高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

宋有胜， 邹建龙， 赵宝辉， 刘爱萍

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

宋有胜， 邹建龙， 赵宝辉， 刘爱萍

（中国石油集团海洋工程有限公司渤星公司×中国石油集团钻井工程重点实验室固井技术研究室×油气钻井技术国家工程实验室固井技术研究室，天津 300451）

宋有胜，邹建龙，赵宝辉，等.高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术[J].钻井液与完井液，2017，34（2）：111-116.

SONG Yousheng，ZOU Jianlong，ZHAO Baohui，et al.Cementing the φ177.8 mm Liner in the Block Gaoshiti-Moxi[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（2）：112-116.

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题，制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系，并进行了室内研究。结果表明：该体系密度为2.0～2.8 g/cm3，现场一次混配可达2.6 g/cm3以上；适应温度为常温～180 ℃；浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3；失水量不大于50 mL；稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系，稠化过渡时间不大于10 min；静胶凝强度过渡时间不大于20 min；24 h抗压强度大于10 MPa，水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa，低温下强度发展快，形成的水泥石体积稳定不收缩，具有类似韧性水泥的力学性能；遇油气产生体积膨胀，保证了界面胶结质量和密封完整性，降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用，固井优质率和合格率得到较大幅度提高，水泥环后期不带压，获得良好应用效果。

天然气井；固井；自愈合防窜高密度水泥浆；气窜；漏失；大温差；安岳气田

四川盆地安岳气田高石梯-磨溪区块是目前中国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏，该气藏储量规模大、含气面积大，气井产量高、气藏压力高，平均单井测试日产量达到110×104m3，投产气井平均日产量达到60×104m3，具有广阔的勘探开发前景。高石梯-磨溪区块φ177.8 mm尾管下深在5 000 m左右，裸眼长度超过2 000 m，其中，嘉二段、长兴组、茅口组等层系存在局部异常高压，储层非均质性强，由于高温、高压、窄密度窗口、封固段长、产层多等带来的固井技术难题，严重影响φ177.8 mm尾管固井质量[1-5]。自2012年以来，针对现场存在的技术难题，开展了大量固井工艺和水泥浆体系研究工作，形成了满足高石梯-磨溪区块φ177.8 mm尾管固井的固井工艺和水泥浆体系。通过大量现场试验证明，该固井工艺措施及防窜高密度水泥浆体系能够有效提高该区块的固井质量，该区块平均固井质量由2012年优质率为21.1%、合格率为41.3%，提升到2015年优质率为31.6%、合格率为66.4%。

1 主要技术难点

1）气层活跃，极易发生气窜。裸眼段长，油气显示层位多，套管鞋（嘉二段地层）油气显示活跃；长封固段大温差导致尾管悬挂器处水泥早期强度发展慢；窄密度窗口，存在漏失，易引起气窜。

2）安全密度窗口窄，漏失风险大，优化顶替参数困难。该地区地应力状况主要受走滑断层控制，主力产层裂缝发育。这一地质特征决定了在钻井阶段极易出现反复的漏失和井涌复杂，使得固井前的安全密度窗口基本消失。固井时水泥浆密度与钻井液密度差经常只有0.05 g/cm3左右。

3）改进流体相容性难度大，不利于提高顶替效率。现场高密度有机盐钻井液与多数高密度水泥浆之间相容性差，混合后流体的黏度将大幅度地增加、稠化时间缩短（缩短至1 h以内），不仅给固井施工带来安全隐患，而且井壁泥饼难以驱替干净。

4）高温大温差固井条件下易发生水泥浆超缓凝现象。该尾管封固井段在井深2 500～5 500 m之间，封固段长达2 000 m，悬挂器和套管鞋处静止温差达50～60 ℃，井底循环温度为110～130 ℃，悬挂器处静止温度为70～80 ℃。由于温差过大，且水泥浆密度较高（2.2～2.5 g/cm3），极易导致悬挂器位置水泥浆长期不凝。

5）井筒内钻井液密度降低或继续钻进时产生微间隙。钻井液密度降低时，没有经过弹塑性改造的常规水泥环释放初始应力产生的膨胀量，不足以补偿套管回弹量，从而使第一界面水力密封失效。当套管内压降低40 MPa时，套管形变量达到0.02 mm，就会引起环空气窜[6-7]。

6）生产期间温度变化导致水泥石强度衰退。生产期间井筒温度升高，φ177.8 mm尾管缓凝段水泥浆、回接段下部水泥浆以及φ244.5 mm套管下部水泥封固井段温度可能会超过110 ℃，如果水泥中没有加入适量硅粉，则会发生强度衰退，渗透率增大，影响长期封固性能[8]。

2 提高固井质量技术措施

2.1 总体思路

围绕提高顶替效率和确保第一界面水力密封的质量目标，优选固井水泥浆体系，优化工艺流程和施工参数，解决顶替效率低、流体相容性差、顶部水泥超缓凝和环空微间隙的问题，防止固井后发生气窜，为继续钻进创造有利条件。

2.2 具体技术措施

1）防止气窜技术措施。①采用自愈合防窜水泥浆体系，该体系形成的水泥石具有微膨胀、增韧和自愈合功能，能解决固井后和增产作业可能引起的环空带压问题。水泥浆两凝界面设计在主要气层以上200～300 m，尾浆封固裸眼段主要气层，保证井下水泥浆快速凝固，达到以“快治气”的目的，尾浆稠化时间设计为尾浆泵注时间附加30～60min的安全时间。②选用带管外封隔器尾管悬挂器。尾管固井喇叭口为关键位置，此位置若发生气窜直接进入套管内，引起井口带压；为保证喇叭口良好密封性能，选用带管外封隔器的尾管悬挂器，固井施工后进行胀封，进一步增加环空密封能力，防止固井后喇叭口窜气。③采取憋压候凝措施。在封隔器坐封之前，对套管环空憋回压，进行压力补偿，以避免失重引起的窜槽，一般控制在2～5 MPa范围内。

2） 提高顶替效率技术措施。①合理安放扶正器，确保套管居中。在密度差和顶替排量较小的情况下，套管居中是提高顶替效率的主要因素，固井设计时，采用Schlumberger CemCade 固井软件进行顶替模拟，确定扶正器安放位置、数量和类型，保证套管居中度不低于65%。②固井前进行地层承压试验，确认安全密度窗口。一旦固井过程中漏失，严重影响固井质量，容易产生“因漏致窜”；通过地层承压试验，若安全密度窗口不能满足固井要求，需进行固井前堵漏作业，提高地层承压能力。③在窄安全密度窗口条件下，通过Schlumberger CemCade 固井软件模拟，确认水泥浆的密度、流变性及排量，进行水泥浆基本性能的调整，为实现大排量顶替创造条件。④合理设计水泥浆柱结构，如缓凝浆密度略高于快干浆或增加一段密度高点的领浆（在稠化时间和相容性允许条件下），增大领浆与钻井液之间的密度差以提高顶替效率。⑤固井前存在井漏时，漏速小于10 m3/h时，采用一次上返正注工艺，按漏失量补充水泥浆量。漏速大于10 m3/h时采用正注反挤工艺，采用较大施工排量，以保证顶替效率。

3）改善流体相容性技术措施。①采用抗污染水泥浆。优选BXF-200L（AF）抗污染外加剂体系，保证水泥浆有较好的流变性能，初始稠度20 Bc左右，提高水泥浆抗污染能力。②采用抗污染前置液。配制20～30 m3隔离液，有效隔离钻井液和水泥浆。如水泥浆抗污染能力差，可在隔离液中加入适量缓凝剂和降失水剂；隔离液前后可设计适量的冲洗液。③处理钻井液。如果条件允许，可处理一罐钻井液用作先导浆，降低先导浆的切力和黏度，这样可以一定程度降低污染水泥浆的风险，同时有利于提高顶替效率[9-10]。

4）防止顶部水泥超缓凝技术措施。①采用宽温带缓凝剂，通过紧密堆积原理设计水泥浆配方，提高固相中水泥含量，保证顶部水泥浆48 h强度大于3.5 MPa。②当水泥浆密度过高或温差过大时，也可考虑选用密度更高的加重材料（如6.0甚至7.0 g/cm3以上），以提高固相中水泥含量，有利于强度发展。③选取更为合理的温度系数。对深井尾管固井而言， 高温下水泥水化过程对温度十分敏感，试验温度误差5 ℃，稠化时间可能相差100 min以上。过高估计循环温度将延长候凝时间甚至导致超缓凝。以往选择的温度系数为0.85，经过大量现场试验验证，选用温度系数为0.80时，既可以保证施工安全，又有利于顶部水泥石强度发展。

5）防止微间隙的产生。①采用环空加压候凝，控制在2～5 MPa范围内，增加水泥环初始应力，增大水泥石应力膨胀量，减小套管收缩量。②利用水泥环失效分析技术，对增产作业或继续钻井时井下套管内压变化情况进行软件模拟，对水泥环密封失效情况进行预判，确定水泥环力学性能指标要求，优化水泥石力学性能，增大水泥石应力膨胀量，进行水泥石力学性能设计。

6）防止水泥石在生产期间强度衰退。考虑生产期间井筒的温度分布情况及高温对水泥石性能的影响，φ177.8 mm尾管缓凝段水泥、回接段下部水泥以及φ244.5 mm套管下部水泥封固井段，如果温度超过110 ℃，应加入至少20%（占水泥重）硅粉，保证水泥环长期强度稳定。

3 自愈合高密度防窜水泥浆体系

3.1 水泥浆设计

高石梯-磨溪区块为高压天然气井，φ177.8 mm尾管均采用高密度水泥浆固井，为了保证施工安全和固井质量，水泥浆体系设计必须考虑水泥浆流变性、高温浆体稳定性、顶部强度发展、长期高温强度稳定性及防窜性能；水泥浆体系配方组成按照刚性体的紧密堆积模型来设计[2]。

高石梯-磨溪区块井底静止温度一般在120～155 ℃，为了保证水泥石高温条件下的长期稳定性，设计时加入高温强度稳定剂硅粉，掺量为水泥量的30%～35%。

高密度水泥浆加重材料从性价比方面考虑常用铁矿粉，其密度为5.05 g/cm3，表面不规则，造成水泥浆流变性较差。为提高水泥浆的流变性和稳定性，设计时可选用特种球形加重剂BCW-500S，其密度为4.90 g/cm3，可改善水泥浆体系流变性能；另外，该加重剂为超细材料，粒径为1～10 μm，具有悬浮稳定作用，可密实地填充在其他水泥浆颗粒缝隙中，提高水泥石的强度，改善水泥浆体的稳定性。现场实施时，通常选用铁矿粉与BCW-500S按照3∶1或4∶1进行复配使用，以达到较高的性价比，满足固井施工要求。

外加剂主要包括抗盐耐温降失水剂BXF-200L（AF）、高温大温差缓凝剂BCR-260L、自愈合剂BCY-200S等。BXF-200L（AF）具有良好的抗高价阳离子污染能力，兼有控制水泥浆失水和防污染的功能，提高水泥浆与现场高密度钻井液相容性。缓凝剂选用BCR-260L[3-4]，可加快长封固段顶部水泥强度的发展。为预防固井后气窜或环空带压选用自愈合剂BCY-200S[5-6]，其具有愈合油气窜流通道、提高水泥韧性等多种功能，可防止或减缓水泥环后期发生气窜的风险。

3.2 水泥浆基本性能

研制的自愈合防窜高密度水泥浆体系达到如下技术指标。①密度为2.0～2.8 g/cm3（现场一次混配可达2.6 g/cm3以上）；②适用温度为常温～180℃；③初始稠度不大于25 Bc；④浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3；⑤失水量不大于50 mL；⑥稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系；⑦稠化过渡时间不大于10 min；⑧静胶凝强度过渡时间不大于20 min；⑨24 h抗压强度大于10 MPa；⑩水泥顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa。

自愈合防窜高密度水泥浆体系具有流变性好、浆体稳定、失水量小、稠化和静胶凝过渡时间短等特点，可防止固井过程中发生气窜。水泥石不收缩，具有类似韧性水泥的力学性能，并且遇油气产生体积膨胀，保证了界面胶结质量和密封完整性，降低了固井后发生气窜的风险，有利于后续的钻完井作业和增产措施。

4 现场应用

4.1 高石X井φ177.8 mm尾管固井

高石X井四开使用φ215.9 mm钻头钻至井深为5 174.60 m，中途完钻，下入φ177.8 mm尾管固井，悬挂器位置在井深2 600 m，上层套管鞋位置在井深2 862.18 m。采用一次上返正注施工工艺。

1）固井遇到的主要问题。①安全密度窗口窄，漏失风险大。茅一段和栖二段钻进期间发生过漏失。在茅一段井深3 997.86 m处，钻井液密度由2.30加重至2.33 g/cm3时发现井漏，漏失压力系数为2.32，漏失20.3 m3钻井液，平均漏速为5.0 m3/ h。在栖二段井深4 050 m处漏失45.4 m3钻井液，漏速为1.7～5.0 m3/h，漏失压力系数为2.30。此外，由于卡层失误导致少量进入下部低压地层，井底漏失风险增加。固井前开泵即漏，当排量在0.5～0.8 m3/min时，漏速为3～6 m3/h。②气层活跃，固井后气窜风险大。在嘉二地层井深3 687.4 m处发生气侵，钻井液出口密度由2.17下降到2.13 g/cm3，黏度由51 s上升到59 s，全烃值由15.31%上升到75.97%。循环加重至2.17 g/cm3，气测恢复正常。茅一段、栖二段、龙王庙组（井深4 830.9 m）地层钻进期间均有录井显示。其中龙王庙组经液气分离后气体点燃，火焰持续燃烧，焰高为0.3～2.0 m。③高温大温差固井条件下易发生水泥浆超缓凝现象。井底静止温度为143 ℃，尾管顶部静止温度为82 ℃，温差达到61 ℃，要求高密度水泥浆在满足固井施工要求的情况下，避免出现超缓凝现象。④采用有机盐钻井液，其与多数高密度水泥浆之间相容性差，2者混合后流体黏度将大幅度增加、稠化时间缩短。

2）采取的主要技术措施。①根据漏速附加水泥浆量，保证水泥浆返高。固井施工前钻井液密度为2.29 g/cm3，排量在0.5～0.8 m3/min时，漏速为3～6 m3/h。根据漏速情况，采用一次上返工艺，附加10 m3水泥浆补偿漏失量，并适当降低顶替排量，以保证水泥浆返至尾管悬挂器之上。②采用两凝自愈合水泥浆，改善防气窜效果。水泥浆密度为2.35 g/cm3，速凝水泥浆设计封至井深3 800 m，封固裸眼段主要含气高压层段。利用自愈合水泥浆的弹性和高温微膨胀性能，应对继续钻进时钻井液密度大幅度降低，而导致水泥胶结界面微间隙及其诱发的固井后气窜问题。③采用顶部带有封隔器的悬挂器，防止固井后尾管顶部气窜。④优化浆体性能，改善顶替效果，并防止顶部水泥浆超缓凝。采用高温大温差缓凝剂，解决顶部水泥超缓凝问题，采用抗污染水泥浆和隔离液，解决相容性问题，实现污染后稠化时间超过施工时间，有利于改善顶替效果并保证固井施工安全。

3）自愈合防窜高密度水泥浆性能。设计的水泥浆性能如表1所示，水泥浆流变性及抗污染性能好，顶部强度发展快，有利于防止气窜。

表1 X井φ177.8 mm尾管固井水泥浆性能

4）固井施工情况及结果。固井前循环及施工过程中均发生漏失，水泥浆漏失约10 m3。钻井液密度为2.29 g/cm3，隔离液密度为2.31 g/cm3，水泥浆密度为2.35 g/cm3。水泥浆注入排量为0.8 m3/ min，钻井液顶替排量为0.8～0.6 m3/min。电测固井质量：优质率为36.8%，合格率为71.1%，喇叭口下重合段胶结优质。整体固井优质率和合格率均得到较大幅度地提高。

4.2 高石Y井φ177.8 mm尾管固井

高石Y井是一口大斜度井，四开使用φ215.9 mm钻头钻至井深5 356.00 m，中途完钻，下入φ177.8 mm尾管固井，悬挂器位置在井深2 690 m，上层套管鞋位置为井深3 092.12 m。采用正注反挤固井施工工艺。

1）固井遇到的主要问题。①漏失条件下难以保证固井封固质量。用127 mm钻杆下送φ177.8 mm套管至井底，以3 L/s的排量顶通套管，逐渐提排量至20 L/s，出口突然失返；变排量测漏速，排量为7～9 L/s时漏速为8 m3/h。茅二段储层（4 230 m）电成像资料提示发育3条裂缝，是可能的漏失层位。②气层活跃，固井后气窜风险大。从嘉二段到龙王庙组有9个气层显示；在茅一段地层（4 218.50～4 219.00 m）钻进时发生气侵。③大斜度井段套管居中困难，不利于提高顶替效率。井斜最大达72.262°，套管居中困难。

2）采取的主要技术措施。①合理安放扶正器，为提高顶替效率创造条件。重合段采用3根套管下1个扶正器；井斜为0°～30°时，3根套管下1个扶正器；井斜为30°～60°时2根套管下1个扶正器，井斜在60°以上时1根套管下1个扶正器。②根据漏速情况，采用正注反挤工艺。由于固井前漏速大于10 m3/h，决定采用正注反挤工艺，注替排量为1.0～1.2 m3/min，保证顶替效率。③正注采用自愈合防窜水泥浆，保证裸眼段主要气层封固质量；反挤采用不渗透水泥浆。

3）固井施工情况及结果。正注作业：钻井液密度为2.32 g/cm3，隔离液密度为2.33 g/cm3，水泥浆密度为2.36 g/cm3。注入24 m3缓凝浆、26 m3速凝浆，注替排量1.0～1.2 m3/min。本次井漏累计漏失165.1 m3钻井液、33.4 m3水泥浆。反挤作业：注入49 m3密度为2.35 g/cm3的水泥浆，注替排量为0.8～1.0 m3/min。电测固井质量：优质率为33.5%，合格率为60.7%，悬挂器下重合段及套管鞋以上胶结优质，漏层以上数百米封固较差。整体固井优质率和合格率仍达到该区块较好水平。

5 结论

1.针对高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井存在的固井难点，从防止气窜、提高顶替效率、改善流体相容性、防止顶部水泥浆超缓凝等方面制定了相应的固井技术措施。

2.通过优选高温外加剂和外掺料，开发出适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系，该水泥浆适应温度、密度范围宽，综合性能良好，可满足高石梯-磨溪区块复杂深井固井要求。

3.该项固井技术在高石X井和高石Y井中得到成功示范应用，固井优质率和合格率得到较大幅度提高，环空后期不带压，具有良好的应用前景。

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Liner Cementing the high pressure gas wells in the Block Gaoshiti-Moxi

SONG Yousheng, ZOU Jianlong, ZHAO Baohui, LIU Aiping
(Boxing Subsediary of CNPC Offshore Engineering Company Limited×Research Center of Well Cementing Technology, CNPC Key Laboratory of Drilling Engineering×Research Center of Well Cementing Technology, National Engineering Laboratory of Oil & Gas Drilling Technology, Tianjin 300451)

In cementing the φ177.8 mm liner string in high pressure gas wells in the Block Gaoshiti-Moxi of southwest oilfeld, problems such as active gas zones, narrow drilling windows, poor compatibility of fuids and large temperature difference at high temperatures, were encountered. Technical measures were prepared to deal with these problems, and a self-healing anti-channeling high density cement slurry was developed for cementing wells with large temperature difference at high temperatures. Laboratory study of the cement slurry showed that the cement slurry had density between 2.0 g/cm3and 2.8 g/cm3, and in feld application, the cement slurry can be prepared to have a density of 2.6 g/cm3in one mixing circulation. This cement slurry functioned at temperatures between room temperature and 180 ℃. Differences between the density of the top and bottom of cement slurry column was less than or equal to 0.05 g/cm3. The fuid loss of the cement slurry was less than or equal to 50 mL. The thickening time had good linear relationship with the concentration of retarders, and the transit time for the thickening of the cement slurry was not longer than 10 min. The maximum transit time of the gel strengths of the cement slurry was 20 min. The 24-hour compressive strength of the set cement was greater than 10 MPa, and the 48-hour compressive strength of the cement top was greater than 3.5 MPa. The strength of the cement slurry developed fast at low temperatures. The set cement formed had stable non-shrinking volume, possessing a mechanical performance that is similar to that of tough cement. The cement slurry expanded when in contact with oil and gas, ensuring the quality of bonding betweencement sheath with casing string and borehole wall, and the integrity of sealing, which in turn mitigating the risk of gas channeling after cementing job. High quality of cementing job with this cement slurry was obtained in cementing the well Gaoshi-X and the well Gaoshi-Y, with no pressure developed in the annular space after cementing.

Gas well; Well cementing; Self-healing anti-channeling high density cement slurry; Gas channeling; Lost circulation; Large temperature difference; Block gaoshiti-moxi; Anyue gas feld

TE256.3

A

1001-5620（2017）02-0111-06

2016-11-25；HGF=1701C8；编辑 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.020

国家科技重大专项课题“深井超深井优质钻井液与固井完井技术研究”（2016ZX05020-004）和中国石油天然气集团公司课题“复杂工况条件下固井密封力学机理及控制技术研究”（2016A-3904）。

宋有胜，高级工程师，1966年生，毕业于天津大学应用化学系，现在从事固井技术研究和应用工作。电话 （022）66310307/13920263721;E-mail：songys@cnpc.com.cn。