高压窄密度窗口油基钻井液固井技术.pdf

第 38 卷 第 6 期 2016 年 11 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. Zhanjiang Branch, China Oilfi eld Services Limited, Zhanjiang 524057, Guangdong, China; 3. Zhanjiang Branch, CNOOC EnerTech-Drilling narrow density window; oil based drilling fluid; well cementation; displacement efficiency 第一作者：赵宝祥（1981-） ， 2005 年毕业于中国石油大学（北京） 石油工程， 现主要从事海洋钻井工艺技术研究工作。通讯地址：（524057） 广东省湛江市坡头区南调路 22 号。电话：0759-3911492。E-mail: 万方数据 809赵宝祥等：高压窄密度窗口油基钻井液固井技术 涠洲 12 油田开发的古近系流沙港组中低孔渗 储层井段发育为易垮塌的泥页岩， 而且储层压力系 数高、 气油比高， 开发井在产层段钻遇裂缝性泥岩地 层， 导致该井段地层承压能力低， 钻井中发生漏失， 堵漏后提高地层承压能力有限， 钻井液安全密度窗 口窄。施工中兼顾井壁稳定与储层保护而采用了强 封堵型油基钻井液。油基钻井液的使用保证了钻井 工作的顺利实施， 但由于油基钻井液黏切高、 与水基 固井液之间相容性差， 且开发井以定向井为主， 井壁 清洗困难， 对后续的固井工作带来极大挑战1。针 对该油田固井存在的难题， 通过优选冲洗液、 合理设 计水泥浆柱结构及配套旋转尾管固井工艺措施， 形 成了高压窄密度窗口油基钻井液固井技术。 1涠洲 12 油田固井技术难题 Technical diffi culties of well cementation in Weizhou 12 Oil Field （1） 产层压力高、 密度窗口窄。该油田储层受地 层快速沉积的影响， 压力系数高达 1.61 g/cm3， 开发井 在产层段钻遇裂缝性泥岩， 油基钻井液堵漏效果差， 采用挤水泥堵漏， 地层承压能力仅提高至 1.73 g/cm3； 钻井液安全密度窗口窄， 钻井液黏度高、 切力大、 流 动摩阻大；开发井储层采用 215.9 mm 井眼下入 177 mm 尾管， 环空间隙窄， 固井施工环空压耗高。 这些因素导致固井时水泥浆密度、 顶替排量受到很 大制约， 采用常规固井工艺极易发生井漏， 影响注水 泥安全及封固质量。 （2） 储层气油比高， 固井后易发生环空气窜。测 试气油比高达 358 m3/m3， 由于气体压缩性强、 易膨 胀， 而该井段密度窗口窄， 制约了注水泥及候凝过程 中的压稳措施， 导致控制气窜困难。同时由于水泥 浆封固段长， 计算其潜气窜因子 GFR 达 34， 属于固 井后环空存在中等程度气窜风险1。这将影响水泥 环的封隔效果， 严重时造成环空带压。 （3） 油基钻井液井壁和套管壁清洗困难， 滤饼难 以清除。高密度的强封堵型油基钻井液特性：钻井 液黏度高、 黏附力强；钻井液中的乳化剂和润湿剂 使井壁岩石表面反转为亲油性， 水泥环难以与井壁 形成良好胶结2。因此， 油基钻井液解决了井壁失 稳与储层保护的问题， 但造成固井井壁和套管壁清 洗困难， 难以有效清除滤饼， 从而降低水泥环的胶结 质量， 影响储层封固质量。 （4）油基钻井液顶替难度大。油包水钻井液在 静止或低剪切速率下会形成具有一定强度的凝胶结 构， 导致高密度油基钻井液流动摩阻大、 驱替困难。 大斜度定向井中， 固井前置液与水泥浆易发生“窜 高边” ， 致使井壁低边钻井液顶替效果差。同时由于 钻井液安全密度窗口窄， 采用常规固井工艺施工难 以提高水泥浆顶替效率， 水泥浆封固质量难以保证。 2固井技术对策 Cementing technology countermeasures 2.1高密度油基钻井液清洗技术 Cleanout technology of high specifi c gravity oil based drilling fl uid 针对钻井液安全密度窗口窄， 大排量清洗存在 井漏的风险， 对冲洗液开展实验评价。将壁面剪切 应力理论借鉴至冲洗液的研究， 在 W21L 冲洗液基 础上对加重剂进行改良， 采用不同粒径的铁矿粉复 配加重， 利用 W21L 良好的破乳效果、 铁矿粉颗粒对 泥浆及滤饼的碰撞、 冲刷， 调整合适的额流变性， 提 高冲洗液与井壁的泥浆及滤饼的壁面剪切应力 3。 通过实验模拟， 改进型高密度冲洗液在 215.9 mm 井眼中 177 mm 尾管顶替排量达到 12 L/s 即可实 现良好的冲洗效果。利用六速旋转黏度计对冲洗效 果进行评价， 在 200 r/min 转速条件下冲洗 7 min， 冲 洗效率达到 93.8%4-5。 针对油基钻井液固井， 为了保障水泥浆与第二 界面的胶结质量， 前置液必须具有良好的润湿性能。 为此对 W21L 冲洗液进行润湿性能评价实验。由于 油基泥浆的导电率极低， 通过向油基泥浆中混入冲 洗液对其进行破乳， 实现对油膜的清除及润湿反转， 而油基泥浆破乳后电导率增大， 可以利用测量不同 比例混合液导电电压的大小评价冲洗液对油基钻井 液的驱除效果， 当其破乳后实现电传导的冲洗液比 例通常称为润湿点6。通过数组实验测试出该冲洗 液的润湿点为 58%， 具有良好的润湿性能。 2.2聚合物增强水泥浆体系 Polymer reinforced cement slurry system 油田储层压力系数高、 气油比高、 封固段长、 安 全密度窗口窄， 而水泥浆在胶凝过程中失重导致环 空静液柱压力降低， 需要适合的水泥浆体系防止气 窜。根据实验模拟， 水泥浆在静胶凝强度 48 Pa 时， 不同类型的水泥浆体系表现出的启动压力不同；当 静胶凝强度达到 240 Pa 后， 启动压力大幅增加， 没有 明显差异。因此水泥浆静胶凝强度由 48 Pa 发展到 240 Pa 的时间越短， 说明该体系防气窜能力越强7。 通过对防气窜剂的筛选， 实验评价优选出聚合物增 强水泥浆体系。该体系具有良好的流变性及沉降稳 定性， 加入纳米硅防窜剂 GS13L 后， 使水泥浆的静 万方数据 石油钻采工艺2016 年 11 月（第 38 卷） 第 6 期810 胶凝强度发展更快。用多功能水泥强度分析仪对该 体系的静胶凝强度进行测定。 测定实验中， 聚合物水泥浆水化时形成网状结 构且呈直角稠化， 静胶凝强度快速发展， 过渡时间 短， 低失水、 水泥石致密且早期强度高。因此该体系 具有良好的防气窜性能， 有利于提高高压、 高气油比 井的固井质量8。 2.3压稳和防漏设计 Design on pressure stability and circulation loss control 固井水泥浆候凝过程中随着水泥静胶强度的发 展， 环空液柱压力不断降低， 在静胶凝强度达到阻止 气窜发生前， 压稳是防止气窜的有效措施。而安全 钻井液密度窗口窄， 压稳与防止井下漏失必须兼顾。 固井封固段长、 存在一定的温差， 不同深度的水泥浆 静胶凝强度发展不同， 产生的压力损失不同。针对 此问题， 采用双凝水泥浆柱设计， 对进入环空的水泥 浆分段分析， 根据不同段水泥浆的失水状态， 考虑静 胶凝强度对失重的影响， 依据胶凝失水系数法计算 环空液柱对气层的压稳系数， 进行固井压稳校核2。 在压稳校核的基础上， 通过固井软件 CEMSA- IDSU 模拟注水泥施工过程， 按照环空浆体的密度及 排量进行动态模拟， 计算出环空的压力分布， 保证环 空当量密度小于地层漏失压力， 并确定合适的固井 排量。通过对固井压稳校核及注水泥的动态模拟， 实现压稳与防漏的统筹兼顾， 保障固井施工的安全。 2.4旋转尾管固井技术 Rotating liner cementing technology 油基钻井液黏度高、 切力大， 窄安全钻井液密度 窗口下固井顶替效率低、 井壁清洗质量差。在固井 洗井与注水泥过程中旋转尾管可以在管外环空产生 拖拽力， 从尾管四周拽引前置液及水泥浆顶替钻井 液， 从而提高洗井质量及水泥浆顶替效率9（如图 1 所示） 。 图 1旋转套管对于顶替效果的模拟 Fig. 1 Simulated displacement effect of rotating casing 根据旋转尾管速度模型， 在 215.9 mm 的井 眼、 177.8 mm 的尾管状态下， 当旋转速度到达 11 r/ min 时， 就可以带动环空大部分钻井液产生速度大于 0.05 m/s 的径向运动， 形成有利的环空扰动10。而 大斜度井摩阻大， 为此优选树酯螺旋减阻套管扶正 器， 其抗压强度高、 耐高温耐腐蚀性强， 与常规合金 扶正器相比摩擦系数小， 启动扭矩可降低 15%11。 在井眼处理顺畅前提下， 经过对扶正器的优选等综 合减阻措施， 实现了旋转尾管固井。 3现场应用 Field application 涠洲油田使用油基钻井液解决井壁垮塌问题 后， 在涠 12 油田针对高压窄密度窗口尾管固井的技 术难题， 采用上述综合固井技术措施， 油田开发井全 部实现尾管固井安全施工， 且测井评价固井质量均 达到优质。 （ 1 ） 固井前置液采用 1.65 g/cm3冲洗液 +1.82 g/cm3 隔离液的结构， 提高井壁清洗质量， 并保障固井过 程中的压稳。100 冲洗液配方为：水 + 消泡剂 +25%W21L+0.8% 隔离剂 + 铁矿粉（加重剂， 1200 目与 250 目铁矿粉复配） ；100 隔离液配方为：水 + 消泡剂 +15%W21L+2.5% 隔离剂 + 重晶石。两种 液体的主要性能参数见表 1。 表 1冲洗液配方和隔离液配方主要性能参数 Table 1 Main performance parameters of fl ushing fl uid and spacer fl uid 性能参数冲洗液配方 隔离液配方 6002162 3001440 2001031 100622 6310 327 动切力 /Pa3.59 （2） 聚合物增强水泥浆采用双凝首尾浆柱结构， 首尾浆密度均 1.92 g/cm3， 通过缓凝剂调节首尾浆的 稠化时间， 实现候凝过程中的压稳， 校核压稳系数均 大于 1.02。水泥浆配方：首浆配方为嘉华 G+35% 硅粉 +0.4% 消泡剂 +1.2% 分散剂 +3.5% 降失水剂 +0.5% 纳米硅 +6% 液硅 +0.4% 缓凝剂 +1.5% 膨胀剂 +45.8% 配浆水；尾浆配方为嘉华 G+35% 硅粉 +0.4% 消泡剂 +1.2% 分散剂 +3.5% 降失水剂 +0.5% 纳米硅 +6%液硅+0.3%缓凝剂+1.5%膨胀剂+45.9%配浆水。 不同配方的水泥浆性能参数见表 2。 万方数据 811赵宝祥等：高压窄密度窗口油基钻井液固井技术 表 2 水泥浆性能参数 Table 2 Performance parameters of cement slurry 配 方 密度 / g cm-3 压差 7 MPa 时滤失量 /mL 自由 水 /% 候凝 24 h 的抗 压强度 /MPa 过渡时 间 /min A51.9237.4020.42 A91.9240019.23 A111.9232.4020.64 （3） 旋转尾管固井。该油田采用国产旋转尾管悬 挂器， 通过选择高扭矩纹螺的套管、 优选树脂螺旋套 管扶正器等综合减阻措施， 实现了全过程的旋转尾 管固井。 涠洲12油田各典型井的固井施工数据见表3。 表 3典型井旋转尾管固井施工数据 Table 3 Rotating liner cementing data of typical wells in Weizhou 12 Oil Field 井号井深 /m井斜 /（） 扭矩 /kN m施工