自愈合水泥在长庆气井小间隙长水平井固井中的应用

宋有胜，吴学升，孙富全，魏周胜，李建华

（1.中国石油集团海洋工程有限公司渤星公司，天津300451；2.油气钻井技术国家工程实验室固井技术研究室，天津300451；3.中国石油长庆油田油气工艺研究院，陕西西安710018；4.川庆钻探长庆固井公司，陕西西安710000）

自愈合水泥在长庆气井小间隙长水平井固井中的应用

宋有胜1，2，吴学升3，孙富全1，2，魏周胜4，李建华1，2

（1.中国石油集团海洋工程有限公司渤星公司，天津300451；2.油气钻井技术国家工程实验室固井技术研究室，天津300451；3.中国石油长庆油田油气工艺研究院，陕西西安710018；4.川庆钻探长庆固井公司，陕西西安710000）

针对苏里格气田长水平段Ф114.3 mm生产套管小间隙固井技术难点和开发要求，进行了提高固井质量的技术对策分析。通过水泥环完整性分析，优化弹性自愈合水泥浆体系，水泥浆体系稳定（密度差0.02 g/cm3）、失水量低（小于30 mL），水泥石具有较高的韧性（弹性模量5.1 GPa，泊松比0.19）和自愈合功能。结合配套工艺技术和顶替模拟优化，水泥浆体系现场应用3口井，固井质量良好，满足后期多级压裂改造的需要，保持水泥环完整性，为气田开发提供关键配套技术。

气井水平井；小间隙；固井；水泥环完整性分析；自愈合水泥；弹性

水平井已成为提高单井产量的重要技术手段，广泛应用于薄层、低渗透、稠油油气藏及小储量边际油气藏等的开发中[1，2]。苏里格气田属于低压、低渗、低产、低丰度的“四低”气田，气藏资源丰富，开发难度大。2010年以来苏里格气田采用了水平井整体开发的新模式，大量钻水平井[3，4]，以加快气田开发速度，目前已建成30×108m3/a规模的年产能力。同时，为了进一步提高开发效益，长庆油田对于长水平段水平井尝试开展Ф114.3 mm套管射孔+水力桥塞压裂工艺，完井采用下Ф114.3 mm生产套管，水平段固井完井的方式，分段体积压裂技术成为增产的必须手段，对固井质量提出了更高的要求。由于固井难度和开发要求较高，首口试验井采用了斯仑贝谢固井技术，后期综合分析提高水平井固井质量的技术措施[5－7]研究应用国产技术。

1 长水平段小间隙固井难点和对策分析

苏里格气田苏东南区上古生界盒8、山1气藏为低孔、低渗、低压定容弹性驱动气藏。盒8储层平均有效孔隙度8.7%，平均渗透率0.831×10-3μm2，山1储层平均有效孔隙度8.2%，平均渗透率0.515×10-3μm2。邻井靖32-21、32-22井地层压力27 MPa~28 MPa，预测目的层段原始地层压力27.5 MPa，按破裂压力当量密度1.75 g/cm3计算，预测地层闭合压力为55 MPa。

试验井一般采用三开井身结构，三开垂深接近3 000 m，斜深4 500 m~4 900 m，水平段设计段长1 000 m~1 500 m，依据开发需要，水平段进行分段压裂改造试验，典型井身结构（见图1）。

1.1 固井难点分析

固井从技术难度及施工风险主要表现在：（1）下套管遇阻卡风险较大，Ф152.4 mm长水平段（1 000 m~ 1 500 m）井眼中Φ114.3 mm套管下入到位存在困难；（2）地层含有裂缝型含气层，防漏、压稳、防窜是井控安全和提高固井质量的基本保证；（3）管柱居中度低，环空间隙小，注水泥提高顶替效率难度大。水平井段小套管易贴壁下侧而形成窄环空，且存在固屑沉床，导致在注替水泥浆过程中井眼下侧的钻井液及滤饼顶替效率较低；为了抑制地层，减少固屑发生，降低弯曲井眼钻具在井下的运动阻力，钻井过程中常用油基或混油钻井液体系，其中的油膜附着在井壁及套管壁上很难清洗干净，影响界面胶结质量；（4）体积压裂对水泥环完整性要求较高。环空间隙小、水泥环薄，后期试采及井下增产措施容易造成水泥环破坏及一二界面二次窜流（微间隙、微裂缝），对封固水泥石力学性能要求高；（5）Φ114.3 mm套管内径小，管内若留有水泥塞，处理难度大且成本高。

图1 靖31-24H2井身结构Fig.1 Jing 31-24H2 well structure

1.2 技术对策

围绕提高顶替效率和二界面水力密封的质量目标，居中、压稳、替净、密封，优选固井水泥浆体系，优化施工工艺流程和施工参数，提高顶替效率，保障水泥环密封完整性，为后续压裂改造创造有利井筒条件。

1.2.1 主要技术措施

（1）模拟套管刚度通井，为套管顺利下入创造条件；（2）合理设计水泥浆密度及流变参数（常规密度水泥浆用量及低密度水泥浆密度根据实钻资料具体确定）并结合工艺措施解决地层漏失问题；（3）合理安放扶正器确保套管居中，为水平井段提高顶替效率创造良好条件；同时采用具有低失水和良好的沉降稳定性水泥浆，按壁面剪应力固井技术要求设计顶替参数，解决水平井段提高顶替效率问题；（4）采用具有较好洗油功能的冲洗液和具有良好防窜性能的水泥浆（零析水、防窜、增韧、自愈合），解决界面胶结质量问题；（5）应用水泥环完整性分析技术优化水泥浆体系，合理设计水泥石力学性能，满足后期压裂作业对水泥环完整性要求。

1.2.2 冲洗液和水泥浆方案一次上返固井工艺，清水顶替，提高套管漂浮居中度，满足环保要求，便于后续施工。

冲洗液：采用密度为1.03 g/cm3黏性（具有一定的携屑能力）适用于油基钻井液的冲洗液，稀释并紊流冲洗窄边钻井液，提高界面胶结能力，接触时间达8 min~ 10 min。

水泥浆体系：采用密度为1.65 g/cm3+1.83 g/cm3弹性自愈合水泥浆，封固段2 200 m~2 400 m，常规自愈合密度1.83 g/cm3水泥浆进入上层套管100 m。自愈合水泥改善水泥石的力学性能，满足薄水泥环体积压裂要求，同时在油气作用下封堵窜流通道，预防长期气窜。

2 固井水泥浆体系和工艺技术研究

2.1 水泥环完整性分析

水平井分段压裂技术生产套管投产前往往要承受较高的套管内压，可能导致水泥环破坏而丧失密封性能，通过分析水泥环井下受力情况，建立水泥环应力分析力学模型，定量评价不同水泥石在井下的完整性，同时提出给定井况下水泥石力学性能指标要求，是保证油气井安全生产的基础[8]。针对长庆Φ152.4 mm× Φ114.3 mm井眼套管结构，基于弹性力学理论建立地层-水泥环-套管系统二维平面应变模型，采用岩石力学摩尔-库伦准则判断水泥环剪切破坏，最大拉应力准则判断水泥环拉伸破坏，位移耦合原理判断交界面完整性，水泥环完整性分析，提出在70 MPa套管内压时对水泥石抗拉强度、抗压强度、泊松比下限和弹性模量上限的要求（见图2和图3）。以此为基准设计弹性水泥配方，其水泥石力学性能只要满足任意一组力学参数组合，即可保证70 MPa井口压力条件下水泥环完整性，而且随水泥石弹性增大，对强度的要求有所下降。

图2 不同泊松比条件下抗拉强度要求和弹模关系Fig.2 Tensile strength vs.elastic modulus at various poisson ratios

图3 不同泊松比条件下抗压强度要求和弹模关系Fig.3 Compressive strength vs.elastic modulus at various poisson ratios

2.2 冲洗液和水泥浆体系

2.2.1 冲洗液为有效清除水平井钻井过程中油基钻井液，冲洗液体系采用洗油性BCS-020L冲洗液体系，体系在较低的返速下即能达到紊流，具有较强的洗油效果，冲洗效率可达85%以上[9]。冲洗液驱油主要是冲洗液中的表面活性物质吸附在固井界面滞留物表面，使表面润湿反转，转化为亲水环境，为水泥环与固井界面的胶结提供必要的前提条件。为测试冲洗液体系的润湿效果，用不同浓度的冲洗液浸泡亲油金属片，然后测定接触角的变化。随着冲洗液浓度的增加，蒸馏水在浸泡后的亲油金属片表面接触角逐渐变小，当BCS-020L加量大于5%时完全铺展，亲油界面转化为亲水界面，有利于提高洗油效果（见表1）。

表1 BCS-020L不同含量下的接触角

考虑到水平井固井中，冲洗泥浆产生的固相颗粒在水平段容易发生沉降，为了提高冲洗液携带固相颗粒的能力，在冲洗液中添加BXF-200L降失水剂，提高冲洗液的悬浮能力，冲洗液配方和性能如下。

（1）冲洗液配方：水+10%冲洗剂BCS-020L+15%降失水剂BXF-200L+1.0%缓凝剂BXR-200L+0.1%消泡剂G603。

（2）冲洗液性能：冲洗效率：≥95%，密度：1.03 g/cm3，流变性（常温）塑性黏度：15 mPa·s，动切力：0.98 Pa。2.2.2弹性自愈合水泥浆体系针对长庆气井长水平段长庆气井小间隙固井难点和开发要求，研究应用弹性自愈合水泥。自愈合水泥是一种智能材料，对链长低至碳3、碳4的烃类均有响应，自愈合剂BCY-200S可以与油气相互作用产生体积膨胀，若水泥环出现微间隙或微裂缝，产生油气窜流时，自愈合材料体积膨胀而堵塞窜流通道，解决固井后环空带压或井口冒气问题[10，11]。对水泥石裂缝，对比自愈合水泥和非自愈合水泥石在通油和通水情况下的油、水流量变化（见图4、图5），自愈合水泥通原油后裂缝12 min愈合。另外，自愈合材料是一种高分子聚合物微球，具有较低的模量，加入水泥浆中可改善水泥石的力学性能，结果（见表2），水泥石具有一定变形能力，降低套管径向膨胀或地层挤压等外力对水泥石破坏作用，有利于保证水泥环完整性。

图4 非自愈合水泥石Fig.4 Seepage flow with non self healing set cement

图5 自愈合水泥石（裂缝12 min愈合）Fig.5 Seepage flow with self healing set cement

表2 自愈合水泥力学性能（90℃养护）

基于弹性自愈合水泥的优势，通过材料颗粒级配合紧密堆积优化，长庆气井试验井固井用弹性自愈合水泥配方如下。

领浆：油井水泥+3%降失水剂BCF-200S+10%自愈合剂BCY-200S+0.7%缓凝剂BCR-210S+20%减轻增强材料BXE-600S+0.3%分散剂CF40S+0.2%消泡剂G603+64%水。

尾浆：油井水泥+2.7%降失水剂BCF-200S+9.5%自愈合剂BCY-200S+0.3%缓凝剂BCR-210S+0.2%消泡剂G603+50%水。

从表3可以看出，该水泥浆体系具有沉降稳定性好、低失水、零析水、防气窜的特点，而且水泥石具有较低的弹性模量和较高的泊松比，尾浆水泥石弹性模量5.1 GPa，泊松比0.19，按照图2、图3分析，水泥石抗压强度达到23 MPa即可满足压裂改造对水泥环完整性要求。因此，弹性自愈合水泥配方完全满足长庆气井小间隙长水平井固井的需要。

表3 弹性自愈合水泥性能

2.3 配套工艺技术

2.3.1 井眼准备技术采用单扶和双扶通井，若双扶通井仍不满足下套管要求，再进行三扶通井。通井钻具结构为：

单扶通井：Φ152.4 mmBit+330×4A20接头+ Φ101.1 mm钻铤（1根）+Φ148Stab+原钻具组合。

双扶通井：Φ152.4 mmBit+330×4A20接头+ Φ101.1 mm钻铤（1根）+310×4A21接头+Φ148Stab+ 330×4A20接头+Φ101.1 mm钻铤（1根）+310×4A21接头+Φ148Stab+原钻具组合。

通井到底，提高钻井液黏切（黏度80 s～100 s）循环泥浆两周以上，彻底清除岩屑确保井眼畅通、干净。并在钻井液中加入油基润滑剂、固体润滑剂及玻璃微珠等，整个水平段全部打“封闭液”，做好套管的顺利下入准备工作。

下套管到底后，配注30 m3高黏泥浆（Ty>14.4 Pa、Ty/Pv≈0.5）清扫水平裸眼段沉砂，确保井眼畅通干净。

施工前要调整泥浆性能，降低泥浆的黏切和动切力，要求钻井液的黏度要小于60 s，动切力要小于5 Pa，要认真过筛，含砂量不能大于0.2%。

2.3.2 扶正器方案设计运用CemCADE软件，确定扶正器的数量和安放位置，并进行优化。根据现场实际情况，水平段每两根套管加放1只刚性扶正器，其他三根套管加1只刚性扶正器。通过计算机模拟并考虑套管结箍的居中作用，实际套管居中大概40%，初步满足提高顶替效率的需要，效果（见图6）。

图6 套管居中度Fig.6 Casing standoff

2.3.3 固井顶替模拟和施工参数优化固井过程中环空浆柱结构（自上而下）为：钻井液（密度1.30 g/cm3）+冲洗液（密度1.03 g/cm3）+领浆（密度1.65 g/cm3）+尾浆（密度1.83 g/cm3），清水顶替。根据邻井三压力剖面，取最大孔隙压力0.896 g/cm3，最小破裂压力1.75 g/cm3，井眼尺寸按平均井径扩大率10%计算，通过计算机顶替模拟和施工参数优化，提高顶替效率。按目前井眼套管尺寸并考虑居中度影响，领浆和尾浆水泥浆顶替壁面剪应力分别为32.6 Pa和30.8 Pa，均大于15 Pa[2]，环空泥浆顶替流动性显示窄变不存在死泥浆区域（见图7），有效驱替泥浆；环空压力曲线结果显示顶替过程安全（见图8），压稳、防漏、防窜，顶替排量0.6 m3/min~ 0.3 m3/min，环空返速1.0 m/s~0.5 m/s，最大井口压力约21 MPa，最大井底当量密度1.7 g/cm3。

图7 环空泥浆顶替流动性Fig.7 Drilling fluid fluidity in displacement

3 现场应用

2015年以来，弹性自愈合水泥首次在苏东59-33 H2井（水平段1 500 m）、苏东49-62井（水平段900 m）、靖31-24H2井（水平段1 100 m）进行了固井作业。3口井Φ114.3 mm套管均顺利下到位，开泵循环正常，自愈合水泥浆采取批混配注，苏东49-62井、靖31-24H2顶替时后期压力偏高，变排量顶替。固井施工顺利，固井质量优质，满足了后期增产对固井质量的要求。苏东59-33 H2井压裂14段20簇，割断破压明显，最高压力50 MPa，层间封隔良好，水泥石力学性能经受后期压裂改造考验。

4 结论

（1）气井水平井和多级体积压裂技术是长庆油田增储上产的一项重要手段，套管射孔+水力桥塞压裂工艺为固井水泥环界面胶结和水泥石力学性能提出了更高的要求。

图8 顶替模拟Fig.8 Displacement simulation

（2）针对长庆油田气井Ф114.3 mm生产套管小间隙长水平井固井，通过水泥环完整性分析，提出满足压裂改造水泥石力学性能指标，优化弹性自愈合水泥和驱油冲洗液体系，水泥浆体系稳定、失水量低，水泥石具有较高的韧性和自愈合能力，有利于提高固井质量和保证水泥环完整性。

（3）结合工艺措施和顶替模拟优化，弹性自愈合水泥在长庆气井Ф114.3 mm生产套管小间隙长水平井固井应用3井次，取得良好的应用效果，满足多级压裂改造的需要，为气田开发提供关键配套技术。

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Self-healing cement applied in long horizontal small clearance section of gas wells in Changqing field

SONG Yousheng1，2，WU Xuesheng3，SUN Fuquan1，2，WEI Zhousheng4，LI Jianhua1，2
（1.CNPC Tianjin Boxing Engineering Science&Technology Co.，Ltd.，Tianjin 300451，China；2.Cementing Technology Research Department of National Engineering Laborotary of Petroleum Drilling Technology，Tianjin 300451，China；3.Oil&Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield，Xi'an Shanxi 710018，China；4.CCDC Changqing Well Cementing Company，Xi'an Shanxi 710000，China）

To deal with the cementing difficulties of a long horizontal small clearance section with Ф 114.3 mm production casing of a gas well,as well as the development requirements for the gas well in Sulige gasfield,a full technical countermeasure analysis is performed to improve the cementing quality.Based on the cement sheath integrity evaluation technology,a ductile and self-healing cement slurry is formulated and optimized with the advantages such as stable slurry（density differential of 0.02 g/cm3）,low fluid losses（less than 30 mL）,aswell as the function of high toughness（elastic modulus of 5.1 GPa and poisson ratio of 0.19）and self-healing of the set cement.Combined with the relative supporting techniques and the displacement simulation for optimization,the ductile and self-healing cement was used to cement 3 wells with high qualified results,which later met the needs of multiple fracturing operations and ensuring to keep the integrity of the cement ring,and it being to act as the key supporting techniques for the development of the gasfield.

horizontal gas well；small clearance；cementing；cement sheath integrity evaluation；self-healing cement；ductility

TE256.6

A

1673-5285（2017）02-0023-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.006

2016－12-31

国家科技重大专项项目“深井超深井优质钻井液与固井完井技术研究”，项目编号：2016ZX05020-004；中国石油天然气集团公司科技开发计划项目“复杂工况条件下固井密封力学机理及控制技术研究”联合资助。

宋有胜，男（1966-），天津市人，1988年毕业于天津大学应用化学专业，获工学学士学位，高级工程师，现从事固井技术研究和应用工作。