稠油热采水平井固井技术与应用

魏海军 (长江大学石油工程学院,湖北荆州434023;河南石油勘探局钻井公司,河南南阳473132)

刘佩煊 (新疆油田分公司勘探公司,新疆克拉玛依834000)

井楼油区是河南油田主要稠油产能区,现共投入热采开发区块7个 (包括井楼零区、一二区、三区、五区、六区、七区、八区),目前井楼零区、五区和七区等3个区块地质储量已全部动用。井楼一二区为井楼油田储量最高的区块,受地下复杂情况及村庄、河流等地面因素影响,该区储量动用程度低。2002年以来,应用斜直井技术使该区大部分难动用储量得到了较好的动用。但该区由于受地面条件的限制,该区仍有61×104t的地质储量未动用。为提高储量动用程度,完善注蒸汽开发井网,增加油井热采产能,利用水平井技术开发浅层稠油,以提高稠油资源的采收率。

1 井楼各区块油藏地质特征

井楼油区由井楼背斜、高庄南鼻状构造和前杜楼鼻状构造构成。含油层系为下第三系核桃园组核三段,储层砂体主要属河流三角洲及扇三角洲沉积体系,埋藏浅,胶结松散,物性好,含油饱和度65.0%～75.0%,油层孔隙度29.0%～34.0%,渗透率0.976～3.432μm2。井楼油田地层层序自下而上为下第三系玉皇顶组、大仓房组、核桃园组、廖庄组,上第三系上寺组,第四系平原组。核桃园组核三段是主要含油层系。

由于油层埋藏浅,该区块地层压实作用和成岩作用弱且胶结程度差,但油层物性较好。油藏地质特征表现为以下4点:①油层埋藏浅。河南油田稠油油藏埋藏深度95～1113m。埋藏小于700m的油层,其地质储量占总地质储量的85%以上。其中,特稠油和超稠油油藏埋藏深度一般都小于400m。②油层厚度薄。单层厚度＜2.0m的油层数占总层数的49.4%;单层厚度2.0～4.0m的油层数占总层数的30.3%;单层厚度＞4.0m的油层数占总层数的20.3%。③绝大部分为特、超稠油。地层原油类型主要为普通稠油、特稠油和超稠油。其中特、超稠油占总储量的60%以上,绝大部分稠油资源属于特稠油和超稠油。④油层分布散。河南稠油油区由于区块多,油层分布非常零散。井楼油田核三段分为8个砂油组,除Ⅰ、Ⅶ和Ⅷ砂层组不含油外,其余均含油。

2 浅层稠油水平井固井难点

1)浅层稠油水平井外加剂选择比常规直井更加严格 因油层埋深浅,岩石疏松,渗透性好,胶结性差,地层温度低,水泥浆强度发展慢,为防止油气水窜、确保稠油水平井固井质量,对水泥浆的早期强度发展及失水提出了更高的要求,因此所选水泥浆体系既要抗高温、防井漏,又要在低温条件下形成强度快,还要具备低失水、零自由水的特点。

2)套管安全入井困难 浅层水平井垂直段短,井眼不光滑,存在微台阶、岩屑床,局部井眼扩大等多种情况,且井眼曲率高,下套管时,斜井段套管与井壁发生长段面积的多处接触。井斜越大,摩阻越大。当超过70°时,管柱重量的90%作用于井眼下侧,情况更为严重。下入到一定井深,套管由于克服摩阻已无自重存在,套管能否通过适当加压方式顺利下至设计井深,是水平井完井技术的关键。

3)套管居中问题 在井斜、方位比较大的井段以及水平段,套管在自重作用下易靠近井壁下侧,而套管偏心影响着岩屑携带及注水泥替净效果。只有居中度大于67%,注水泥质量才有保证。

4)井眼条件问题 斜井中钻具受力状况导致井眼呈椭圆形状;浅层岩石疏松、钻井循环造成井径扩大严重且不规则,使井眼椭圆度更加严重。孔隙度大、渗透率高、储层裸露段长,也使井下不稳定成为问题。楼平2井、楼平3井在钻井过程中均出现不同程度的井眼垮塌现象。在大斜度井段和水平井段,沿着环空下侧由于岩屑沉淀堆积易形成岩屑床,岩屑也很难清除干净。

5)冲洗液的选择问题 清水具有最好的冲洗效果。在常规固井时,常用清水作为冲洗液,而在水平井固井时,如果全部用清水作为冲洗液及隔离液,当清水到达大斜度及水平井段时,有可能使井壁不稳定,造成垮塌,使井下出现复杂情况。

6)泥浆混油问题 水平井为了保障井壁稳定和减小井壁对钻具、管柱的摩阻,均在泥浆中加入原油或其他润滑剂,使固井前井壁和套管壁上粘附有一层油浆、油膜,井壁泥饼和管壁油质的存在严重影响了替净效果和水泥浆胶结强度。

7)没有井径数据,水泥量计算困难 由于水平井在测井径时,容易发生事故,为保证井下正常,该井电测没测井径,没有井径数据,给固井的水泥量计算带来一定难度。

3 水平井水泥浆体系设计及工艺措施

1)水泥浆综合性能设计 大量研究表明,水泥浆对油气层的污染主要是水泥浆向油气层失水引起的[1～3]。在水平井中,由于油气层裸眼段长,水泥浆与油气层接触面积大,同时,为防止水泥浆失水后在窄环空间隙内形成桥堵,因此更应严格控制水泥浆失水量。另一方面水泥浆的失水量与水泥浆自由水及稳定性有密切关系,一般而言,水泥浆失水越小,其自由水析出量也越少,水泥浆越稳定。因此,在水平井固井中,要求水泥浆API失水小于50m l。

由于水泥浆在候凝期间要发生体积收缩,收缩率要达到5%左右,特别在浅水平井中,由于水泥浆体积收缩,加上水泥浆液柱压力很低,使得水泥浆液柱压力低于地层流体压力,导致地层流体侵入水泥浆中,造成水泥浆与地层胶结出现微间隙,因此水平井固井用水泥浆必须具有一定的膨胀性能,在水泥浆候凝前一定时间内对井筒内的水泥浆起到一定的压力补偿作用,从而减小地层中的油气水侵入。

水泥浆综合性能设计如下:①水泥浆失水小于30m l。②45°倾角下自由水为0,这样可使环空上端的积水带控制到最小,有利于提高水泥浆封隔质量。③水泥浆沉降稳定性要好,应避免水平段出现分层现象,确保水泥浆上下密度差小于0.06g/cm3。④抗压强度要求大于14.0MPa。⑤在保证施工安全的条件下,尽可能缩短水泥浆稠化时间,增加水泥浆早期强度。为防止水平段水泥浆凝结时体积收缩、水平段上部形成通道的问题,采用膨胀型水泥浆体系。⑥为保证施工安全,必须进行水泥浆与泥浆、水泥浆与胶液等相容性试验。

通过以上分析及对外加剂的研究与筛选,最终确定了稠油水平井固井用水泥浆配方如下:①配方1:嘉华G级高抗水泥+35%石英砂+降失水剂JS-1+0.8%分散剂USZ+消泡剂XP-1适量。②配方2:嘉华G级高抗水泥+35%石英砂+降失水剂JS-1+0.8%分散剂USZ+1.3%早强剂+膨胀剂1.0%+消泡剂XP-1适量。稠油水平井固井用水泥浆性能见表1。

现场施工时水泥浆体系采用分段结构,大斜度以上井段采用低失水加砂水泥浆体系 (配方1),大斜度以下井段用采用低失水膨胀加砂水泥浆体系 (配方2)。

2)套管居中度设计 根据各井斜角下的居中度数据可知,70m以下每一根套管加一只双弓弹性扶正器,居中度最小为72.6%,完全满足居中度大于67%的要求。但根据地质需要,结合现场实际情况,为保证套管顺利下至设计井深,决定楼平3井在200m以下每2根套管加1只双弓弹性扶正器。

表1 稠油水平井水泥浆性能

3)套管摩阻计算及套管入井措施 下套管时,斜井段套管与井壁发生长段面积的多处接触,井斜越大,摩阻越大。当超过70°时,管柱重量的90%作用于井眼下侧,情况更为严重。表2和表3是根据摩阻模型运用计算机程序对楼平2、楼平3井下套管时的摩阻计算。

表2 楼平2下套管的摩阻

表3 楼平3下套管的摩阻

通过表2和表3的摩阻计算数据可以看出,下套管时的摩阻远远大于套管柱自重,单靠套管柱重量,套管将不能下入到设计井深。在井楼油区4口浅水平井具体施工中采用了吊卡辅助加重块加压方式进行地面加压,该加压方式是利用多个废旧的大尺寸钻铤捆绑连接为一体,吊在大钩上进行下套管作业。该加压方式较为安全简单,便于现场操作,该区块4口浅水平井利用井口加压装置成功将套管顺利下至设计井深。

4 结 论

1)通过室内对低温外加剂的评价、筛选,具有早强、低失水、零自由水、防气窜性能良好的优质水泥浆体系是保证稠油水平井固井的关键。

2)通过对入井扶正器的研究及现场实践,稠油浅水平井因上部地层较软,采用双弓弹性扶正器。因入井阻力小而且不易泥包,可保证水平井套管顺利入井及良好的套管居中度。

3)对浅层水平井使用套管加压装置,在套管顶部给套管加压,是保证套管顺利下入的有效措施。

4)井楼油区浅水平井的固井施工证明该套固井技术措施能够满足固井质量要求,为今后的水平井固井施工提供了借鉴。

[1]黄立新,王昌军,罗春芝.油气层保护与内外泥饼关系的实验研究[J].断块油气田,2000,7(6):24～26.

[2]顾军.保护油气层水泥浆的研究与实践[J].石油钻采工艺,2000,22(6):7～10.

[3]韩志海.松南地区中深部储层固井污染机理研究 [J].石油钻探技术,2001,29(5):71～75.