王侧14-15井套管开窗侧钻小井眼尾管固井技术

刘志雄

(1中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

套管开窗侧钻具有钻井成本低、开发效益好、钻井风险小等特点[1-3]。王窑老区是安塞油田最早注水开发的区块，90年代初开始大面积注水开发，到目前为止先期开发井出水日趋严重，甚至水淹，不能有效动用未开采储量。由于受到钻井、固井以及后期井下增产作业的制约，套管开窗侧钻井一直未实施。经过近两年的研究与论证，王侧14-15井进行先导性作业，钻井周期15.6 d，固井施工顺利，固井质量良好，为套管开窗侧钻小井眼尾管固井在安塞油田的后续作业提供了有利的技术支撑。

一、工程概况

二、固井技术难点

1.环空间隙小

侧钻井眼环空间隙小,致使固井形成的水泥环薄,难以形成足够的抗压强度，容易在后期试采及井下增产措施中破坏。另一方面，小间隙井眼导致流体压耗大，水泥浆憋漏进入地层的风险增大,容易引起水泥浆漏失返高不够及水泥浆窜槽等固井问题[4-6]。

2.安全窗口窄

钻井过程中有后效、漏失等情况发生，漏、涌并存，固井施工过程中安全窗口窄，给固井施工及固井质量的提高带来一定挑战。完井钻井液密度相对较高，对提高顶替效率提出更高要求。

3.固井工艺技术要求高工具要求严格

侧钻小井眼尾管固井对固井工艺技术要求严格，在喇叭口处及人工井底留有水泥塞，或是浮箍、浮鞋失效，造成水泥浆倒返等问题，后期事故处理难度极大，甚至井眼报废。套管开窗侧钻小井眼固井多采用尾管悬挂固井技术,工艺相对复杂,悬挂油管段较轻,坐挂及丢手判断难度较大,容易出现坐挂失败及丢手不成功的情况；也容易出现碰压失败,从而形成管内留塞和管外替空现象。

4.套管居中困难水泥浆性能要求高

由于侧钻小井眼油管柔性大，居中困难[7]，常规扶正器不能满足生产需求。同时，水泥浆在小间隙条件下的“失重”现象比常规井更加严重,水泥浆更易发生地层流体侵窜，以及常规水泥石脆性大，射孔及压裂作业中可能造成水泥环的密封失效等问题，给水泥浆体系提出更高要求。

三、固井技术措施

1.热固树脂水泥浆体系的优选

由于套管开窗侧钻小井眼尾管固井，存在环空间隙小，水泥环薄，常规水泥石力学性能差等问题。优选流动性能良好，力学性能优异的热固性树脂水泥浆体系作为该井固井的水泥浆体系，该体系基础材料为环氧树脂，通过加入固化剂，经过开环、加成、缩聚反应，交联形成致密的高分子固化体，将低分子质量的单体和低聚物转变成一种高强度的三维聚合物网格，从而对形成的热固树脂水泥浆体系，赋予了环氧树脂优异的力学性能[8-9]。该水泥浆体系具有以下优点：①非渗透性树脂胶凝材料，耐酸、碱腐蚀；②密度范围0.91～1.90 g/cm3，流动性良好；③固化时间在30℃～120℃的温度区间可调可控；④体系稳定，上下密度差小于0.01 g/cm3；⑤体系固化体渗透率为0 mD；⑥体系固化体强度高，收缩率为0；⑦形成的水泥石力学性能优异。

1.1 水泥石力学性能实验

针对常规水泥浆体系(净浆)形成水泥石的抗冲击韧性低，脆性较大，压裂作业时容易破碎，导致环空封固失效的问题。研究应用热固树脂水泥浆体系，与常规水泥浆体系力学性能比较实验结果见表1。

表1 水泥石力学性能对比表

1.2 热固树脂水泥浆体系综合性能

套管开窗侧钻小井眼尾管固井，由于环空间隙小，压耗高等问题，要求水泥浆失水小于50 mL，以及水泥浆稠化时间满足需求的情况下过渡时间尽可能短保证水泥浆具有良好的防气窜性能[10]。根据热固树脂水泥浆体系室内评价，实验结果满足侧钻小井眼尾管固井技术需求，具体实验结果见表2。

热固性树脂水泥浆体系(批混)：G级水泥+热固性树脂GER-1+树脂固化剂XZ-5+降失水剂G409F1+膨胀剂G418W1+分散剂G408FJ(实验条件：温度45°C，W/C:0.44)。

表2 热固性树脂水泥浆体系性能表

由表2可以看出热固树脂水泥浆体系具有良好的流变性能，较低的失水量，稠化时间满足尾管固井的要求，该体系适合本井的固井作业需求。

2.前置与后置液设计

2.1 前置液设计

前置液采用高效冲洗液与加重隔离液复合前置液技术。冲洗液具有良好的冲洗效果，将井壁及套管表面进行了有效的冲洗，起到隔离、缓冲、冲洗以及稀释钻井液的目的，有利于提高顶替效率，以及一、二界面的胶结质量[11]。由于钻井过程中出现了严重的气侵，钻井液加重后密度比较高，必须对隔离液进行了加重。对加重隔离液进行了稳定性和抗污染性实验，实验结果表明：该种隔离液稳定性好，与钻井液及水泥浆相容性能良好，完全满足现场施工条件，隔离液流变性能及稳定性能见表3。

表3 隔离液流变性能及稳定性能实验

注：稳定性：浆体配好静置2 h后，分别取量筒上部及下部浆体测量密度，密度差小于0.02 g/cm3，说明体系稳定。

2.2 后置液设计

Ø88.9 mm油管固井作业，固井后油管内如果留有水泥塞，处理起来难度极大，甚至导致整口井的报废。应用防塞剂作为后置液体系，注完水泥后用段长200 m的液体为先期替浆液体，该防塞剂具有：隔离、缓凝、稀释、悬浮水泥浆等作用，可有效防止油管内留水泥塞，即使油管内出现少量水泥浆也不会形成胶结强度，影响后期井下作业。

3.固井工具的优选

3.1 封隔式尾管悬挂器的优选

为解决侧钻井尾管固井后下入尾管串与上层套管串的彻底封隔(该封隔器的封隔压力满足后期井下增产作业的需求)以及确保重叠段的固井质量的问题,研制了封隔式液压尾管悬挂器。封隔器胶筒在轴向压力作用下挤压发生径向变形，锁紧滑套自锁，将封隔器本体与套管之间的环状间隙封隔，从而实现环空封隔的目的[12]。隔器胶筒室内实验结果见表4。

表4 封隔器胶筒实验数据

由表4可以看出，当轴向压力达到100 kN时径向变形量达到13.2 mm，可以对环空进行有效封隔。在试验台架上轴向加载至100 kN,完成封隔器坐封。接试验泵,加压至53.15 MPa,稳压15 min,无渗漏,证明封隔器密封良好，封隔式尾管悬挂器主要技术参数见表5。

表5 封隔式尾管悬挂器主要技术参数

3.2 粘结式油管扶正器的优选

由于套管开窗侧钻小井眼固井作业，环空间隙小，以及管串刚性弱，使用常规套管扶正器环空压耗大等问题。设计新型粘结式套管扶正器，该扶正器三维立体设计，扶正翼片采用180°半闭合，螺旋式粘结在套管串表面，可以使流体通过扶正翼片时形成一定的旋流效果，提高顶替效率，且过流面积大，可以有效降低流体压耗，实验数据见表6。

表6 粘结式油管扶正器技术参数表

4.施工技术措施

(1)热固树脂水泥浆体系现场应用批混工艺，地面批混撬使水泥浆均匀混合后方才注入到井内。

(2)使用用两种不同工作原理的浮箍及浮鞋，放回压成功率大大提高，防止回压阀失效，水泥浆倒流，造成固井失败。

(3)不留上塞工艺技术，固完井后上提尾管悬挂器中心管前，给井内适当憋入一定压力，缓慢上提，当压力释放时进行循环钻井液，保证喇叭口处水泥浆完全冲洗干净，确保该处没有多余水泥浆，应用防塞剂体系作为后置液，有效防止油管内留有水泥塞，确保人工井底达到设计位置。

(4)下油管前进行认真通井作业，调整钻井液性能，确保油管安全顺利下到设计位置。产层段每根油管加放两只粘结式油管扶正器(180°相位)，确保油管的居中。

(5)近平衡压力固井设计，各级液体密度阶梯式递进，替浆过程中，采用小排量顶替，达到塞流顶替的目的，有效的提高了顶替效率。

四、现场施工作业

王侧14-15井尾管下深1 510 m，悬挂位置：730 m。下完管柱后用排量8 L/s的泥浆泵，循环1 h(压力6.5 MPa)，排量12 L/s循环2 h(压力10 MPa)；投球，憋压10 MPa坐挂悬挂器，18 MPa憋通球座，建立循环；倒扣35圈，上提管柱，顺利丢手；管线试压30 MPa；注前置液1.5 m3，水泥浆5.5 m3(排量500 L/min，平均密度1.89 g/cm3)；替浆5.2 m3(0.5 m3防塞剂+3 m3清水+1.7 m3钻井液)碰压20 MPa；卸水泥浆，接方钻杆，下放10 t悬重坐封封隔器(反复3次)。上提中心管，憋10 MPa缓慢上提，冲洗喇叭口6 h，井口见水泥浆返出。48 h后胶结测井，声幅测井结果良好，试压合格，固井质量良好满足后期井下作业的需求。该井固井后进行射孔、压裂作业，投产后日产油2.1 t，达到了甲方的目的。

五、结论

(1)Ø139.7 mm×Ø88.9 mm封隔式液压尾管悬挂器，该工具的准确工作，确保了尾管固井的顺利进行以及重叠段的有效封隔，为后期的井下增产作业提供了保证。

(2)粘结式油管扶正器的成功应用，增加了流体环空过流通道，确保了油管串的居中度，对提高顶替效率及固井质量起到了良好的作用。

(3)热固树脂水泥浆体系的优化设计，良好的水泥浆体系性能为现场施工的顺利进行以及环空有效封固奠定了良好的基础。