泾河油田水平井固井难点与对策研究
李建山     
中国石化华北油气分公司, 河南郑州 450006
摘要: 泾河油田地层承压能力低,固井过程中易发生水泥浆漏失,导致水平井固井质量较差。在分析固井技术难点的基础上,通过室内和现场试验优化了GSJ水泥浆体系,基于地层压力与破裂压力确定了环空浆体结构,优选了扶正器类型并优化了其加放位置,采用了加长胶塞、树脂滚轮刚性旋流扶正器和关井阀等工具,并采用"紊流+塞流"复合顶替工艺,以降低漏失风险、提高固井质量。室内试验表明,GSJ水泥浆体系具有良好的性能,尾浆API滤失量小于20 mL,过渡时间15 min,水泥石12 h抗压强度达19.0 MPa,模拟套管居中度大于72.5%。该固井技术在泾河油田18口水平井进行了现场应用,水泥浆全部返至地面,固井优良率达100%。现场应用表明,该固井技术解决了泾河油田水平井固井难题,提高了固井质量,为后期分段压裂提供了良好的井筒条件。
关键词: 固井     水平井     平衡压力     固井质量     泾河油田    
Challenges and Countermeasures of Well Cementing Operations for Horizontal Wells in the Jinghe Oilfield
LI Jianshan     
Sinopec North China Oil & Gas Company, Zhengzhou, Henan, 450006, China
Abstract: With low pressure bearing capacity of the formation, the Jinghe Oilfield is characterized by the poor quality of cementing operations in horizontal wells because cement slurry is susceptible to lost circulation.With consideration to the challenges in cementing operations, a GSJ cement slurry system was developed and optimized through lab tests and field applications.Based on formation pressures and fracturing pressures, the annular structure of slurry was determined, wherein the types and positions of centralizers were optimized.In addition, prolonged rubber plugs, resin wheel rigid swirl centralizer and shut-in valves were adopted.Laboratory tests and field applications showed the innovative GSJ cement slurry system had outstanding performances with an API loss of tail slurry of less than 20 mL, a transition time of 15 minutes, and 12h compressive strength of set cement up to 19 MPa.At the same time, software simulation results show that casing center degree is greater than 72.49%.The"turbulent flow+slug flow"compound displacement technology was adopted to minimize the risk of lost circulation.The cementing technology was applied in 18 horizontal wells in the Jinghe Oilfield.With all the cement slurry returned to the ground, all cementing operations were performed successfully.Field application results showed the cementing technology could effectively solve problems in cementing operations of horizontal wells in Jinghe Oilfield.In addition to enhance cementing quality, the innovative cementing technology could provide high-quality wellbores for fracturing operations in later staged fracturing.
Key words: well cementing     horizontal well     balanced pressure     cementing quality     Jinghe Oilfield    

泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南部,构造位置在伊陕斜坡、渭北隆起和天环向斜交接部,石油资源量2.89×108 t,主力含油层系为三叠系延长组长8段,埋深1 300.00~1 600.00 m,属于低孔、低渗、低压油藏[1]。泾河油田自上而下主要发育第四系、白垩系、侏罗系和三叠系地层,平均地层压力系数0.86,平均地温梯度2.69 ℃/100m,储层孔隙度6.0%~16.6%,储层应力敏感性较强[1]。泾河油田属于致密砂岩油藏,后期需要大规模压裂改造,而固井质量直接影响分段压裂效果及井筒完整性,对水泥环的密封性及水泥石力学性能要求高[2]。前期完钻的10余口井的钻井、固井情况分析表明:直罗组、延安组和延长组上部是主要漏失地层,由于过于追求紊流顶替,导致固井漏失,水泥浆返不到地面,部分井需要反挤水泥浆;采用弹性扶正器的水平段套管居中度低,固井质量优良率不高。

笔者针对泾河油田固井中存在的技术难点,优化了GSJ水泥浆体系,采用平衡压力固井设计、承压堵漏和提高水平段顶替效率等固井技术措施,形成了泾河油田低承压易漏地层固井工艺,现场固井施工效果良好,解决了前期固井中出现的问题,提高了固井质量,为油田有效开发提供了技术支撑。

1 固井技术难点

1) 井漏现象普遍。泾河油田水平井钻井中普遍存在井漏,上部白垩系与侏罗系地层易发生渗漏,漏失率65.7%;下部延长组地层易发生裂缝性漏失,漏失率27.0%;固井漏失率31.0%,水泥返高难以保证。

2) 水平段长度均超过800.00 m,套管居中度难以保证。为了提高单井控制储量,水平段长度一般超过800.00 m,井底位移超过1 150.00 m,在保证套管安全下入的前提下,难以保证居中度大于67%,易形成宽边和窄边,顶替钻井液时水泥浆易沿宽边上返,顶替效率低,影响固井质量[3-9]

3) 地层温度低,对水泥浆性能要求高。根据探井电测资料,井底温度一般在35~45 ℃,上部地层温度更低,水泥浆性能调整困难,在低温低密度条件下水泥石强度发展缓慢。

2 水平段固井技术研究

针对泾河油田工程地质特征和固井技术难点,从优化GSJ水泥浆体系、确定合理的井内流体结构、优化水泥浆顶替工艺和合理加放扶正器等方面开展了固井技术研究,以提高水平段固井质量。

2.1 GSJ水泥浆体系优化

通过室内试验和现场实践,从水泥浆的滤失量、流变性、稠化时间和早期抗压强度等方面入手,优化了GSJ水泥浆体系。优化后的GSJ低密度水泥浆体系配方为:嘉华G级水泥+25.0%漂珠+2.5%GQD+0.2%USZ+0.4%GH-3;尾浆配方为:嘉华G级高抗水泥+1.6%GSJ+3.0%GCA +0.4%USZ。在50 ℃、22 MPa条件下,水泥浆的基本性能室内测试结果见表 1

表 1 GSJ水泥浆体系基本性能 Table 1 Properties of GSJ cement slurry system
类型 密度/ (kg·L-1) API滤失量/ mL 初始稠度/ Bc 稠化时间/ min 过渡时间/ min 抗压强度/ MPa 六速黏度计读数
领浆 1.30 150 15 175 28 6.8(24h) 93/54/36/16/6/2
尾浆 1.90 19 23 61 15 19.0(12h) 113/63/45/24/5/3

表 1可以看出,GSJ水泥浆体系具有早高强、低滤失量、初始稠度低和短过渡时间等特点,且具有直角稠化特性(见图 1)。从前期技术套管固井实践来看,GSJ水泥浆便于现场配制,具有良好的流变性(见图 2),且成本较低。

图 1 GSJ尾浆稠化曲线 Fig.1 Thickening curve of GSJ tail slurry
图 2 GSJ尾浆流变曲线 Fig.2 Rheological curve of GSJ tail slurry

对水泥浆进行胶凝强度试验,将配制好的水泥浆装入养护釜中,1 h后升温至井底温度,同时升压至井底压力,进行24 h性能测试。结果表明,从稠化结束到初凝、终凝和凝固成水泥石的时间短,缩短了地层水侵蚀水泥的高危时间,因此水泥浆能很好地防止油气水窜。

2.2 浆体结构设计 2.2.1 地层原始压力预测

利用DST测试资料确定地层压力上界。多口探井和评价井的DST测试结果表明,泾河油田属于低压系统,最小地层压力系数0.82,最大地层压力系数1.03。考虑一定的安全系数,地层压力系数最大值取1.10。

地层破裂压力利用现场压裂施工实测数据,最大地层破裂压力系数2.54,最小地层破裂压力系数1.56。考虑一定的安全系数,地层破裂压力系数取最小值1.55。

2.2.2 流体结构设计

合理设计井内流体结构,在尾浆失重时保证上部液柱压力压稳油气层的前提下,整个注替及候凝过程中环空的液柱压力与地层压力保持平衡。因此,合理设计井内流体结构的关键是预测尾浆失重压力和确定封长。

平衡压力固井满足的基本条件:环空最大动压当量密度小于地层破裂压力当量密度,环空最小静压当量密度大于地层压力当量密度。

针对本区块的地层特点和平衡压力固井条件,选取双凝水泥浆体系进行常规一次注水泥、平衡压力固井方案,尾浆返至油层顶界以上200.00 m,领浆返至井口。

泾河油田与红河油田相邻,地层系统相似,水平井亦采用二开井身结构,水平段采用ϕ215.9 mm井眼[10-11], 垂深1 400.00 m,水平段长1 000.00 m,靶前距300.00 m。根据计算结果,确定GSJ水泥浆体系的流体结构为:尾浆×1 350.00 m+领浆×1 250.00 m+前置液×150.00 m+钻井液(见图 3)。

图 3 泾河油田水平井固井环空流体结构示意 Fig.3 Annular cement slurry structure in the Jinghe Oilfield
2.3 提高顶替效率措施 2.3.1 合理设计前置液

前置液、钻井液和水泥浆之间必须有良好的相容性,前置液的密度应低于低密度水泥浆的密度。对于钻井液密度低于1.25 kg/L的井,一般在清水中加入适量的表面活性剂作为冲洗液, 更有利于达到紊流;前置液段长200.00~300.00 m,按照其与井壁的接触时间不低于7 min设计用量[9]

2.3.2 加放扶正器

扶正器加放越多,套管居中度越高,水泥浆的顶替效率越高,固井质量越好,但管柱下入难度与风险也随之增大,因此利用CemCADE固井软件进行分析模拟,合理加放树脂滚轮刚性旋流扶正器,使套管居中度达到70.0%以上(见表 2)。

表 2 扶正器加放情况 Table 2 Centralizer placement
井段 扶正器类型 扶正器规格 加放方法 居中度,%
一开直井段 刚性扶正器 ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm 1只/10根套管 98.0
二开直井段 刚性扶正器 ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm 1只/8根套管 96.3
二开定向段 树脂旋流刚性扶正器 ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm 1只/2根套管 82.2
二开水平段 树脂旋流刚性扶正器 ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm 1只/1根套管 72.5
最后2.00 m 弹性扶正器 ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm 1只/m 78.4
2.3.3 顶替工艺

替浆初期使低密度水泥浆达到紊流,提高水泥浆顶替效率,紊流顶替接触时间大于7 min;然后采用“紊流+塞流”复合顶替工艺,根据井口压力变化控制替浆排量,井口最大压力控制在8.5 MPa,紊流顶替排量为2.4 m3/min;若井口压力高于8.5 MPa,则降低排量采用塞流顶替,塞流顶替排量为0.3~0.4 m3/min,从而减少环空摩阻,降低压漏地层的风险。紊流排量依据水泥浆的流变参数计算,从GSJ水泥浆性能来看,实现紊流时环空上返流速大于1.50 m/s。通过变排量压力节点控制,既能提高顶替效率,又可有效预防井漏发生,保证固井质量。

2.4 配套技术 2.4.1 地层承压堵漏技术

钻至易漏层段前,提前在钻井液里加入综合堵漏剂等材料以防止井漏。罗汉洞组和洛河组地层易出现井漏,罗汉洞组地层发生漏失后先采取随钻堵漏措施,堵漏浆主要配方:井浆+0.2%Na2CO3+2.0%钠膨润土+1.0%~2.0%单向压力封闭剂,如果堵漏效果不明显,采取复配堵漏剂的措施,在井浆中加入3.0%复合堵漏剂和0.5%麦壳复配后进行封堵;洛河组和延安组地层以小—中等漏失为主,因此,钻进该层前50.00~30.00 m时在井浆中加入1.0%~2.0%单向压力封闭剂进行漏失预防,钻入该层后持续使用单向压力封闭剂进行维护,根据渗漏速度调整其加量,确保封堵效果[12]。堵漏后进行承压试验,根据平衡压力固井条件,地层承压要求大于4.0 MPa。

2.4.2 井眼准备技术

下套管前进行通井作业,通井钻具组合刚度要大于套管柱刚度,具体钻具组合为ϕ215.9 mm牙轮钻头+ϕ158.8 mm无磁钻铤×9.00 m+ϕ214.0 mm稳定器+ϕ127.0 mm加重钻杆×(2~3)柱+ϕ127.0 mm斜台阶钻杆+ϕ127.0 mm加重钻杆×300.00 m+ϕ127.0 mm斜台阶钻杆。下钻过程中,根据测井井径和井斜数据,在井径小和狗腿大的井段必须划眼,直至上提下放无遇阻显示。下钻过程中下至造斜点循环钻井液一次,下至A靶点循环钻井液一次,下钻到底后先小排量顶通,待泵压稳定后,逐渐提高循环排量循环两周以上,直至振动筛无明显岩屑返出,然后进行钻井液性能调整,使其性能符合固井要求[13-14],钻井液密度1.12~1.15 kg/L,漏斗黏度38~45 s,API滤失量小于5.0 mL,初切力1~3 Pa,终切力3~5 Pa,塑性黏度小于15 mPa·s,动切力小于7 Pa,pH值8~9。

2.4.3 套管下入技术

管串结构自下而上为浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+关井阀(浮箍)+套管+水泥头。为防止水平段套管在重力作用下出现下沉贴井壁的情况,采用套管抬头和漂浮技术下入。套管抬头是使用抬头短套管,在浮鞋后加短套管,短套管上加装2个弹性扶正器,以减小前部套管摩阻,导引套管顺利进入斜井段及水平井段,保证套管能够顺利下入。套管漂浮技术是在水平段套管中替入密度1.02 kg/L的高黏度后置液150.00~200.00 m,使水平段套管在浮力的作用下产生向上漂浮的趋势,以减少套管下入摩阻。

3 现场应用

泾河油田水平井固技术现场应用了18口井,水平段长最长1 100.00 m,未出现固井复杂情况,固井漏失率降低到8.7%。声幅测井结果显示,固井质量优质井12口,良好井6口,优良率达100%,取得了较好的效果, 为后期分段压裂奠定了基础。下面以JH17P6井为例介绍现场固井施工情况。

JH17P6井是一口二开井身结构水平井,一开采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深501.00 m,ϕ244.5 mm表层套管下至井深497.79 m;二开采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深2 550.00 m完钻,ϕ139.7 mm油层套管下至井深2 539.78 m。该井实钻垂深1 401.82 m,水平位移1 284.97 m,水平段长984.96 m,平均井径扩大率5.2%,完钻钻井液密度1.15 kg/L,API滤失量5 mL,地层承压3.5 MPa。

固井管串自下而上为:浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+关井阀+套管串+水泥头。将原来采用的普通胶塞优化为加长胶塞,增加三道裙部橡胶,实现水泥浆与顶替液有效阻隔。采用关井阀隔离套管内外的压力传递,防止环空水泥浆倒返,避免套管内的高压传递到套管鞋部位和环空[15]

在45 ℃、20 MPa压力下,水泥浆领浆密度1.33 kg/L,初始稠度12.5 Bc,稠化时间230 min,API滤失量34.9 mL,24 h抗压强度3.8 MPa;尾浆密度1.87 kg/L,初始稠度18.4 Bc,稠化时间108 min,API滤失量6.5 mL,24h抗压强度25.0 MPa。

JH17P6井目的层为长8层,油层顶界井深1 716.00 m,尾浆返至油层顶界以上200.00 m,基于平衡压力固井设计条件进行流体结构设计,结果见表 3

表 3 JH17P6井固井施工时环空流体结构 Table 3 Annular cement slurry structure in Well JH17P6
类型 密度/(kg·L-1) 段长/m 注入量/m3 封固井段/m
前置液 1.03 240.00 6.0
领浆 1.33 1 350.00 45.0 0~1 350.00
尾浆 1.90 1 231.00 35.0 1 350.00~2 540.00

该井严格按照设计进行固井施工,实际注入领浆41.5 m3,尾浆33.5 m3,水泥浆返至地面。循环出多余水泥浆后,关井候凝48 h进行固井质量测井,声幅测井结果显示固井质量优质。

4 结论与认识

1) 优化后的GSJ水泥浆体系具有滤失量低、初始稠度低、直角稠化和流变性好等优点,低温下水泥石强度高,能够满足泾河油田水平段固井要求。

2) 基于地层压力和破裂压力设计的浆体结构、“紊流+塞流”复合顶替工艺,实现了防漏压稳的目标。现场固井过程中漏失率大幅降低,提高了固井质量。

3) 树脂滚轮刚性旋流扶正器的使用及合理加放,提高了套管居中度和顶替效率,进一步提高了固井质量。

参考文献
[1] 陈路原. 泾河油田连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2015, 43(4): 108–112.
CHEN Luyuan. Technology of hydraulic sand blasting perforation and multiple clusters fracturing with coiled tubing in Jinghe Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(4): 108–112.
[2] 刘硕琼, 齐奉忠. 中国石油固井面临的挑战及攻关方向[J]. 石油钻探技术, 2013, 41(6): 6–11.
LIU Shuoqiong, QI Fengzhong. Challenges and development trends of cementing technology in CNPC[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(6): 6–11.
[3] 宋健, 陈勉, 金衍. SIPC高压油气井固井技术难点与对策[J]. 石油钻探技术, 2010, 38(5): 71–75.
SONG Jian, CHEN Mian, JIN Yan. SIPC high pressure oil & gas well cementing difficulties and countermeasures[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2010, 38(5): 71–75.
[4] 孙坤忠, 陶谦, 周仕明, 等. 丁山区块深层页岩气水平井固井技术[J]. 石油钻探技术, 2015, 43(3): 55–60.
SUN Kunzhong, TAO Qian, ZHOU Shiming, et al. Cementing technology for deep shale gas horizontal well in the Dingshan Block[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(3): 55–60.
[5] 隋梅. 胜利油田深探井固井技术难点与对策[J]. 石油钻探技术, 2013, 41(3): 73–79.
SUI Mei. Technical difficulties and countermeasures in cementing of deep exploration wells in Shengli Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(3): 73–79.
[6] 周贤海. 涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术[J]. 石油钻探技术, 2013, 41(5): 26–30.
ZHOU Xianhai. Drilling & completion techniques used in shale gas horizontal wells in Jiaoshiba Block of Fuling Area[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(5): 26–30.
[7] 冯望生, 宋伟宾, 郑会锴, 等. 剪切速率对水泥浆稠化时间的影响规律[J]. 石油钻探技术, 2016, 44(6): 74–77.
FENG Wangsheng, SONG Weibin, ZHENG Huikai, et al. The influence law of shear rate on the thickening time of cement slurry[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(6): 74–77.
[8] 冯望生, 田群山, 杜江, 等. 玉门油田水平井固井技术[J]. 钻井液与完井液, 2016, 33(5): 98–102.
FENG Wangsheng, TIAN Qunshan, DU Jiang, et al. Horizontal well cementing technology used in Yumen Oilfield[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2016, 33(5): 98–102.
[9] 李建新, 冯松林, 李明忠, 等. 影响固井注水泥顶替效率的主要问题及其研究进展[J]. 断块油气田, 2016, 23(3): 393–396.
LI Jianxin, FENG Songlin, LI Mingzhong, et al. Main problems affecting cementing displacement efficiency and respective research progress[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2016, 23(3): 393–396.
[10] 闫吉曾, 罗懿. 镇泾油田HH37P1水平井钻完井技术[J]. 探矿工程(岩土钻掘工程), 2012, 37(7): 31–34.
YAN Jizeng, LUO Yi. Drilling and completion technology used in horizontal well of Zhenjing Oilfield[J]. Exploration Engineering (Rock & Soil Drilling and Tunneling), 2012, 37(7): 31–34.
[11] 李克智, 闫吉曾. 红河油田水平井钻井提速难点与技术对策[J]. 石油钻探技术, 2014, 42(2): 117–122.
LI Kezhi, YAN Jizeng. Difficulties and technical countermeasures for improving penetration rate of horizontal wells in Honghe Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2014, 42(2): 117–122.
[12] 陈晓华, 王翔, 冯永超, 等. 泾河油田裂缝性致密油藏防漏堵漏技术[J]. 断块油气田, 2017, 24(2): 297–300.
CHEN Xiaohua, WANG Xiang, FENG Yongchao, et al. Loss prevention and control technology for fractured reservoirs in Jinghe Oilfield[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2017, 24(2): 297–300.
[13] 陈庭根, 管志川. 钻井工程理论与技术[M]. 东营: 石油大学出版社, 2000: 251-256.
CHEN Tinggen, GUAN Zhichuan. Theories and techniques of drilling engineering[M]. Dongying: Petroleum University Press, 2000: 251-256.
[14] 鄢捷年. 钻井液工艺学[M]. 东营: 石油大学出版社, 2000: 75-76.
YAN Jienian. Drilling fluids technology[M]. Dongying: Petroleum University Press, 2000: 75-76.
[15] 李伟, 王涛, 李社坤, 等. 页岩气水平井固井碰压关井阀的研制及应用[J]. 断块油气田, 2014, 21(6): 794–796.
LI Wei, WANG Tao, LI Shekun, et al. Development and application of cementing bumping shut-in valve for shale gas horizontal well[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2014, 21(6): 794–796.

文章信息

李建山
LI Jianshan
泾河油田水平井固井难点与对策研究
Challenges and Countermeasures of Well Cementing Operations for Horizontal Wells in the Jinghe Oilfield
石油钻探技术, 2017, 45(6): 19-23.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(6): 19-23.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201706004

文章历史

收稿日期: 2017-07-16
改回日期: 2017-11-07

相关文章

工作空间