浅层气防治技术在渤海A油田的应用

吕广



浅层气防治技术在渤海A油田的应用

吕广

（中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300450）

在勘探开发过程中，浅层气对于钻井作业危害极大,目前如何有效封固浅层气井段，防止次生灾害是国内外石油界的一个技术难题。渤海油田有较多的区块都存在浅层气，渤中区域最为典型。前期采用常规固井工艺封固浅层气难以满足封固要求，由此引起浅层气的泄漏带来经济损失和钻井工程风险。针对浅层气防治问题，从钻井工艺、固井方式和水泥类型优选、辅助措施等方面进行改进，创新引入树脂水泥浆体系，形成一套适合渤海湾浅层气的封固技术，在渤中A油田成功应用，保证钻井作业安全同时取得较大经济效益。

浅层气；泄漏；固井；树脂水泥浆；防治技术

浅层气指在浅部地层钻井遇到的天然气，埋藏深度一般小于1 500 m。该地层通常存在于快速沉积地区，破裂压力低，属于典型高压、小体积气体储层。浅层气钻井过程中，由于浅层气地层松散，承压能力弱，易发生漏失，且浅层气从预兆到发生所用时间短暂，具有突发性，极易导致严重的井喷事故[1⁃2]。海洋钻井与陆地钻井相比，具有明显的投资高、风险大特点。渤海油田有较多区块存在浅层气[3]，长期的勘探开发过程为钻井方面积累了大量技术经验。渤中区域浅层气发育最为丰富，部分井次采用常规固井工艺封固质量不佳，导致表层套管与隔水导管之间存在气体泄漏状况，进而产生采油井带压生产情况，造成后续生产风险大、维护费用高。总结以往经验教训，采用新型固井方式，创新使用孔隙度小、防窜能力高、抗压强度和韧性俱佳的树脂水泥浆体系，形成一套行之有效的浅层气危害防治技术。率先应用于渤中A油田，成功有效解决该区域浅层气封固难题。

1 影响渤海浅层气固井质量的主控因素

避免浅层气危害最有效的方法是井位选择避开浅层地质灾害区域，但由于海洋钻井采用丛式井开采模式，井位选择相对受限。批钻作业模式下,中完临时井口一旦发生井喷，无升高立管及防喷器装置，井控处理措施十分局限，无法进行压井操作，易产生毁灭性后果。渤海油田蓬莱19⁃3⁃3井、渤中25⁃1⁃6井因浅层气曾经发生井喷事故。渤中区域A油田开发过程中，发现区域内浅层气普遍发育，大多数井次钻遇浅层气，埋藏深度位于海拔-650~-1 000 m，共计6套之多，如图1所示。

图1　渤中区域A油田浅层气分布

1.1 水泥浆因素

浅层气较为发育的区块，油井封固效果差主要出现以下现象：隔水导管与表层套管环空出现浅层气上窜泄漏；表层套管与技术套管环空出现环空带压。

水泥浆顶替到位后，会经过静液柱压力传压、液塑态孔隙传压、塑固态孔隙传压[4]三个阶段来平衡地层压力，直至终凝并达到预定强度。当前渤海海域常用油井水泥是“G”级水泥，但是常规油井水泥具有高体积收缩和脆性大特性。在水泥浆凝结过程中，浅层气会不断侵入，液塑态孔隙传压阶段气体侵入会导致水泥环出现微环空；塑固态孔隙传压阶段时水泥环不具备足够的强度，如果浅层气能量不断积蓄会造成水泥环的压裂；常规油井水泥普遍存在体积收缩的固有缺陷，另外，在水泥浆凝结过程中会吸收井壁残存泥饼的水分并使其干裂，使第二胶结面封固效果会变差，进而发生气体“窜槽”[5]，如图2所示。

图2　浅层气对固井危害示意图

1.2 地层及井身结构因素

（1）井底温度低。由于低温条件下水泥水化速度慢、早期强度发展慢，易发生气窜。

（2）井眼易漏失。浅层气所处地层岩性胶结较为疏松，承压能力较弱。在钻进过程中漏失时有发生，而且一旦钻进漏失，固井质量将更难以保证，并且会伴有气侵造成的二次漏失。

（3）井径不规则。由于浅部地层岩性以疏松胶结砂岩、软泥岩、砾岩、粉砂岩为主，井壁易冲蚀，井眼易扩大，通常情况下井径不规则，存在“台肩”、“大肚子”井段，从而带来泥浆残存，不易替净；套管扶正器支撑效果差，套管居中度低等不利因素。

（4）井眼与套管环空间隙大。渤中区域A油田表层套管井身结构为444.5 mm（井眼）×339.7 mm（套管），二者之间标准井眼间隙为52.38 mm，如计算井眼扩大率则远大于52.38 mm；过大间隙受泥浆泵排量限制，环空清洗困难，水泥浆与井壁、套管界面胶结质量差，气体易在近井壁、套管与水泥浆的界面向上窜[6]。

2 改善渤海浅层气固井质量的技术途径

浅层气埋藏浅，气体沿水泥环微裂缝窜至井口产生井口带压。需一种新技术手段有效控制浅层气泄漏，从固井工艺、工程措施来整体分析，多方面入手，逐一解决问题，达到对浅层气综合防治的目的。

2.1 水泥浆体系要求

经过前期作业经验教训，“G”级水泥单级双封不适合浅层气封固。原因如下：水泥浆在较长的裸眼段内发生混浆，对水泥浆性能和强度产生较大影响；井径尺寸成倍扩大，水泥浆附加量不易计算；前置浆不足以抑制浅层气对水泥浆侵入；前置浆没有足够被承托，静液柱压力减小可能成为浅层气侵入的诱因；“G”级水泥浆凝固后体积收缩率较大，易产生浅层气环空气窜通道[7]。

针对诸多不利因素，从水泥浆体系角度出发，尝试如下思路解决难题。

（1）使用过平衡浅层气孔隙压力的水泥浆进行单级固井，以保证不发生气窜；

（2）多增加一层套管单独封堵浅层气井段；

（3）选择一种当量密度低，抗污染能力强，具有良好的防气窜能力水泥体系。

思路（1）实用局限大，水泥浆过平衡地层压力增加地层漏失可能性；配置足够密度的水泥浆来封固长裸眼段，受到平台载荷和灰罐容积的种种限制。思路（2）是有效解决浅层气固井的措施之一，但是该方法势必造成钻井工期延长，单井成本增加。因此，按照思路（3），探索一种防止浅层气泄漏，封固性极强的水泥浆体系，配合工程措施，达到安全、经济、高效封固浅层气井段目的。

水泥浆体系需有全面性能。包括低温下抗压强度高、水泥浆沉降稳定好、水泥石致密、具有较低的渗透率、具有良好的防气窜能力、具有一定的触变性能、失水易控制、失水量低、水泥浆综合性能优良、稠化时间可调等[8⁃9]。冲洗液、隔离液与水泥浆的配伍性需要提高，保证井眼中较少残存钻井液，同时隔离液充分隔开水泥浆与钻井液，防止水泥浆顶替过程污染影响固井质量。

2.2 创新水泥浆体系

2.2.1水泥浆体系比较水泥浆体的抗压强度与孔隙率有着密切的关系，一般来讲，孔隙率越小，水泥浆体抗压强度越高。经过实验和计算，山东“G”级水泥浆、树脂水泥浆和胶乳水泥浆体系[10]孔隙率分别为51.76%、50.41%和50.68%。分别测试三种水泥浆体系在35、56、70 ℃的抗压强度，如表1所示。

表1　不同温度下三种水泥浆体系的24 h抗压强度

由表1可以看出，水泥浆体系的抗压强度随着养护温度的升高而提高，同一温度下树脂水泥浆体系的抗压强度最高，与孔隙率计算结果吻合。

UCA测试结果是反映水泥浆体在不被破坏前提下各个连续时间段内强度的发展变化，目前，世界各大油公司将UCA强度划为投标实验项目中的重要技术指标。山东“G”级水泥浆、树脂水泥浆和胶乳水泥浆体系的UCA测试结果分别如图3所示。

图3　UCA测试结果

由图3可以看出，三种水泥浆体系的起强度时间：“G”级水泥>树脂水泥>胶乳水泥，但前两者几乎同时起强度。“G”级水泥、树脂水泥和胶乳水泥浆24 h强度分别为6.3、9.7、8.4 MPa，其中树脂水泥浆体系强度最高，结合孔隙率和抗压强度的实验结果，树脂水泥浆体系为最佳水泥浆体系[11]。

2.2.2隔离液优选和相容性优化隔离液的主要作用是隔开水泥浆与钻井液，防止水泥浆在顶替过程中受污染，进而影响上层套管鞋处固井质量[12]。现场应用的隔离液主要有S11S和S30S两大体系，在7 MPa、56 ℃的失水实验中，S11S体系隔离液5 min即被击穿，最终失水量为287 mL；S30S体系隔离液30 min失水量为61 mL，并形成约2 mm厚的滤饼。

两大隔离液体系污染水泥浆情况如图4所示。观察隔离液体系污染水泥浆后的24 h抗压强度，30% S11S隔离液污染水泥浆后浆体基本无强度，用勺子可探至磨具底部，如图4(a)所示。

30% S30S隔离液污染水泥浆后浆体有强度，勺子显著立在浆体顶部，具体如图4(b)所示。结果表明，S30S隔离液污染水泥浆后浆体稳定性更好。确定S30S隔离液体系为最佳隔离液。

井下流体的相容性是固井作业安全与否的有力保证，相容性好的流体可提高顶替效率，确保固井质量；相容性差的流体可能导致憋泵和水泥浆返高不足等问题。

树脂水泥浆与S30S隔离液的形容性实验结果见表2。由表2可知，不同比例隔离液污染水泥浆后浆体的流变性良好，流变数据随隔离液掺量的增加逐渐减小；不同比例隔离液污染水泥浆后浆体具有抗压强度（100%隔离液除外），抗压强度值随隔离液掺量的增加而逐渐减小。

表2　树脂水泥浆与S30S隔离液的相容性测试结果（35 ℃）

2.3 优化固井方案

浅层气良好封固的关键环节，是树脂水泥浆较好的封固浅层气井段。为保证浅层气井段的封固质量，在钻井工程上也需要进行一系列的优化。

（1）井身结构的优化。准确确认浅层气井段的位置，一开井眼不揭开浅层气井段。若不能明确预测浅层气位置，一开作业期间要安装分流器，一旦意外揭开浅层气层应该及时中完。钻穿浅层气井段裸眼段长度要合理，以钻井装置能力满足全井段封固套管环空为主要依据。

（2）在钻井过程中需要防止井眼过度扩径，保证井壁平滑度。井眼扩径会导致水泥浆量变多，附加量误差变大，局部“大肚子”井段钻屑和泥浆残余不易替净，会影响整体封固效果。

（3）提高水泥浆的顶替效率。通过合理加放扶正器等措施提高套管的居中度；在固井顶替过程中尝试活动套管以改变水泥浆的流态，对提高第一和第二胶结面的质量有一定帮助。

3 浅层气防治技术应用及分析

渤中区域A油田浅层气典型发育，以此为现场开展浅层气治理方案设计和实践。

3.1 施工措施

3.1.1优化井身结构根据前期资料录取显示，浅层气集中于海拔-650~-1 000 m。前期浅层气泄漏证明表层套管直接封固浅层气成功率较低，表层钻进揭开浅部气层的井控风险高。鉴于此剩余井次全部进行井身结构优化，406.4 mm井眼闭路钻进至450 m左右，确保不揭开浅部气层，同时该深度地层有足够承压能力。用311.1 mm井眼揭开浅层气，有效控制由于井眼与套管间隙大，受泥浆泵排量限制，环空清洗困难，水泥浆与井壁、套管界面胶结质量差的情况。另外，311.1 mm井眼钻进期间安装防喷器，降低浅层气层钻进期间的井控风险。

3.1.2改善井眼质量优良的固井效果基于井眼状况和轨迹质量，钻井方案上制定一系列针对性的措施。受平台水泥罐容限制，严控井眼扩大率，在保证井眼清洁的前提下，现场降低排量至2 800~3 200 L/min，不再使用海水膨润土浆开钻，提前转化为改进型PEC钻井液，减少对井壁冲蚀；优化井眼轨迹，控制连续滑动进尺，确保井眼和井壁的平滑；充分清洁井眼，使用岩屑床清除器等辅助工具，确保井眼顺畅。上述措施在实践中证明，有效控制浅部疏松地层井眼扩大率，井壁较为均匀、平滑，套管扶正器居中支撑效果提高。

3.1.3深入资料数据分析 A油田在综合调整阶段动用不同储层的储量。各井区浅层气深度、厚度及发育程度存在微小差别。为了充分获取浅层气的基础数据，对浅层气进行透彻的研究，分别选择各井区的代表井进行全裸眼段录井，并增加浅层气井段测井项目。获得充足资料，以对各井区浅层气进行详细解释。

3.1.4固井操作优化为保证浅层气井段水泥浆顶替效率[13]，自浅层气顶以上200 m至浅层气以下150 m，套管扶正器加密至每3根安放2个。同时，能够提活套管的前提下，顶替水泥过程在1~2 m活动管串，使水泥浆替干净套管环空中的钻井液，并充分接触井壁，使每个界面都良好胶结。

3.2 水泥浆应用效果

前期采用“G”级水泥，聚合物体系+防窜剂进行单级双封以及全井段采用低密高强体系+防窜剂，固井质量均不尽如人意，表层套管环空存在泄漏现象。本次创新采用漂珠水泥单级全封，浅层气段采用树脂水泥浆体系，其他井段采用低密高强体系+防窜剂封固。对三种水泥浆体系固井效果进行了详细对比[14⁃15]。

（1）采用G级水泥，聚合物体系+防窜剂进行单级双封；采用漂珠水泥单级封固，全井段采用低密高强体系+防窜剂，固井质量评价如表3所示。

表3　2种防窜剂固井体系浅层气井应用

（2）采用G级水泥，聚合物体系+防窜剂进行单级双封；采用漂珠水泥单级封固，全井段采用低密高强体系+防窜剂，封固浅层气段CBL曲线如图5所示。

（3）采用漂珠水泥单级全封，浅层气段采用树脂水泥浆体系，其他井段采用低密高强体系+防窜剂封固，固井质量评价如表4所示。

本体系封固浅层气段CBL曲线如图6所示。通过对比CBL曲线得知，A1井在浅层气段整体封固效果不理想，封固质量不合格；A3井封固效果比A1井要好一些，但仍然满足不了固井要求。采用树脂水泥浆体系的A2井整体封固质量好，固井质量优良，固井结束后井口未见压力显示。采用漂珠水泥单级全封，浅层气段采用树脂水泥浆体系，其他井段采用低密高强体系+防窜剂封固[13]。

图5　2种体系封固浅层气段CBL曲线

表4　低密水泥浆+树脂水泥浆固井体系浅层气井应用

图6　A2井低密高强体系+防窜剂水泥浆体系封固浅层气段CBL曲线

4 结论

（1）钻遇浅层气井次，技术套管固井采用漂珠水泥单级全封，浅层气段采用树脂水泥浆体系，其他井段采用低密高强体系+防窜剂体系。克服井底温度低、当量密度高易漏失等诸多不利因素影响，整体达到固井质量要求，满足工程需要，为浅层气发育地层海洋钻井作业提供一套安全高效的可行性防治技术。

（2）对于浅层气固井工艺，隔离液体系优选和相容性试验是固井成败关键，水泥浆失水越低越好，优化后自修复水泥浆体系 API 失水为61 mL，满足了浅层气固井对失水性能的要求。

（3）浅层气发育区块钻井作业设计阶段，分析资料确认浅层气埋藏深度，确保表层开路钻进井段不揭开气顶。工程方面通过降低排量，提前转化钻井液，全程闭路钻进等手段防止井眼过度扩径，充分保证固井作业顶替期间水泥浆驱替效率。

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（编辑 王亚新）

Prevention and Control Technology of Shallow Gas Applied to A Oilfield

Lü Guang

(⁃＆，，)

In the process of exploration and development, shallow gas does great harm to drilling operations. Currently, how to effectively seal the shallow well section to prevent secondary disasters, is a technical problem in petroleum industry both at home and abroad. There are shallow gas in many blocks in Bohai oilfield, and the most typical one in Bozhong area. The conventional cementing cementing of shallow gas is difficult to meet the sealing requirements, resulting in the leakage of shallow gas to bring economic loss and drilling engineering risk. Aiming at the problem of shallow gas prevention and control, this paper improves drilling technology, cementing method, cement type optimization and auxiliary measures, innovatively introduces resin cement slurry system, and forms a set of sealing technology suitable for shallow gas in Bohai bay, which has been successfully applied in Bozhong A oilfield to ensure drilling operation safety and to achieve greater economic benefits.

Shallow gas； Let out； Well cementation； Resin cement slurry； Prevention and control technology

TE28

A

10.3969/j.issn.1006⁃396X.2018.06.014

2017⁃12⁃04

2018⁃01⁃10

吕广（1989⁃），男，工程师，从事海上完井相关技术研究；E⁃mail：lvguang@cnooc.com.cn。

1006396X（ 2018）06008807

http://journal.lnpu.edu.cn