提高埕海二区大斜度井固井质量对策研究

李文娟，唐世忠

（中国石油大港油田公司，天津大港300280）

受地面条件限制，大港油田埕海二区完钻井中近一半为大斜度井，大斜度井井斜角大的特点客观决定了套管固井工艺难度大，固井质量难以有效保证。而对于“海油陆采”的埕海二区，固井质量的好坏直接关系到油水井能否正常投产投注、油水井的寿命以及海上油田开发安全等系列问题。针对埕海二区大斜度井开展提高固井质量对策技术研究，对于实现油水井细分层系精细开发意义重大。

1 固井质量现状及难点分析

1．1 固井质量现状

埕海二区自2008年5月开钻以来，截至2011年共完钻36口井，主体采用三开井身结构，三开悬挂Φ139．7mm的尾管。其中大斜度井19口，水平井3口，占总井数的61%。完钻井中有9口井的一、二界面胶结都较差，全部为大斜度井，占总井数的25%。

1．2 大斜度井固井难点分析

难点一：防窜难度大。分析原因有两个方面：

（1）大斜度井封固段较长，水泥浆在固井初期因“失重”而引起高压油气层压不稳，油气窜槽，影响固井质量。

（2）井斜角大，水泥浆容易发生沉降分离，水泥环胶结质量差，达不到防窜要求。

难点二：顶替难度大。分析原因有三个方面：

（1）埕海二区沙一段存在大段泥灰岩，在大斜度井中更容易发生井壁剥落和坍塌，造成井径不规则，影响顶替效率，导致固井质量不理想。

（2）大斜度井的套管居中度低，套管偏心后宽间隙的流体先流动，窄间隙的流体后流动，导致窄间隙的钻井液顶替不干净，影响固井质量。

（3）大斜度井段和水平井段容易产生岩屑床，为保证井眼清洁，使用了高粘切钻井液，增加了顶替钻井液的难度［1］。

2 提高固井质量对策研究

2．1 防止油气水窜

2．1．1 优化固井工艺技术

考虑到安全环保问题，要求水泥必须返至上层套管内200 m，因此埕海二区的水泥封固段都较长，尤其是技术套管的水泥封固段长均大于1 500 m。封固段长带来的风险是：①造成施工压力过高，容易压漏低压易漏层；②水泥浆在候凝初期“失重”引起高压油气层压不稳，油气窜槽，影响固井质量。

针对埕海二区水泥封固段长的问题，完钻井基本采用双凝固井工艺，防止地层流体侵入到水泥浆内而引起油、气、水窜槽，从而确保固井质量。

2．1．2 优选水泥浆体系

2011年开展了低渗聚合物水泥浆的先导试验，优选沉降稳定性好、防窜性能强的水泥浆体系。

（1）沉降稳定性好。常规水泥浆和低渗聚合物水泥浆的稳定性室内实验结果表明，常规水泥浆的水泥石上下密度差为0．06 g／cm3，低渗聚合物水泥浆的水泥石上下密度差小于0．02 g／cm3，而且析水为0，可见低渗聚合物水泥浆体系的稳定性较好。

（2）防窜性能强。一般使用水泥浆性能系数SPN值的大小来评价水泥浆的防窜能力。SPN值与水泥浆稠化时间、稠化过渡时间、失水有关。一般要求水泥浆的稠化过渡时间小于20 min，能有效地防止发生油气水窜。通过统计可看出（表1），完钻井的稠化过渡时间基本都小于20 min，水泥浆的性能系数SPN值基本也都小于6。采用目前的水泥浆体系防窜性能较好，满足大斜度井固井防窜需要。

2．2 提高顶替效率

在一口井的井身结构、井斜角、封固段长一定的情况下，影响顶替效率的主要因素有排量、井径、钻井液性能、偏心度［2］。固井基本参数见表2。

表1 埕海二区部分完钻井水泥浆性能系数

表2 顶替基本参数

2．2．1 优选排量

顶替液的流态分为塞流、层流和紊流。塞流匀速推进，紊流横向扰动，其宽间隙、窄间隙的最大顶替界面相差不大。层流的流速剖面呈尖峰型，造成水泥浆中央突进，在井壁处滞留“死钻井液”，造成顶替不干净。因此，塞流和紊流更利于提高顶替效率。

注水泥过程中水泥浆为幂律流变模式，将水泥浆的n、K值代入公式［2］可以计算紊流的临界排量。通过计算可以看出（表3），受井眼条件、泵功率的限制，水泥浆顶替过程无法实现紊流顶替；塞流顶替的速度太慢，发生油气水窜的几率增大，因此现场往往采用层流顶替。引入有效层流的概念，通过计算达到有效层流需要的排量可以看出，在现有的设备和井眼条件下能够达到有效层流顶替。

表3 埕海二区部分完钻井临界排量计算

2．2．2 井眼条件

井径扩大后会造成死角的钻井液顶替不干净，顶替效率降低［3］。若发生坍塌、掉块，会出现大肚子井眼。井径不规则，易形成钻井液滞留区，而影响顶替效果。

通过选择合理的钻井液密度，保证压力平衡，避免发生坍塌掉块而造成大肚子井眼。优选钻井液体系，增强钻井液的抑制性，保证井壁稳定。

2．2．3 钻井液性能

钻井液性能见表4、图1～图4。随着钻井液塑性粘度的增加，顶替效率急剧下降，说明塑性粘度的变化对顶替效率的影响较大。随着钻井液动切力的增加，顶替效率先急剧增加后缓慢下降，说明动切力在3～6Pa时，对顶替效率的影响较大。随着钻井液流性指数的增加，顶替效率先急剧增加后缓慢下降，说明流性指数控制在一定范围内（0．3～0．7），能够获得较高的顶替效率。随着钻井液稠度系数的增加，可泵性较差，顶替效率急剧下降，因此要在满足钻井需求的情况下尽量降低稠度系数才能保证有效地顶替。

表4 埕海二区完钻井钻井液性能参数统计

图1 塑性粘度对顶替效率的影响

图2 动切力对顶替效率的影响

图3 塑性粘度对顶替效率的影响

图4 动切力对顶替效率的影响

2．2．4 套管居中度

由图5可知，随着套管偏心度的增加顶替效率减小。可采用加扶正器的方式减少套管的偏心。理论计算表明，埕海二区大斜度井稳斜段每两根套管需要安装一个刚性扶正器才能保证套管居中度符合要求。

图5 偏心度对顶替效率的影响

但是扶正器的数量过多过密，在井眼曲率、方位变化较大的井段，可能会造成硬卡；另外，套管下入的摩阻大，固井时环空压耗大，造成顶替困难。

为避免扶正器的安放数量过多，现场一般采用刚性滚轮扶正器与弹性双弓扶正器交叉使用的方式，保证大斜度井段和水平井段井眼的套管居中度。

3 结论及认识

（1）采用稠化过渡时间短、防窜性能强、沉降稳定性好的低渗聚合物水泥浆体系，能够满足大港油田埕海二区大斜度井固井时的防窜需求。

（2）偏心度对顶替效率影响较大，采用刚性扶正器和弹性扶正器交叉使用的方式，可保证套管偏心度小于0．3，有利于水泥浆对钻井液的顶替。

（3）埕海二区的大斜度井固井前钻井液的塑性粘度控制在20～30 mPa·s，动切力控制在4～12 Pa，能够提高水泥浆的顶替效率。

［1］刘崇建，黄柏宗，徐同台，等．油气井注水泥理论与应用［J］．北京：石油工业出版社，2001：393．

［2］李静，林承焰，王言峰．非牛顿流体顶替机理研究综述［J］．钻井液与完井液，2009，26（1）：75－77．

［3］王斌斌，王瑞和，步玉环．不同流态下水泥浆环空顶替的数值模拟研究［J］．钻井液与完井液，2010，27（3）：76－78．