顺南井区高温高压防气窜尾管固井技术

路飞飞，王永洪，刘　云，斐，班生富，朱文豪

（中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，乌鲁木齐 830011）

顺南井区高温高压防气窜尾管固井技术

路飞飞，王永洪，刘云，斐，班生富，朱文豪

（中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，乌鲁木齐 830011）

路飞飞等.顺南井区高温高压防气窜尾管固井技术[J].钻井液与完井液，2016，33（2）：88-91，95.

顺南井区井温超高，地层压力系统复杂，气层异常活跃，防气窜固井难度大，导致固井质量不合格。为解决气体窜通和水泥石高温强度衰退的难题，开展高温高压防气窜固井优化研究。通过优化外加剂，得到了新型胶乳液硅防气窜水泥浆体系。研究结果表明，用粒径为0.18、0.125或0.09 mm的硅砂复配，能够克服178 ℃下水泥石高温强度衰退的难题；胶乳水泥浆体系加入液硅后，防气窜能力增大；加入纤维可以使水泥石弹性模量降低48%，抗冲击性好；水泥浆呈直角稠化，具有较好的防气窜能力。优化前置液结构，使用加重隔离液技术实现低速紊流顶替。为防止水泥浆失重导致气层不稳，替浆后反循环洗井并尽快进行环空憋压，实现以快治窜。同时，配套抗高温气密封固井工具与附件，以保证防气窜固井质量。顺南井区φ177.8 mm尾管防气窜固井质量得到良好改善，为该工区高温高压防气窜固井提供重要的技术支撑。

尾管固井；高温高压井；防气窜；胶乳水泥浆；液硅；硅砂；强度衰退

顺南区块位于塔克拉玛干沙漠腹地，属于超深、超高温、高压、含酸性气体的干气气藏。该区块奥陶系储层埋深6 500～7 700 m，不同储层段储集空间及类型差异较大，一间房～鹰山组上段成像测井见溶蚀孔洞发育特征，鹰山组下段缝洞型储层发育，蓬莱坝组岩心裂缝不发育，孔洞少，充填严重。地层压力复杂，一间房和鹰山组压力系数大于1.21 g/cm3，蓬莱坝组压力系数大于1.44 g/cm3。井底温度超高，根据测井和测试温度资料推测，一间房底部温度大于170 ℃，鹰山组底部温度大于190 ℃。气层活跃，防气窜难度大。目前顺南井区已钻多口探井、评价井，φ177.8 mm尾管固井施工过程中因气侵严重、储层易漏失及顶替效率低等技术难题，固井质量不合格，严重制约了后期生产作业。

1　主要固井难题

1） 裂缝溶洞型气层压稳难度大。高压气层活跃，安全窗口窄，钻井液密度过高会导致缝洞型储层严重漏失，固井前无法压稳气层，防气窜困难。

2）抗200 ℃防气窜水泥浆体系选择难度大。顺南区块气层固井已使用发气型防气窜水泥浆体系、胶乳水泥浆体系及盐水胶粒防气窜水泥浆体系，均无法达到防气窜效果。高温使功能外加剂失效并导致水泥石强度衰退[1]，同时水泥浆流变性和稳定性发生改变，水泥浆黏度下降，气窜阻力减小。

3）裂缝型干气藏气窜原因尚不明确。气窜和气液置换现象可能同在，同时聚磺钻井液体系高温下易发生稠化，虚泥饼厚，可能在水泥石与地层间形成窜流通道，致使固井质量不合格。

4）储层段套管下深接近7 000 m，对替浆精度要求高，并且深井高温给井下工具抗温性能带来重大挑战。

5）顺南区块已施工井在扫塞过程中均出现不同程度后效，如何保证套管鞋及重叠段的固井质量是尾管固井的主要难点。

6）高温高压条件下，水泥环要经受射孔、增产措施的考验，对水泥环的抗冲击性要求高。

2　防气窜固井技术

2.1井眼准备

1）为防止固井过程中低压地层发生漏失，考虑循环压耗及后续憋压等因素，下套管前进行地层承压试验，使地层承压能力不小于12 MPa。

2）下套管前提高钻井液的密度，把油气上窜速度控制在小于10 m/h。

3）尾管到位后充分循环，点火排后效，使进出口密度差小于0.02 g/cm3。

2.2前置液体系优化

钻井液密度为1.70～1.90 g/cm3，为了避免低密度冲洗液造成压力波动，诱导气窜，使用密度为1.75～1.95 g/cm3的加重隔离液。该隔离液密度高于钻井液而小于水泥浆，并加大用量，设计加量为20 m3，起到有效隔离与冲洗作用。不同密度加重隔离液配方如下。

1.75 g/cm3：水+12%隔离液MS+3.5%隔离液助剂MS-R+140%铁矿粉+2.5%缓凝剂DZH-2+ 0.5%消泡剂DZX

1.95 g/cm3：水+8%MS+3%MS-R+210%重晶石+1%DZH-2+0.5%DZX

2.3水泥浆体系的优化

2.3.1外加剂

前期顺南井区6井次的尾管固井施工中，水泥浆密度在1.90～2.05 g/cm3之间，固井后均出现不同程度的气窜现象。分析了发气型防气窜水泥浆、胶乳防气窜水泥浆及盐水胶粒防气窜水泥浆防气窜失败的原因，决定在胶乳防气窜水泥浆体系的基础上进行改进。

1）粗细硅粉搭配使用。粗硅粉较细硅粉更有利于抑制长期强度衰退，而细硅粉活性更强，能增加水泥石早期抗压强度，降低水泥石渗透率。

2）纳米液硅无机防气窜材料。根据已固井情况分析，胶乳作为聚合物型有机防气窜剂，具有良好的防气窜效果[2-4]，但是在高温下可能发生软化，影响防气窜效果。加入纳米液硅刚性颗粒可提高水泥浆高温条件下的稳定性和触变性，增大水泥浆气窜阻力，实现防气窜目的。

3）使用纤维堵漏，同时可增加水泥石的抗冲击性，改善水泥石力学性能。

2.3.2胶乳液硅水泥浆配方及性能

根据外加剂优选，配制成双凝抗高温胶乳液硅防气窜水泥浆体系。领浆为缓凝浆，用量原则是填充上塞与重合段；尾浆为速凝浆，目的是实现以快制气，用量原则为填充裸眼段与下塞。胶乳水泥浆主要性能见表1。领浆、尾浆均为直角稠化，说明了水泥浆防气窜性能好。领浆和尾浆的配方如下。

1#领浆AG水泥+16%硅粉（0.09 mm）+24%硅粉（0.18 mm）+0.8%纤维SFP-2+1.5%降失水剂DZJ-Y+8%胶乳DC200+0.8%稳定剂SD-1+ 8%液硅SCLS+2.76%抗高温缓凝剂DZH-L+1.2%消泡剂DZX+0.5%分散剂DZS+42%现场水

1#尾浆AG水泥+16%硅粉（0.09 mm）+24%硅粉（0.18 mm）+0.8%SFP-2+1.5%DZJ-Y+ 8%DC200+0.8%SD-1+8%SCLS+2.65%DZH-L+ 1.2%DZX+0.5%DZS+42%现场水

2#领浆AG水泥+31%铁矿粉+22%硅粉（0.18 mm）+35%硅粉（0.125 mm）+2.5%SFP-2+ 4.5%微硅+2.5%D Z J-Y+0.4%D Z S+1 0% DC200+1.5%SD-1+10%SCLS+3.5%缓凝剂DZH-3+ 2.0%DZX+68%现场水

2#尾浆AG水泥+31%铁矿粉+22%硅粉（0.18 mm）+35%硅粉（0.125 mm）+2.5%SFP-2+ 4.5%微硅+2.5%D Z J-Y+0.4%D Z S+1 0% DC200+1.5%SD-1+10%SCLS+3.0%DZH-3+ 2.0%DZX+68%现场水

表1　胶乳液硅水泥浆性能

采用超声波静胶凝强度分析仪测量水泥石的抗压强度和静胶凝强度发展，见图1～图2。

图1　1#配方在178 ℃下抗压强度的发展曲线

图2　2#配方在178 ℃下抗压强度的发展曲线

由图1和图2可知，粒径为0.18 mm和0.125 mm、0.18 mm和0.09 mm的硅粉复配，加入纳米液硅，在178 ℃、240 h内，水泥石抗压强度分别由20.61和21.20 MPa降低到18.87和19.96 MPa，较前期胶乳体系强度衰退问题明显好转。

不同配方的静胶凝强度发展曲线见图3和图4。由图3和图4可知，水泥石的强度发展较快，有利于降低气窜风险。另外，配合纤维使用后，水泥石弹性模量降低了48%以上，说明水泥石抗冲击性能好，可以保证外力冲击下水泥环的完整性。

图3　1#配方在178 ℃下的静胶凝强度发展曲线

图4　2#配方在178 ℃下的静胶凝强度发展曲线

2.4固井工具与固井工艺优化

1） φ177.8 mm尾管选用气密封扣TIGER扣套管，提高固井防气窜能力。

2）采用244.5 mm×177.8 mm NSSX-C型内嵌卡瓦式尾管悬挂器，整体使用气密封扣TP-CQ扣加工连接，减少气窜风险的同时使过流面积增加30%，降低悬挂器处的憋堵。

3）使用进口氟胶加工球座，与浮箍、浮鞋采用气密封扣TIGER扣连接，抗温能力达到250 ℃。

4）实现以快制窜。替浆后，起钻反循环洗井，减少洗井时间，尽快进行环空憋压候凝，针对固井候凝期间水泥浆失重，根据文献公式设计出合理的憋压值[5-8]。

5）高温深井难以保障胶塞的密封性，为了保证下塞质量及施工安全，使用1 m3水泥浆+1 m3密度为1.02 g/cm3配浆水作为压塞液，下塞设计为100 m；为了保证重叠段的固井质量，上塞设计为200 m。

3　现场应用

3.1工程概况

为实现分层评价，顺南井区均采用五级井身结构，四开下入φ177.8 mm尾管封固奥陶系一间房组、鹰山组及蓬莱坝组。由于裸眼段短，水泥浆量过少，为了保证实际固井的水泥浆量，设计长重叠段尾管固井。

以本井区顺南5-2井为例，四开井深为6 920 m，悬挂器位置为5 727.98 m，裸眼段长为629.93 m，重叠段长为560.52 m。钻至一间房组气测异常，后效严重，结果见表2。固井前钻井密度提至1.70 g/cm3，漏失风险大。下套管前测得油气上窜高度为469.64 m，井口点火火焰高为2 m，持续时间为30 min。井底温度为178 ℃，裸眼段平均井径为231.9 mm，平均井径扩大率为7.4%。

表2　顺南5-2井气窜速度

3.2水泥浆性能及流变学设计

为提高顶替效率，对固井液进行流变学设计。结果见表3。

表3　固井液流变学性能

由表3可以看出，优化加重隔离液流变学性能，实现低排量紊流顶替；钻井液密度较高，浆柱结构密度差小，实际施工中水泥浆无法达到紊流顶替，故在尾浆出管鞋时降低替浆排量至0.35 m3/min，采取塞流顶替。

3.3现场施工

顺南5-2井下套管前测得油气上窜速度为6.65 m/h，套管到位循环，油气上窜速度为8.71 m/h，点火时间为30 min。固井施工注入20 m3隔离液，注入4 m3过渡浆，12 m3领浆，13 m3尾浆；注入2 m3压塞液（1 m3密度为1.91 g/cm3的水泥浆+1 m3密度为1.02 g/cm3的配浆水）。大排量替浆53 m3，排量为1.5 m3/min，压力为14 MPa；在胶塞复合前4 m3降低排量至0.8 m3/min，压力为11 MPa；胶塞复合后重新上提排量至1.5 m3/min，压力为14.5 MPa，替浆6.3 m3；当尾浆出管鞋后，使用塞流顶替，排量至0.35 m3/min，压力为3 MPa上升至4 MPa，替浆12 m3到量，碰压为4 MPa上升至9.5 MPa，回水正常。

起钻1柱反循环10 h，循环结束再起钻3柱，关井憋压6 MPa候凝48 h。扫塞作业时钻压不超过3 t，扫穿上塞后套管试压合格，反替清水静止观察无异常。继续扫下塞后套管试压合格，扫穿水泥塞静止观察无异常，循环检验无气窜异常。声幅曲线显示固井质量良好，悬挂器顶部与管鞋实现封固，达到了防气窜固井的目的。

4　结论

1.改进胶乳水泥浆体系，添加液硅并进行硅粉复配，不仅提高了水泥浆的防气窜能力，还克服了水泥石高温强度衰退的难题，对防气窜固井具有重大意义。

2.固井施工实现以快制窜，并进行环空憋压候凝，降低候凝期间快速失重引起气窜的风险。

3.配套使用抗高温气密封固井工具与附件，是实现高温高压气井固井的必要条件。

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Anti-channelingHTHP Liner Cementing Technologies Used in Block Shunnan

LU Feifei, WANG Yonghong, LIU Yun, LI Fei, BAN Shengfu, ZHU Wenhao
(Research Center of Petroleum Engineering Technology, Sinopec Northwest Oil Field Company, Urumqi, Xinjiang 830011,China)

Ultra-high formation temperatures, complex formation pressure system, active formation gases have long resulted in difficulties in well cementing， such as gas channeling and poor cementing job quality. Studies on HTHP anti-channeling cementing optimization reveal that 0.18 mm， 0.125 mm and 0.09 mm silica sand can be used in cementing slurries to solve the decreasing of HTHP strengths of set cement at 178 ℃. Latex cement slurry， when treated with active SiO2water suspension， has enhanced gas channeling control performance. Addition of fibers in latex cement slurry reduces the elastic modulus of the set cement by 48%， greatly improving the impact resistance of the set cement. Right-angle thickening set cement has better gas channeling control. To prevent the column of the cement slurry from losing weight， therefore destabilizing the gas zones to be cemented， reverse circulation after mud displacement should be carried out and pressurize the annulus as soon as possible， a way to effectively control gas channeling. High temperature gastight cementing tools and accessories will also help control gas channeling. Using technologies， gas-channeling control in cementing of the φ177.8 mm liner string has been successfully realized in the Block Shunnan. These technologies are of importance to gaschanneling control in HTHP well cementing in the block.

Liner cementing; High temperature high pressure; Gas-channeling control; Latex cement slurry; Active SiO2water suspension; Silica sand; Strength decreasing

TE256.3

A

1001-5620（2016）02-0088-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.019

路飞飞，工程师，1985年生，现在主要从事固井技术的研究工作。电话 （0991）3161160；E-mail：lufeifei501@163.com。

（2015-12-09；HGF=1601C12；编辑王超）