伊拉克M油田盐膏层固井难点与针对性措施

梅文博,王 超

盐膏层固井问题是世界范围内的难题，这是由于盐岩的高度水溶性、可塑性以及高矿化度。在注水泥过程中盐膏层和盐水层中的盐及金属离子如Ca2+、Mg2+等会溶入水泥浆，导致水泥浆产生闪凝、促凝、密度升高、缓凝或稠而不凝等性能变化，给固井施工带来风险，影响固井胶结质量[1-2]。伊拉克M油田位于伊拉克东南部M省，该区域盐膏层段的固井作业难点主要体现在盐膏层厚、封固段长、安全压力窗口窄、夹层盐水孔隙压力高等。之前进行的75口井钻井作业，因盐膏层井段固井出现问题影响下步作业的高达15口，占比20%。同时，因盐膏层井段固井问题导致的非生产时间损失也较大。

笔者针对M油田盐膏层固井中出现的井漏、井口带压、钻穿压力过渡带时高压盐水窜流等问题，选取典型案例分析研究，针对盐膏层井段固井前井眼处理、固井工艺及操作、工具稳定性等关键点进行分析研究，提出针对性解决措施。经现场应用，无漏失及溢流等复杂情况发生，固井质量得到明显改善。

1　M油田盐膏层固井技术难点

1.1　盐膏层固井难点

伊拉克M油田盐膏层段的固井作业主要技术难点见表1。主要体现在盐膏层厚、封固段长、安全压力窗口窄、夹层盐水孔隙压力高等方面，易出现超缓凝、井漏、欠压窜槽等问题，固井质量难以保证。

1.2　固井复杂情况典型案例分析

以A15井为例，在Φ244.5 mm套管下入及一级固井期间出现漏失,一级固井结束后分级箍循环孔无法顺利打开，钻进至原井深替清水溢流检查期间发生溢流。

表1　M油田盐膏层段固井特点与难点

1.2.1下Φ244.5 mm套管，循环漏失，固井期间漏失

基本情况：排量0.06 m3/min见返出后控制泵压3.2 MPa，逐渐提高排量至0.38 m3/min，循环浆中未加入防漏失材料，共漏失泥浆2.96 m3，漏速6.83 m3/h。排量降低至0.3 m3/min，仍有漏失；停泵观察，无漏失。前置液及水泥浆设计中未加入堵漏材料，降低排量至0.5 m3/min，共漏失11.95 m3。打开分级箍，循环候凝。以0.8 m3/min循环时发生漏失，逐渐降排量至0.5m3/min循环出多余水泥浆。

循环候凝期间排量控制在1.03～1.23 m3/min，泵压3.77～4.9MPa，液面稳定。逐渐提高排量至1.20m3/min，泵压4.5～5.2 MPa，液面稳定，进行二级固井作业。顶替期间发生漏失，降低排量顶替，漏失9.72 m3。关闭分级箍，坐卡瓦50 t，环空憋压候凝。

分析原因：下套管及固井过程中发生漏失，管鞋处未封固。

1.2.2钻至原井深2 800 m后，下钻至2 000 m用清

水替出钻井液，发生溢流

基本情况：关井求压，套压上升至1.28 MPa。放压，开井用原钻井液替出井内清水。起钻至井口，组合挤水泥钻具下钻到井。循环井底钻井液密度值1.98 g/cm3，进行试挤作业。固井泵泵注前置液5.4 m3，泥浆泵顶替到位，关闸板防喷器，挤注压力8.96 MPa，计入量0.27 m3，泄压回吐0.27 m3，循环替出前置液。

挤水泥作业。固井泵泵注前置液3.2 m3、水泥浆7.2 m3，其中水泥浆平均密度1.9 g/cm3，随后泵注尾水1.26 m3。泥浆泵替钻井液25.94 m3。起钻至2 292 m，关闸板防喷器固井泵挤水泥。挤注压力11.03 MPa，注入量5 m3，憋压候凝，固井泵泄压后回流量0.3 m3。

而后下钻分别在600 m、1200m、1800m及2420 m分别用清水替出泥浆进行溢流检验，井筒内最低当量比重1.15 g/cm3，不溢不漏。

分析原因：下替入清水做溢流检查时，井底当量密度过低，导致溢流发生。

1.3　已完成井固井问题及原因分析

分析已完成的16口井，典型盐膏层固井问题见表2。

通过对以上盐膏层固井问题分析，得出主要原因如下。

1）M油田Φ311.15 mm井段，特别是AB区块MB1顶石膏层中间压力过渡带夹有0.3～0.6 m厚的白云质砂岩，易发生井漏。

2）前置液和水泥浆与泥浆的配伍性不佳。

3）使用高密度泥浆，井壁上泥饼虚厚，固井前循环泥浆性能处理不到位。

4）高压盐水层未压稳。

表2　典型盐膏层固井问题分析

2　盐膏层固井关键性技术措施

通过对以上盐膏层固井问题的原因分析，分别从井筒准备、前置液设计、水泥浆设计及施工等环节入手，提出了针对性技术措施。

2.1　井筒准备

下套管前，需要确保井眼的完整性及承压能力，确保固井循环、顶替等作业的顺利进行。

2.1.1下套管前井眼要求

1）压稳措施。短起下和通井过程中，观察是否发生盐水侵，如发生盐水侵应逐步提高泥浆密度直至压稳，确保下套管前压稳高压盐水水层。

2）地层防漏。钻进和通井过程中如发生漏失，应进行堵漏作业，或提高地层承压能力作业，为固井施工提供良好的井眼条件，确保施工顺利。

3）通井。采用原钻具通井，通井过程中遇阻、遇卡井段反复划眼，保证井眼通畅；通井循环时逐步提高排量，循环排量2.3 m3/min，保证井眼清洁；密切观察泥浆量变化，防止发生井漏或水侵，保证井下正常。

2.1.2固井前井筒要求

1）保证套管居中度。为保证套管居中度，直井每3根套管安放1只弹性扶正器。斜井段弹性扶正器和刚性扶正器交互安放,提高套管居中度和水泥浆顶替效率。

2）循环洗井。循环时要控制好排量和泵压，避免井漏。套管到位后，灌满排空，小排量顶通，0.5 h后排量提高至0.5 m3/min；至少1.0 h后逐步将排量提高到1.0 m3/min；正常后分阶段逐步将排量提高至2.1 m3/min，同时记录泵压和返出。至少循环3个循环周，总循环时间不得少于8 h。

3）调整泥浆性能。循环时调整泥浆性能，要求振动筛干净，泥浆密度不低于完钻泥浆密度，且进出口密度一致，流动性能良好。

随着神经网络深度不断增加,特征图的细粒度大小也不断递增,更能反映全局信息。重组层分别将Darknet中的第16、第10和第6层包含不同细粒度的特征图进行重组。从图5中可以看出,将Darknet-19中的第10层和第16层输出的特征图利用类似残差网络的短路连接重组后的平均IOU值均高于其它策略,相对于Yolov2模型由0.81增长到0.83。

4）如下完套管后发生漏失，应立即堵漏。泥浆中加入堵漏材料，逐步提高泥浆密度至2.05 g/cm3以上，压稳地层进而确保地层不能出水。循环排量达到1.9 m3/min后，如无漏失，再考虑固井作业。

2.2　前置液设计

根据盐膏层的地质特性，采取针对性的水泥浆体系和配套的隔离液及冲洗液体系。

1）采用冲洗型隔离液段长250 m，一级冲洗液段长100～150 m，二级冲洗液段长350 m，密度1.10 g/cm3，提高冲洗效率。

2）对于发生过漏失的井，在隔离液中加入防漏纤维0.05%。

根据现场试验，从固井质量图上观察，前置液黏度调高到120 mPa·s时，能够有效防止在顶替过程中水泥浆发生窜槽的问题。建议隔离液黏度调高到120 mPa·s。

2.3　水泥浆设计

盐膏层采用抗盐水泥浆体系，水泥浆应具有以下性能：水泥浆失水可控、尾浆直角稠化、高强度的水泥石、稠化时间可控、良好的流变性。另外，水泥浆应采用尾浆双凝设计，确保压稳系数＞1。

1）采用“三压稳”技术措施，即固井前的压稳，固井过程中的压稳和候凝过程中水泥浆失重时的压稳[3]。

2）采用PC-HDSCMT盐膏层固井高密度抗盐防漏防窜水泥浆体系，优选水泥浆中混盐类型及浓度（5%氯化钾盐水水泥浆具有更优良的性能,在稠化时间相同的情况下，其失水量更低，静胶凝强度过渡时间更短，早期强度发展更加迅速，24 h抗压强度更高，综合防窜能力更强）[4]。

3）缩短稠化时间，速凝水泥浆稠化时间严格控制为施工时间加45 min。

4）采用双凝水泥浆体系和缩短稠化时间提高水泥浆的防水窜性能。

5）加入防漏纤维，提高水泥浆的防漏性能。

6）要提前做好水泥浆、前置液与钻井液的相容性实验。

7）固井施工注替排量采用大排量注替，注水泥1.0 m3/min，高速替浆时替速2.0 m3/min（裸眼段环空返速1.0 m/s），采用大排量顶替提高顶替效率。

8）可根据固井前井筒情况等，适当增加分级箍在上层套管内的重叠高度，以增加分级箍下固井质量。

9）通过调整流体性能使壁面剪切应力：水泥浆＞隔离液＞泥浆。

2.4　漏失井固井主要技术措施

1）循环期间进行堵漏作业，提高地层承压能力。

2）隔离液和水泥浆中加入防漏增韧剂PCB60，替泥浆过程中如发生漏失，能减少漏失，保证水泥返高。

3）降低水泥浆密度至2.25 g/cm3，增加冲洗液环空高度至200 m，减少井底压力，降低顶替过程中漏失风险。

4）循环和顶替排量选择，循环排量大于1.8m3/min，替泥浆排量大于1.6 m3/min，水泥浆返到Φ339.7 mm套管后降低排量至1.4 m3/min（重合段返速与裸眼段返速相同），替泥浆至剩水泥附加量时将排量降至1.0 m3/min至碰压。

5）针对浮鞋浮箍有可能失效的情况，在注完水泥后用密度2.16 g/cm3的泥浆（在分级箍以下的套管内）进行顶替，以平衡套管外的水泥浆，尽量减少因套管附件失效造成的回流。

3　现场应用

3.1　采取的关键性技术措施

以A34井为例，设计井深3 237 m。一开Φ762 mm套管下深35 m，二开Φ508 mm套管下深140 m，三开Φ339.7 mm套管下深2 204 m，四开Φ244.5 mm套管下深2 984 m，五开Φ168.28 mm尾管下至3 175 m。其中Φ244.5 mm套管为双级固井且封固盐膏层井段。

Φ311.15 mm盐膏层井段钻进过程中，地层承压试验数据为试验井深2 210 m，试验当量密度为2.34 g/cm3，未漏。钻进至MB1顶部时，发生漏失，采用憋压堵漏泥浆方式；电测至2 363 m时黏卡电测仪器，打捞成功。

1）井筒准备阶段。下Φ244.5 mm套管前，鉴于发生黏卡测井仪器事故，下套管前细致通井，通顺井壁且破坏井壁上虚厚泥饼。通井至井底循环过程中在原漏失层MB1顶部再次发生漏失，堵漏成功后，循环排量开到2.3 m3/min未发生漏失，起钻前进行地层承压试验，试验当量密度2.6 g/cm3，未漏。下套管到位后，探底后上提0.1 m，浮箍下深2 928 m，分级箍下深1 502～1 503 m。裸眼段严格执行每3根套管安放1只弹性扶正器。且针对井径曲线，在井壁规则处，加密安放扶正器。根据模拟计算可知，Φ244.5 mm套管居中度＞90%。

2）固井阶段。缓慢分段提高循环排量至2.1 m3/min，充分循环10 h调整泥浆性能。循环期间，井浆密度2.26 g/cm3，未发生漏失。采用双级固井，并增加一级固井在上层套管内长度以加强分级箍以下水泥石质量：一级固井采用双凝水泥浆体系，2.33 g/cm3速凝尾浆封至2 000 m（高压盐水层顶部），2.33 g/cm3缓 凝 首 浆 封 至 分 级 箍，循 环 候凝，MB4高压盐水层顶部2 338 m处压稳系数为1.02；一级返高1 503 m，进入Φ339.7 mm套管701 m，封固1 481 m。二级固井返至地面，全井段封固。固井期间高速替浆时替速2.0 m3/min，紊流顶替。

3）固井防漏方面。在前置液及水泥浆中加入5%PC-B60。PC-B60在水泥浆中加量为1%（BWOC）时，水泥浆在0.5 mm的裂缝中的承压可提高5 MPa。同时，PC-B60还能提高水泥石韧性，避免水泥浆使用的低浓度盐水配方由于抗压强度过高造成的脆性问题[5]。

3.2　具体应用效果

制定的盐膏层段固井针对性技术措施在M油田20口井中得到了应用，其中仅有1口井因分级固井工具失效导致固井质量不合格，其余19口井全部合格，固井质量得到了极大改善。

1）顶替效率大幅提高。以固井水泥浆壁面剪切应力设计水泥浆的流变性能，控制壁面剪切应力数据如下：水泥浆＞隔离液＞泥浆，如图1所示，顶替效率大大提高。

2）固井质量明显改善。根据CBL数据，A34井较之前的固井质量有了明显改善，A34井单井交井周期69.71 d。如图2所示，井口、分级箍、管鞋等关键层位的封固质量较好，CBL幅值平均在10%左右；膏层段封固质量相对较好，CBL幅值平均在20%～25%；泥岩、页岩、盐层、泥岩膏岩互层等层位的CBL幅值平均在30%～40%。一级、二级固井质量完全满足下步作业要求，且未出现下步作业过程中溢流、漏失等问题。

图1　前置液性能调整

图2　两级固井质量前后对比

4　结论和认识

1）井筒准备阶段合理防漏及堵漏以确保固井作业期间地层承压能力，大排量循环清洗井壁及固井期间的紊流顶替，是保证固井质量的关键项。

2）对套管扶正器类型及性能进行优选，确保套管扶正器能有效起到作用，提高套管居中度。

3）在M油田盐膏层固井过程中，结合使用压稳系数进行浆柱设计使得双凝水泥浆体系时刻压稳地层，防止出现溢流问题；泥浆体系直角稠化，减少窜槽发生几率。

4）井筒质量好时，可增加分级箍在上层套管内的重叠段长度，以提高分级箍下套管内的固井质量。

5）壁面剪切应力是衡量顶替效率的有效表观参数。

参考文献:

[1]刘崇建,黄柏宗,徐同台,等.油气井注水泥理论与应用[M].北京:石油工业出版社,2001:166-170.

[2]聂 臻,许岱文,邹建龙,等.HFY油田高压盐膏层固井技术[J].石油钻采工艺,2015,37(6):39-43.

[3]张春涛.盐膏层固井技术及应用[J].钻采工艺,2008,31(3):146-148.

[4]许前富,罗宇维,冯克满,等.一种高密度盐膏层固井水泥浆的研究与应用[J].钻井液与完井液,2014,31(1):68-71.

[5]Bryan Simmons.Cement across salt formation[J].World Oil,September 2008.