碎屑岩注气井固井技术初探_谢昕龙.pdf

2021年第1期西部探矿工程 * 收稿日期 2020-05-13修回日期 2020-06-11 第一作者简介 谢昕龙 （1988-） ， 男 （汉族） ， 四川成都人， 工程师， 现从事固井技术工作。 碎屑岩注气井固井技术初探 谢昕龙*， 石庆， 李林 （中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司， 四川 成都 610000） 摘要 随着老区油藏压力衰竭， 注水注气复合驱替提高油气采收率成为必要的增产稳产手段。然 而， 塔里木盆地碎屑岩储层成岩机理复杂， 水层发育， 油气水层间隔层薄， 固井质量本就一直难以保 证。随着天然气复合驱提高采收率技术新方法的提出， 碎屑岩固井更增添了新挑战 ①井口注气压 力高；②注替过程存在交变载荷， 这更容易引起层间封隔失效。针对这些技术难题， 提出了通过固井 设计软件模拟优化工艺参数， 采用弹性及自愈合水泥浆体系复配优化水泥石力学性能满足长期井筒 完整性要求， 调整优化泥浆及水泥浆流标参数提高顶替效率等措施， 并在TZ-XX井实践， 确保了固 井质量取得了非常良好的效果。 关键词 注气井； 塔里木盆地； 碎屑岩； 固井 中图分类号 TE2 文献标识码 A 文章编号 1004-5716202101-0029-05 1基本情况 TZ-XX井地处塔里木盆地塔中区块， 目的层为典 型的碎屑岩发育储层， 该井为该区块高水淹油藏注气 提高采收率试验的第一口实验注气井， 目的层为石炭 系R段小层日注气20104m3， 井口注气压力40MPa， 以 提高油藏采收率。井身结构应满足长期注气井筒完整 性要求。 1.1地质构造 塔中S井区依次钻揭地层 第四系、 古近系、 侏罗 系、 三叠系、 二叠系、 石炭系小海子组、 石炭系卡拉沙依 组、 石炭系巴楚组， 其中三叠系、 二叠系易垮， 三叠系下 部及二叠系极易发生漏失 （根据统计， 塔中S区漏失比 例达到61.9） 。目的层为石炭系R段小层为含凝析气 顶的块状底水油藏， 井底温度98C。 1.2油气水显示 该井二开钻进在石炭系卡拉沙依组和巴楚组钻遇 12处油气显示， 在钻井液密度1.38g/cm3条件下全烃最 高上涨至63.9， 最后一趟通井后效情况 静止时间 24.5h， 上窜高度 341.51m， 上窜速度 13.9m/h。 1.3井身结构 （见表1） 序号 1 2 钻头 尺寸mm 406.4 241.3 钻深m 800 3738 套管 规格mm 273.05M6511.43 200.03TP110-3Cr10.92 下深m 0～800.00 0～3736.00 备注 封固段 0～800m 封固段 0～3736m 表1井身结构 造斜点 3310m， A点 3738m垂深3567.44m， 水平 位移281.57m， 最大井斜处井深3718.8m，井斜85.1， 方位313.69。 1.4井眼质量 该井电测裸眼段平均井径256.44mm， 折钻头直径 扩大率6.27。井径数据见图1。 1.5钻井液性能 本井采用钾聚磺防塌钻井液体系， 钻井液性能如 表2所示。 2复杂情况 钻进至3300m， 钻井液密度1.28g/cm3，短起、 下钻 划眼至 3270m，发现溢流 1.2m3， 停泵关井观察，套压 29 2021年第1期西部探矿工程 0.6MPa，立压 0， 节流循环排气， 分步提密度 1.28↗ 1.36g/cm3，排量 17↗27L/s，立压 7～8MPa 立压 8↗ 15MPa，套压0.8MPa，分离器出口点火燃，间断熄灭， 橙色火焰，焰高0.2～3m，全烃99.9↘14.7，累计漏 失钻井液13.6m3， 加入核桃壳等堵漏材料后井漏逐渐 消失。漏速1.6m3/h 。 3技术难点 （1） 二叠系地层承压能力低， 下套管和固井过程中 易发生井漏， 固井质量难以保证。同时可能导致环空 液柱压力降低， 出现井控风险。 （2） 大斜度井， 井径偏小， 井径较为不规则， 下套管 阶 段 固井前 完钻 密度 1.38 1.38 粘 度 49 53 表 粘 25 31.5 塑 粘 20 23 动 切 5 8.5 切 力 初 1.5 2 终 6.5 7.5 API 失水 4.1 3.7 泥饼 0.5 0.5 HTHP 失水 10 10 泥饼 1.5 1.5 固含 18 180.2 含 砂 0.2 pH 9 9 Cl－ 17103 19618 Ca2＋ 820 900 表2钻井液性能 图1井径数据 难度大。 （3） 油气显示活跃， 电测解释3280～3738m均为油 气层， 固井及候凝过程中， 易发生气窜， 影响固井质量。 （4） 二、 三叠系交接面2550～3050m存在明显大肚 子井段， 平均井径267.5mm，大肚子井段及大斜度井段 套管居中度不易保证， 顶替过程中形成单边， 影响固井 质量。 4固井技术措施 4.1井眼准备 为确保套管顺利下到位， 采用了双扶扶正器通井， 大斜度井段主动划眼， 在传输电测结束后进行了四趟 长短起、 静观测后效作业， 最终井眼畅通起下钻无阻 卡， 通井到底采用稠浆携砂大排量循环确保井眼清 洁。下套管前在井底注入性能优异的垫底泥浆。 4.2防漏措施 鉴于该区块二叠系承压能力在1.50～1.55， 根据计 算， 要满足 25L/s 排量固井施工， 需承压 8.5MPa （1.38g/cm3泥浆条件下） ， 折算井底当量密度1.62g/cm3， 二叠底当量密度1.65g/cm3。上层管鞋处当量密度达 到2.46g/cm3， 不具备承压条件， 因此该井未做承压试 验。下套管前调整钻井液性能， 适当降低切力及粘度， 有利于防止开泵激动压力过大憋漏地层。严格控制套 管下放速度， 分别在井深2080m、 2510m、 3260m顶通一 次， 同时避开了二、 三叠系易漏井段， 充分破坏泥浆结 构力， 防止套管下到位后开泵憋漏地层。套管下到位 后控制泵压5MPa开通泵， 先小排量循环30min， 再逐 步提排量充分循环排后效及沉砂。 4.3提高顶替效率措施 根据实测井径， 通过固井工程设计软件模拟套管 居中度， 定制大尺寸旋流铝合金刚扶， 确保套管居中 度， 如图2所示。结合井斜、 狗腿度、 井径， 通过优化加 放扶正器数量及尺寸， 全井套管居中度达到66。具 体扶正器加法及加量如表3所示。 ①合理优化水泥浆流变性能， 要求领浆性能 密度 1.40g/cm3，n≥0.8， k＜0.4Pasn， 初始稠度小于15Bc， 无 触变； 尾浆性能 密度1.86g/cm3，n≥0.7， 1.0Pasn≤k＜ 1.2Pasn， 初始稠度小于30Bc， 有触变性， 使得钻井液、 领浆、 尾浆形成密度、 粘度、 触变性三个层面上的阶梯 匹配； ②使用占裸眼环空高度500m的冲洗液冲刷井 壁， 提高一、 二界面胶结质量； ③设计多返20m3水泥浆， 防止因为可能存在的渗漏导致水泥浆无法一次性返出 地面， 同时提高了接触时间， 提高顶替效率； ④替浆前 40m3排量 35L/s， 确保井底 300m 用领浆冲刷两次以 上， 后起逐步将排量降至12～25L/s， 降低水泥浆返至 二叠系以上以后的环空动当量密度， 预防井漏。采用 平均顶替排量25L/s， 通过固井工程设计软件模拟顶替 效率100 （如图3所示） 。 4.4优化浆柱结构、 优选水泥浆体系 30 2021年第1期西部探矿工程 （1） 采用一次性正注固井工艺， 针对目的层油气活 跃、 二叠系易漏的特点， 采用两凝双密度水泥浆体系， 领浆采用漂珠低密度弹性水泥浆体系， 封固井口至二 叠系底部， 密度1.40g/cm3； 尾浆采用常规密度弹性自 愈合防窜水泥浆体系， 封固二叠系底至井底， 密度 1.86g/cm3。 （2） 严格控制水泥浆稠化时间， 尾浆稠化时间为 110min/100Bc， 实际尾浆工作时间90min， 封固显示层 位的尾浆稠化时间仅富余20min， 并且静胶凝过渡时间 小于15min， 如图4所示， 有效地降低了施工及候凝期 间发生油气水窜的可能性。 （3） 尾浆选用自愈合水泥解决后期注气过程中可 能造成水泥环破裂使得环空封隔失效的问题。利用实 验仪在单轴条件下对水泥柱加载， 当加载到水泥柱出 现宏观裂缝时停止加载， 然后测量孔隙流体分别为水 和原油时通过水泥柱的流体流量， 发现原油通过12min 后渗流停止， 如图5所示， 说明自愈合性能良好。同时 通过增韧防窜剂、 自愈合剂、 水泥三相进行精密堆积设 计， 实现对水层孔隙的封堵， 可有效减缓流体间质量扩 散， 提高储层 （孔吼尺寸3～7μm） 封堵效果。 （4） 针对注气井注替过程存在井口压力高、 交变载 井段 （m） 0～800 800～3260 3260～3436 3436～3736 扶正器型号 （mmmm） 236200.03 238200.03 234200.03 238200.03 加法 每2根加1只 每3根加1只 每1根加1只 每1根加1只 扶正器数量 普通钢扶36只 铝扶75只 铝扶17只 铝扶27只 表3扶正器设计 图2套管居中度模拟 图3顶替效率模拟 31 2021年第1期西部探矿工程 荷的难点， 借鉴储气库固井经验， 选用弹性水泥浆体 系， 在满足抗压强度的同时， 具有较低的杨氏模量、 较 高的泊松比及抗拉强度， 能够在复杂应力条件下保持 水泥环完整性。本次固井选用的弹性水泥具有良好的 弹塑性能， 其力学性能满足储气库固井技术规范要求。 详细力学性能与规范对比如表4所示。 5固井质量分析 全井段优质率 94.62， 合格率 99.1， 储层顶部 3280m以上存在230m连续优质段， 如表5所示。 图4尾浆底部78℃静胶凝曲线 （过渡时间 11min， 起强度时间 270min） 图5自愈合水泥石孔隙流体流量变化情况 表4水泥石力学性能对比 对比项 韧性水泥技术规范技术要求 弹性水泥测试结果 （领浆） 韧性水泥技术规范技术要求 弹性自愈合水泥 （尾浆） 测试结果 密度 g/cm3 1.40 1.40 1.85 1.86 48h抗 压强度 MPa ≥8.0 9.6 ≥15.5 24.0 7d抗 压强度 MPa ≥18.0 20.8 ≥27 31.1 7d抗 拉强度 MPa ≥1.2 1.51 ≥1.85 2.35 7d杨 氏模量 GPa ≤3.5 2.93 ≤5.75 5.4 7d气体 渗透率 10-3μm2 ≤0.05 0.03 ≤0.05 0.01 7d线性 膨胀率 0～0.2 0.09 0～0.2 0.07 6结论及认识 （1） 通过调整泥浆及水泥浆流变参数， 合理优化浆柱 结构， 制定严格的下套管及开泵防漏措施， 确保一次性正 注固井施工， 是确保碎屑岩注气井井筒完整性的前提。 （2） 通过加大扶正器外径和加放密度提高套管居 中度， 采用长段长冲洗液冲刷胶结面， 加大多返水泥浆 量， 优化泥浆、 领浆、 尾浆流变参数形成阶梯顶替， 采用 固井工程设计软件模拟优化施工排量等综合手段以提 高水泥浆对泥浆的顶替效率， 是确保固井质量的关键。 （3） 选用力学性能满足储气库韧性水泥技术要求 的水泥浆体系， 能够有效应对碎屑岩注气井水泥环承 受长期高压、 交变载荷的挑战。 （4） 碎屑岩固井极易发生关键层位油气水窜， 严控 水泥浆失重过渡时间及尾浆稠化时间， 同时加入自愈 合防窜材料， 能够有效防范气窜， 确保碎屑岩固井关键 层位层间封隔， 提高采收率。 Discussion on Cementing Technology of Clastic Rock Gas Injection Well XIE Xin-long, SHI Qing, LI Lin Down-hole Service Company of CNPC Chuanqing Drilling Engi- neering Co., Ltd, Chengdu Sichuan 610000, China AbstractWith the pressure exhaustion of old reservoirs, water in- jection and gas injection compound displacement has become a 32 2021年第1期西部探矿工程 necessary means of increasing production and stabilizing produc- tion to improve oil and gas recovery.However, the diagenetic mech- anism of clastic reservoir in Tarim Basin is complex, the water lay- er is developed, and the interval between oil and gas water layers is thin, so cementing quality has been difficult to guarantee.With the development of new technologies for EOR of natural gas com- pound displacement, new challenges have been added to the ce- menting of clastic rocks 1 The wellhead gas injection pressure is high;2 There is alternating load in the injection displacement pro- cess, which is more likely to cause interlayer sealing failure.Aim- ing at these technical problems, the paper puts forward some mea- sures, such as optimizing the process parameters by cementing de- sign software, optimizing the mechanical properties of cement stone with elastic and self-healing cement slurry system to meet the requirements of long-term wellbore integrity, adjusting and op- timizing the flow standard parameters of mud and cement slurry, and improving the displacement efficiency. The cementing quality has been ensured by the practice in Tz-xx well. Key wordsgas injection well； Tarim Basin； clastic rock； cement- ing 表5电测固井质量 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 井段 （m） 16～37 37～106 106～840 840～846 846～1851 1851～1931 1931～2179 2179～2190 2190～2679 2679～2691 2691～2970 固井质量 差 中 优 中 优 中 优 中 优 差 优 序号 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 井段 （m） 2970～2983 2983～3060 3060～3290 3290～3308 3308～3629 3629～3643 3643～3693 3693～3703 3703～3709 3709～3716 固井质量 中 差 优 中 优 中 优 中 优 中 （上接第28页） 于水灰比为1.0的水泥石； 当水灰比为2.0及以上时， 水 泥浆初始孔隙率过大， 28d孔隙率达70以上， 水化产 物过于稀疏无法支撑骨架， 水泥石抗压强度为0。水泥 石抗压强度随水化反应的进行而逐渐增大， 水灰比越 高， 抗压强度越小。 4结论与展望 1本研究在HYMOSTRUC3D模型的基础上， 获 取了固井水泥浆水化过程中C3S、 C2S、 C3A、 C4AF、 C- S-H含量、 CH含量、 孔隙率、 孔径分布、 抗压强度等随 水化龄期的变化关系。 2水泥水化过程中， 水泥石孔径分布逐渐变窄， 平 均孔径变小， 抗压强度增大； 随水灰比的增大， 孔径分 布变宽， 粗孔增加细孔占比减小， 孔隙率增大， 抗压强 度减小。水泥石抗压强度与孔隙率呈负相关。 3水泥石孔径分布、 孔隙率和抗压强度等随水灰 比和水化龄期的变化而动态变化， 没有严格的规律可 循， 难以进行定量表征。 参考文献 [1]刘崇建， 黄柏宗， 徐同台， 等. 油气井注水泥理论与应用[M]. 北京 石油工业出版社， 2001. [2]S Ghabezloo， J Sulem， S Gudon， et al. 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