衰退的主要原因；另一方面熱振效應(yīng)產(chǎn)生的熱交變應(yīng)力對水泥環(huán)產(chǎn)生破壞，導(dǎo)致水泥環(huán)結(jié)構(gòu)不完整，出現(xiàn)層間封隔失效[1]，如圖1所示。

圖1 熱采井水泥環(huán)失效原因分析

(2)旅大區(qū)塊淺層均為疏松砂巖，面對淺層氣發(fā)育地層，表層套管固井水泥漿早期強(qiáng)度要求作業(yè)時(shí)間窗口窄，鉆井液均為海水膨潤土漿，固井初期淺層氣容易進(jìn)入井筒形成氣竄通道，固井質(zhì)量難以保證；熱采對水泥石及套管的熱交變應(yīng)力沖擊，后期同樣容易發(fā)生淺層氣氣竄。

(3)由于深部地層斷層發(fā)育，漏失風(fēng)險(xiǎn)性極高，技術(shù)套管固井既要滿足水泥石抗高溫強(qiáng)度，還要達(dá)到設(shè)計(jì)返高要求，固井水泥漿體系及比重選擇余地小。

(4)技術(shù)套管井段井眼軌跡為三維井，大段穩(wěn)斜且穩(wěn)斜角均在50～70°之間，固井頂替效率不高、膠塞磨損容易發(fā)生不能碰壓。

2 創(chuàng)新技術(shù)措施

2.1 稠油熱采井固井水泥體系的改進(jìn)

從水泥漿機(jī)理上分析，低密度抗350 ℃水泥漿體系，以空心玻璃微珠、電廠漂珠、增加水灰比以及粉煤灰為減輕方法，高溫養(yǎng)護(hù)后水泥石強(qiáng)度衰退明顯，水泥滲透率明顯增加。水泥石模擬多個(gè)輪次的蒸汽吞吐后，水泥石自高溫高壓狀態(tài)轉(zhuǎn)變至常溫常壓狀態(tài)過程中受應(yīng)力應(yīng)變影響導(dǎo)致水泥石開裂。常規(guī)硅粉水泥中摻入300目硅粉(加砂水泥)，因水泥石硅相含量不足，導(dǎo)致水泥石經(jīng)一個(gè)輪次或多個(gè)輪次后均會(huì)出現(xiàn)不同程度的強(qiáng)度衰退現(xiàn)象及水泥塊開裂現(xiàn)象。

針對水泥石高溫條件下，水泥石晶相變化的問題，采取如下應(yīng)對方法：

(1)減少水泥石中CH的含量，即適當(dāng)減少水泥含量、摻入火山灰活性材料以及增加晶體狀SiO2以及不定型微納米級(jí)SiO2含量，降低有利CH組分的同時(shí)，SiO2與CH組分會(huì)發(fā)生二次火山灰效應(yīng)降低有害晶相組分的產(chǎn)生，微納米級(jí)SiO2還能填充水泥石中的孔隙，消除水泥石結(jié)構(gòu)缺陷[3]。

(2)摻入高溫穩(wěn)定材料、優(yōu)化水泥漿顆粒級(jí)配增加水泥石固相體積含量，提高水泥石致密性，降低水泥石滲透率，增強(qiáng)水泥石抗熱沖擊穩(wěn)定性能，降低熱振效應(yīng)對水泥環(huán)完整性造成的傷害。

由于熱采作業(yè)的后期注熱，勢必影響水泥環(huán)的膠結(jié)質(zhì)量，當(dāng)油井注入蒸汽溫度在200 ℃以內(nèi)時(shí)，問題并不多，當(dāng)問題接近300 ℃時(shí)，就會(huì)有很多的復(fù)雜問題暴漏出來；產(chǎn)層部位的水泥石變得疏松；套管螺紋部分易斷裂[2]，密封失效，蒸汽沿環(huán)空上竄；水泥石本身被破壞，油井出砂嚴(yán)重。由于對本批井熱采開發(fā)井需滿足350 ℃的開發(fā)條件，抗高溫的水泥體系的改進(jìn)至關(guān)重要。通過改進(jìn)水泥高溫穩(wěn)定材料，結(jié)合顆粒級(jí)配技術(shù)，改變高溫穩(wěn)定劑、懸浮穩(wěn)定劑、低密度減輕劑等多種外加劑的配比，終于突破了低密水泥在350 ℃抗高溫?zé)崴ネ说钠款i，打破了前期試驗(yàn)區(qū)塊稠油熱采低密度水泥最高抗熱衰退240 ℃的記錄，稠油熱采水泥漿體系抗高溫衰退實(shí)驗(yàn)記錄，如表1所示。

表1 稠油熱采水泥漿體系抗高溫衰退實(shí)驗(yàn)結(jié)果記錄

2.2 淺層氣及斷層封固措施

針對淺層氣，表層13-3/8″(339.73 mm)套管固井：雙密度結(jié)構(gòu)，水泥漿體系選擇改進(jìn)后抗高溫體系，同時(shí)在領(lǐng)漿中加入樹脂，提高領(lǐng)漿的早期強(qiáng)度，有效封固淺層氣；增加領(lǐng)漿附加量至300%，確保環(huán)空充填足夠優(yōu)質(zhì)水泥漿，頂替時(shí)見領(lǐng)漿返出，再經(jīng)過及時(shí)“蓋帽”，經(jīng)探面水泥面基本在井口位置，有效封固了淺層氣。

9-5/8″(244.48 mm)套管固井作業(yè)：水泥漿采取雙密度結(jié)構(gòu)，低密抗高溫，實(shí)鉆8口井中，2口井沒有漏失，3口井輕微漏失，3口井嚴(yán)重漏失，所以針對漏失井固井實(shí)施以下應(yīng)對措施。

(1)調(diào)整漿柱結(jié)構(gòu)：取消沖洗液，配置堵漏隔離液；

(2)循環(huán)排量：根據(jù)通井時(shí)鉆桿處的環(huán)空返速進(jìn)行反算；

(3)頂替排量：在保證施工安全的情況下降低排量，同時(shí)增大慢替量；

(4)水泥漿中加入纖維，提高水泥漿的封堵能力；

(5)嚴(yán)重漏失的井，侯凝結(jié)束后及時(shí)進(jìn)行井口回注；

(6)使用纖維防漏水泥漿體系，可以防止固井時(shí)水泥漿漏失，同時(shí)還可以提高水泥漿徑向剪切應(yīng)力，改善水泥環(huán)沖擊韌性，顯著提高固井質(zhì)量，起到一劑多效的作用；

(7)合理加放扶正器，提高套管居中度。

本區(qū)塊井全部是水平井，油層段的井斜為90°左右，套管嚴(yán)重貼邊，居中度低，影響固井質(zhì)量。通過模擬，如圖2、圖3所示，井底500 m若達(dá)到67%居中度，扶正器間隔15.8 m，則需要3根套管加2個(gè)扶正器的方案進(jìn)行加放。

圖2 扶正器居中度模擬

圖3 扶正器間距模擬

2.3 長頂膠塞應(yīng)用

本批稠油熱采井均為水平井，大井斜及水平段均超過500 m，存在常規(guī)頂塞因低邊偏磨過多導(dǎo)致頂替過程中水泥漿前置替空管鞋或不能碰壓、穩(wěn)壓的情況，通過設(shè)計(jì)入加長頂塞，增加兩級(jí)膠塞翼，抗擊強(qiáng)度不變，減少因?yàn)轫斎p而導(dǎo)致固井未碰壓，為固井碰壓提供多級(jí)保障如圖4所示。

圖4 加長頂部膠塞

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

現(xiàn)場根據(jù)擬定作業(yè)方案，實(shí)施8口稠油熱采井13-3/8″(339.73 mm)套管及9-5/8″(244.48 mm)套管固井質(zhì)量評級(jí)均為優(yōu)，返高滿足設(shè)計(jì)要求，且通過井口裝置監(jiān)測未發(fā)生淺層氣氣竄，以3H井為例，固完井后24 h后測固井質(zhì)量，常規(guī)密度的水泥漿平均相對聲幅都在8%左右(圖5)，低密度的相對聲幅在3%～8%之間(圖6)。領(lǐng)漿及尾漿水泥漿體系完全滿足要求。對比試驗(yàn)區(qū)22H井固井質(zhì)量低密度相對聲幅平均15%左右(圖7)，固井質(zhì)量有本質(zhì)提升。

圖5 3H井CBL (1 530 m至1 560 m)

圖6 3H井CBL (2 040 m至2 060 m)

圖7 試驗(yàn)區(qū)22H井CBL (低密井段)

對上述8口井進(jìn)行蒸汽吞吐，注多元熱流體作業(yè)，進(jìn)行跟蹤，熱采過程中均未發(fā)生井口氣竄、明顯井口抬升等現(xiàn)象。

4 結(jié)語

(1)以現(xiàn)場應(yīng)用為依托，對照蒸汽吞吐采油工藝，模擬熱交變應(yīng)力反復(fù)變化，經(jīng)過7 d、14 d、28 d的抗高溫衰退實(shí)驗(yàn)評價(jià)。最終達(dá)到低密度、常規(guī)密度兩種稠油熱采水泥漿體系無衰退，反觀抗壓強(qiáng)度經(jīng)過多輪次往復(fù)升降溫條件，收獲抗壓強(qiáng)度持續(xù)一路飆升的完美曲線，成功認(rèn)證此稠油熱采體系滿足抗高溫350 ℃性能指標(biāo)。低密度抗350 ℃稠油熱采水泥漿體系：24 h抗壓強(qiáng)度大于16 MPa，填補(bǔ)了該領(lǐng)域的空白，同時(shí)此體系適用于稠油熱采井全景段封固，在厚壁套管測固井質(zhì)量優(yōu)秀。

(2)該體系稠化時(shí)間可調(diào)，失水、自由水可控，抗污染性良好?？捎行Ы档凸叹鳂I(yè)時(shí)壓耗，特別對漏失井、淺層氣井可有效降低漏失風(fēng)險(xiǎn)，提高固井質(zhì)量；針對淺層氣的井，加入相對比例的樹脂材料，有效封固淺層氣層，固井質(zhì)量全部優(yōu)秀。

(3)石油的熱采技術(shù)已經(jīng)應(yīng)用了60余年。國內(nèi)外對固井水泥漿體系和特殊固井工藝進(jìn)行了長期大量的研究工作。其中，隨著開采難度和井下情況的復(fù)雜化程度的增加，固井難度逐漸加大。滿足特殊工藝要求的特殊水泥漿，如高性能高溫低密度水泥漿的研究將是重點(diǎn)。通過此次淺層氣熱采井固井技術(shù)的成功應(yīng)用，為后續(xù)渤海油田的熱采井作業(yè)提供了參考，同時(shí)在熱采井固井應(yīng)對淺層氣及井漏等方面，提供了有效手段。