库车山前固井质量风险评价研究

袁中涛， 杨谋， 艾正青， 汪瑶， 张昌铎， 张鑫

库车山前的气藏埋深约为7 000 m，一般采用五开井身结构完井，其中四开固井封固库姆格列木群组的膏盐岩、白云岩及膏泥岩层段，五开固井封固白垩系目的层。进入四开后主要使用油基钻井液钻进，在减少钻井复杂的同时，也带来了新的固井难题[1]。油基钻井液的密度、屈服值以及胶凝钻井液的强度均较水基钻井液大大降低，井径规则程度比水基钻井液钻井有所提高，因此应用油基钻井液钻井有利于提高固井顶替效率。不利的影响主要为：在井壁和套管壁上黏附着一层油膜，使水泥环与第一、二界面的胶结性能变差[2-5]；油基钻井液的有效漏失压力远小于水基钻井液，固井漏失问题仍然突出。另外，套管扶正器安放在超深井中仍然存在一定的困难，提高顶替效率仍是超深井固井研究的重要方向。围绕库车山前2口已完成井的固井施工方案，着重开展了隔离液的润湿反转能力评价、减小漏失风险的顶替措施研究、套管居中度分析及井筒内流体性能对提高顶替效率的适应性能评价，为进一步做好库车山前固井技术工作提供参考。

1 影响固井质量潜在风险评价与分析

1.1 隔离液润湿反转能力

在油基钻井液条件下，考察前置液对井壁的润湿反转作用，有助于提高水泥环与井壁和套管之间的胶结质量[5]。

1）实验设备。采用德国KRUSS DSA30S界面参数一体测量系统，润湿接触角测量范围0～180°，精度为±0.1°，分辨率为±0.01°。

2）实验方法。①配液：配制不同浓度的表面活性剂溶液；②样品处理：用普通硬水将金属片与经抛光处理的岩心片冲洗5 min，放入烘箱烘干；③把烘干后的岩心片放入四氯化碳中浸泡30 min后烘干，再用乙醇浸泡30 min后烘干；④放在蒸馏水中浸泡2 h后烘干，制得亲水样品（23.2°/金属片，26.7°/岩心片）；⑤将步骤③中样品放入柴油中浸泡2 h后烘干，制得亲油试样（69.57°/金属片，77.3°/岩心片），以模拟固井前套管壁与井壁表面的亲油状态。

3）将亲油金属片放在不同浓度表面活性剂溶液中浸泡8 min，烘干后进行润湿接触角测试。

4）润湿接触角测试。①亲油能力测试：使用润湿角测定仪的微量注射器，将不同浓度的表面活性剂滴在经步骤2）处理后的样品上，待液滴形状不发生变化后，记录测量结果，取3次测量平均值；②润湿反转能力测试：在步骤2）和3）中的样品上注入一滴蒸馏水，待稳定后测试其润湿接触角，取3次测量平均值。测量结果见表1。

表1 不同浓度表面活性剂在不同载体上的润湿性能（室温）

由表1可知，随着表面活性剂浓度增加，亲油金属片/岩心片与表面活性剂接触角，以及经表面活性剂处理后的金属片/岩心片与水的接触角都逐渐减小，但在不同条件下，岩心的接触角要大于金属片的接触角。这主要是由于岩心具有渗透性与粗糙度，岩心在柴油中浸泡时，有较多的油渗入其孔隙空间，引起部分柴油难以清除干净；还因为岩心表面较为粗糙，表面活性剂或水难以在表面铺展。此外，由表1还可以看出，当表面活性剂浓度达到30%～35%后，2种条件下的接触角变化趋于稳定，接触角在30°左右分布已达到很好的亲水效果（亲水样品的润湿接触角为23.2°/金属片，26.7°/岩心片）。可以认为在实验条件下，表面活性剂浓度为30%～35%时，可实现最理想的润湿反转效果。

在用隔离液配方为：0.8%隔离剂+55%加重剂（微锰）+164%加重剂（普铁粉）+5%缓凝剂A+5%缓凝剂B+5%分散剂+50%冲洗液+水（以水质量计算）。经测试表明，其中表面活性剂浓度为50%，远高于30%～35%。因此，该隔离液配方体系能满足润湿反转的要求，即固井过程中注入的隔离液体系能很好地改变井壁和套管壁的润湿性，有助于提高界面胶结质量。

1.2 减小漏失风险的顶替措施

A 井在四开（6 548～6 762 m）钻进排量为 15 L/s时发生漏失失返、五开（6 762～7 026 m）钻进排量为14 L/s时漏失浆体24 m3；B井钻进至井深 6 860.95 m 时发现井漏，排量由 20 L/s下降至15 L/s，漏速为 3.1 m3/h ；钻进至井深 6 865 m 时，漏速为4.84 m3/h。在替浆过程中A井四开、五开排量分别为 15 和 12 L/s；B 井四开（6 157～7 181 m）和五开（7 181～7 417 m）排量为 15 和 12 L/s。从环空间隙大小分布可知，注水泥套管外壁与井壁间环空间隙要小于钻杆外壁与井壁。在相同排量下，环空间隙减小易形成更大的环空摩阻，增加漏失风险，引起顶替排量降低与水泥浆返高难以达到要求。

固井施工过程中漏失包括自然型漏失与裂缝扩展型漏失[6-9]。针对自然漏失压力（Ppl），可通过地层孔隙压力（Pp）和钻井液在地层中流动产生的摩阻压降（Ps） 来计算，即为：

此外，为了提高顶替效率，固井作业中井筒浆体密度以及浆体产生的摩阻压降，要大于钻井过程中井筒当量液柱压力，这导致井周应力重新分布。若钻井液进入裂缝系统会进一步改变井周裂缝附近的应力场，使得裂缝面有效应力降低，裂缝宽度增加，造成漏失的发生。为此，裂缝扩展型的漏失压力（Pcl）为[8]：

式中：σh为最小水平主应力，MPa；w0为无井筒正压差时的裂缝宽度，mm；wc为裂缝产生宽度，mm；A、a为无因次系数。

结合式（2），防止注水泥漏失条件下的临界循环摩阻为：

式中：Pf为环空循环摩阻，MPa；Pl为漏失压力，MPa；△h为井深计算步长，m；i为井深节点个数i=h/△h；ρn为井筒浆体的密度，g/cm3。

宾汉流体和幂律流体的流体摩阻压降可依据井眼尺寸、套管外径、流体性能以及施工排量获得。进而易求得防止井漏发生的最大施工排量。

结合式（3）可知，在井筒浆体属性确定的条件下，为了避免固井中漏失现象的发生，最直接且有效的方法为降低循环摩阻，而循环摩阻受施工排量的确定。那么在防止漏失条件下确定的施工排量能否满足顶替效率的要求。为此，借用Fluent软件模拟分析不同排量（7、12 L/s）对顶替效果的影响，结果见图1。由图1可知，排量增加，顶替界面高度随之增加，混合段长度也增长。但水泥浆顶替钻井液流经长度段的顶替效率几乎相等（如图中蓝色表示），即在套管居中条件下排量的大小对顶替效率影响不大[10]。因此，在注水泥实践过程中从塞流、层流及紊流均可以实现较好的顶替效率。如在库车山前A井和B井之后施工的克深603井、克深10井固井深度分别为 5 891 m 和 6 160 m，均采用小排量注替防漏固井技术，达到良好的固井效果。为此，针对于A井与B井易漏工况条件下固井作业，建议采用小排量施工。在浆体性能满足要求前提下，采用塞流顶替技术，不仅防止在注水泥过程中较高的浆体密度与摩阻压降引起的漏失，还能确保将井筒中的钻井液替净，进而提高固井质量。

图1 不同排量下水泥浆顶替钻井液数值模拟结果

1.3 提高顶替效率研究

1.3.1 套管居中度分布

该工区四开采用φ215.9 mm钻头钻至库姆格列木群组，下入φ201.7 mm套管封隔膏盐岩、白云岩及膏泥岩层段；五开采用φ168.28 mm钻头钻开主要目的层巴西改组，下入φ139.7 mm套管作为产层套管。以工区A井四开平均井眼尺寸为φ213.36 mm、套管尺寸φ201.7 mm、井斜角为2.4°、方位角为313°、钻井液密度为2.3 g/cm3为数据计算。基于行业标准SY/T 5334—1996和文献修正的套管居中度计算方法[11-12]，则可获得该参数条件下刚-刚性扶正器组合、刚-弹性扶正器组合以及弹-弹性扶正器组合安放间距与影响因素，见图2和图3。由图2可知，在保证套管居中度为0.67的条件下，各扶正器安放间距依次为：弹性扶正器＞刚-弹性扶正器＞刚性扶正器（弹性扶正器与刚性扶正器外径均为211 mm）。间距分别为29、27及25 m。由图3可知，随着井斜角变化率的增加，扶正器安放间距逐渐减小，依次为28.0、25.5、23.5 m及22.0 m。因此，在该井眼环境条件下，每2个套管安装一只扶正器可以确保居中度大于67%。

图2 不同扶正器组合条件下套管居中度随间距分布情况

图3 不同井斜角下套管居中度与弹性扶正器间距分布

不同井径扩大率条件下，套管居中度与刚性和弹性扶正器间距分布情况见图4和图5。由图4可知，随着井径扩大率的增加，在保障套管居中的条件下，刚性扶正器间距显著减小，当井径扩大率为4%时，刚性扶正器安放间距为17 m，比未发生井径扩大率的井段扶正器的间距减小了7.5 m。因此，当井径扩大率大时，刚性扶正器很难保障套管居中度。由图5可知，对弹性扶正器而言，井径扩大率的变化对扶正器安放间距影响较小，影响间距不超过1 m。主要由于弹性扶正器具有较高的复位力，在井眼扩大井段可以提高套管居中程度。

通过井史资料调研与上述分析结果可知，库车山前A井在6 456～6 750 m井段每4根套管安装一个弹性扶正器，难以保障套管居中；B井在6 488～6 858 m井段每2根套管安装一个弹性扶正器，套管居中度为71.2%。

此外，基于上述分析可知，井斜角与方位角变化较大的井段，可使用刚性扶正器和弹性扶正器混加的方式进行安装。即刚性扶正器安装在井径小的井段，弹性扶正器安装在井径较大的井段；在上部井斜角较小的井段安装弹性扶正器，在井斜角较大的井段和水平段安装刚性扶正器。

图4 不同井径扩大率下套管居中度与刚性扶正器间距分布

图5 不同井径扩大率下套管居中度与弹性扶正器间距分布

1.3.2 井筒内流体性能的适应性评价

在注水泥过程中，为了提高顶替效果，钻井液、隔离液及水泥浆3者的匹配性能尤为重要。常规设计要求认为钻井液密度＜隔离液液密度＜水泥浆密度，且相邻2种流体密度差大于0.2 g/cm3；浆体流变性要求钻井液流性指数＞隔离液流性指数＞水泥浆流性指数、钻井液稠度系数＜隔离液稠度系数＜水泥浆稠度系数。然而在实际顶替过程中，对于被顶替流体而言，受到驱替压力、壁面流动阻力、流体密度差产生的浮力，需要顶替流体产生的合力大于被顶替流体滞留阻力，方可避免被顶替流体滞留在套管壁和井壁周围。为此，基于力学平衡关系，可获得顶替流体与被顶替流体为幂律流体条件下，两流体间流变性能满足顶替要求的表达式（4）：式中，nm和ns为被顶替流体和顶替流体的流性指数；Km和Ks为被顶替流体与顶替流体的稠度系数，Pa×sn；ρm和ρs为被顶替流体与顶替流体的密度，kg/m3；R和r为井眼半径与套管外半径，m；V为流体流速，m/s；g为重力加速度，m/s2。

为此，若式（4）左端小于右端，则表明浆体性能匹配较好；否则较差。表2和表3为A井和B井浆体流变性能参数与密度。由表2和表3数据结合浆体匹配评价模型，可获得A井和B井在四开与五开浆体匹配性，计算结果见表4。

表2 A井四开与五开浆体流变性及密度测试结果（93 ℃）

表3 B井四开与五开浆体流变性及密度测试结果（93 ℃）

表4 A井和B井四开与五开井段浆体匹配性计算结果

由表4可知，A井四开和五开浆体匹配性能较好；B井四开浆体匹配性能较好，五开水泥浆与隔离液性能匹配较好，而隔离液与钻井液浆体匹配性能较差，不利于顶替。为此，针对于B井在固井施工前，钻井液流变性能需要进行调配，以提高顶替效率。

2 固井质量分析

将2口井声波幅度测井数据进行处理，可获得固井质量与井深关系，结果见图6和图7。

图6 A井四开与五开固井质量随井深分布图

图7 B井四开与五开固井质量随井深分布图

从A井和B井四开、五开固井质量结果分析可知，A井在6 478～6 778 m井段固井质量不合格，在 6 778～6 928 m 井段固井质量优秀 ；B 井在6 100～6 700 m 井段固井质量良好，在 6 700～7 200 m井段固井质量较差。结合前述分析可知，A井四开与五开井筒浆体匹配性较好，但在6 456～6 750 m 井段每 4 根套管安装一个弹性扶正器，难以保障套管居中，使得在顶替过程中，宽间隙的钻井液可能已被先顶替走，窄间隙的钻井液却仍然滞留在井壁/套管壁，一方面造成水泥浆窜槽，另一方面使得宽窄间隙水泥浆返高差异大；此外，该井段浆体间密度差较小，钻井液与水泥浆密度差为0.01 g/cm3（表2），使得钻井液在水泥浆中受到的浮力较小，不利于顶替。因此，2方面因素导致A井在四开井段固井质量较差。A井五开每根套管安放一只扶正器，居中度较好，浆体间性能匹配好，且钻井液、隔离液及水泥浆间的密度差达到了0.05 g/cm3（表2），高于四开浆体密度差，基本可以实现良好的顶替效果，使得在该井段的固井质量优秀。

B井在四开与五开套管居中度较好，四开井段井筒浆体匹配性较好，五开井段隔离液与钻井液浆体性能匹配效果不佳，且四开浆体间密度差大于五开浆体间密度差。因此，四开固井质量要优于五开。

3 结论

1.库车山前所采用的隔离液体系中，表面活性剂浓度大于30%条件下，可使在油基钻井液环境中井壁/套管壁产生润湿反转作用，导致井壁/套管壁处于亲水状态，有助于提高界面胶结能力。

2.依据库车山前四开井眼状况与井筒流体性能，每2根套管安放一个扶正器可确保套管居中度大于67%；此外，在井眼扩大处安放弹性扶正器要优于刚性扶正器、井斜角变化较大井段安装刚性扶正器要优于弹性扶正器。

3.针对于漏失地层，在井筒流体性质一定条件下，井筒流体排量引起的循环摩阻应小于漏失压力与静液柱压力的差值。

4.在套管居中度前提下，控制井筒浆体正密度差与流变性是影响固井质量的关键因素，井筒流态为塞流，以上均可确保钻井液替净。

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