浅层气治理对策研究与关键技术

马超，袁则名，和鹏飞，马志忠

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 （天津 300452）

浅层气分布广泛，约占世界油气田总数的20%,浅层气治理关系到石油生产安全， 石油业界一直对其高度重视[1-3]。 针对渤海油田渤中34 区块浅层气的存在，从钻井工程、固井工艺、井口封堵3 个方面来整体分析，多方面入手，逐一解决问题，达到对浅层气综合治理的目的。

1 渤中34 区块浅层气治理的难点

1.1 浅层气危害

浅层气是指在浅地层钻井遇到的天然气， 埋深一般小于1 500 m。 该地层胶结松散，破裂压力低，易发生漏失。 浅层气钻井过程中的井控风险具有较大的突发性。若浅层气井段封固不好，很有可能会泄漏，严重时甚至会发生井喷[4-5]。 渤中34 区块浅层气发育充分，大部分井钻遇浅层气，深度在海拔-650～-1 500 m， 共计6 套。 浅层气钻井作业属于高危作业，为防止渤中34 区块浅层气井喷，浅层气的综合治理问题势在必行。

1.2 浅层气固井难点

浅层气井段固井封固效果不好主要受到水泥浆体系和钻井工程本身因素的影响。 性能优越的水泥浆体系是固井的基本条件， 其性质直接决定固井质量；钻井工程也会影响固井质量，注意钻井过程相关细节，是固井成败的关键。

常规G 级水泥浆性质：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3 个阶段，直至终凝并达到预定强度。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， 导致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则会造成水泥环的压裂。 常规G 级水泥本身具有体积收缩比高和脆性大的特性[6]，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变差。 因此，采用常规G 级水泥固井发生气体窜槽的概率很大。

此外， 浅层气固井质量不好还与钻井工艺因素有关，主要包括：高密度水泥浆体系容易压漏地层；由于表层井底温度低导致水泥起强度慢； 井壁冲蚀导致井眼出现局部环空间隙大； 井眼清洗困难导致的胶结面差等问题。

2 关键技术

浅层气严重威胁平台的生产作业安全， 浅层气防治问题必须得以解决。 浅层地层疏松，易垮塌，容易发生漏失， 多增加一层套管单独封堵浅层气井段是有效解决浅层气固井的措施之一， 但该方法势必延长钻井工期，导致单井成本增加。向水泥浆中掺入合适的聚合物对其进行改性, 可针对性地改善水泥石的力学性能[7-8]。 在分析浅层气危害及防治难点的基础上，从水泥浆体系出发，实验优选了一种新型水泥浆体系及配套固井工艺，减少一层套管的下入。再结合钻井工程、井身结构、地质识别及井口带压井的治理等关键技术，形成一套完整的浅层气防治技术。

2.1 钻井工艺技术优化

钻井工程优化是指在钻井过程中，通过对工程参数、工序进行优化，保证浅层气井段的封固质量。①准确确认浅层气井段的位置， 一开井眼不揭开浅层气井段。对于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。 采用二开钻穿浅层气井段的井眼要考虑钻井装备能力，合理优化裸眼段长度，确保满足全井封固套管环空。②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。在钻井过程中防止井眼过度扩径，保证井壁的平滑度。 ③表层444.5 mm井眼与339.7 mm 套管环空间隙是52.38 mm， 环空间隙大，受泥浆泵排量限制，环空清洗困难，导致水泥浆与井壁、套管的界面胶结差，气体易在近井壁、套管与水泥浆的界面上窜。为此，每打完一柱钻杆深度，泵入8 m3稠浆，以及中完后，给予充分循环，并泵入15 m3稠浆， 保证充分携带岩屑， 使其井眼清洁。 ④为提高套管的居中度，保证固井质量，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3 根2 个。 顶替水泥过程中，在1～2 m 范围内活动套管串， 保证水泥浆将套管环空中的钻井液顶替干净，提高水泥浆的顶替效率，保证第一和第二胶结面的质量。

2.2 井身结构优化技术

根据油田资料录取显示，浅层气集中于海拔-650～-1 500 m。 通过对浅层气泄漏事件原因分析，表层套管直接封固浅层气的成功率较低， 表层钻进揭开浅部气层的井控风险较高。鉴于此，对含有浅层气井进行了井身结构的优化。 Φ406.4 mm 井眼闭路钻进至450 m 左右，确保不揭开浅部气层，同时该深度的地层有足够的承压能力；采用Φ311.1 mm 井眼揭开， 该方法能够有效控制井眼与套管间隙增长大，解决了由于泥浆泵排量限制，环空清洗困难，水泥浆与井壁、套管的界面胶结不好的问题，阻止气体在近井壁、套管与水泥浆的界面上移，防止浅层气泄漏。 另外，要在Φ311.1 mm 井眼钻进期间安装防喷器，大大降低浅层气层钻进期间的井控风险。同时需考虑平台载荷和灰罐容积的限制， 设计时应该优化高密度水泥浆封固裸眼段的长度。

2.3 地质识别技术

各井区浅层气深度、 厚度及发育程度存在微小的差别[9]。 为了充分获取浅层气的基础数据，对浅层气进行透彻研究， 分别选择各井区的代表井进行全裸眼段录井，并增加了浅层气井段的测井项目。获得了充足的地质资料， 得以对各井区浅层气进行详细地认识和解释。

2.4 井口带压井治理技术

针对已经发生泄漏的井，需要进行针对性处理，井口环空压力必须安全有效控制[10]。 井口封堵技术是带压井安全可控泄压的较为有效的手段。 要求包括：泄压过程全程监控；所选设备满足平台长期生产要求；不对平台生产流程产生影响。主要措施有对上述泄漏浅层气的2 口井的609.1 mm 隔水套管与339.7 mm 表层套管之间的所有缝隙和隔水套管顶端的2 个返浆口进行焊接封堵作业， 并在该环板上安装引流的阀门、压力表和管线，引至其他安全区域进行泄压。

2.5 树脂水泥浆体系的应用

2.5.1 水泥浆性能要求

浅层井底温度低，水泥浆速度慢，起强度慢，易发生气窜[5]。 为此只能使用过平衡浅层气孔隙压力的水泥浆进行单级固井， 但该工艺会增加地层漏失的可能性，增加了作业风险。针对以上问题急需选择一种当量比重较低，抗污染能力较强，具有良好的防气窜能力的水泥浆体系。 该水泥浆体系可以防止浅层气泄漏，封固性极强，能够有效封固长井段，保证浅层气地层的封固质量，达到安全、经济、优快钻井的目的。此种水泥浆需要有较为全面的性能，主要包括：低温下抗压强度高、水泥石致密、起强度时间短、水泥浆综合性能优良和24 h 强度高、具有良好的防气窜能力。

2.5.2 水泥浆体系优选

目前海上油田针对浅层气井段固井采用的水泥主要有塘沽水泥、胶乳水泥及树脂水泥。超声波水泥分析仪（UCA）测试结果是反映水泥浆体在不被破坏的前提条件下各个连续时间段内强度的发展变化情况，目前，世界各大油田公司将UCA 强度划为投标实验项目中的重要技术指标。对塘沽、树脂和胶乳水泥浆体系的UCA 强度进行了测试。由测试结果可知3 种水泥浆体系的起强度时间：G 级水泥浆(起强时间：T=8 h54 min)＞树脂水泥浆(起强时间：T=9 h)＞胶乳水泥浆(起强时间：T=13 h30 min)，但前两者几乎同时起强度。 G 级水泥浆、树脂和胶乳水泥浆24 h 强度分别为6.48 MPa(940 psi)、9.66 MPa(1 400 psi)和7.93 MPa(1 150 psi),其中树脂水泥浆体系强度最高。

G 级水泥和胶乳水泥是目前现场固井常用的2种水泥浆材料，但在已固井结束的井，井口已有浅层气泄漏现象， 实践证明2 种水泥浆体系防气窜效果不理想，不适用浅层气井段固井。选用的树脂水泥浆具有较好的防气窜功能， 表1 为3 种水泥浆体系对比数据。

表1 不同水泥浆体实验参数

由于表层较浅， 因此实验温度设定为40 ℃，通过树脂水泥浆对比G 级水泥浆和胶乳水泥浆的实验数据得知：G 级水泥浆和树脂水泥浆起强度时间较为接近，均小于9 h，比胶乳水泥浆起强度时间节省了4 h 以上； 孔隙度是衡量水泥浆体系防气窜能力指标，孔隙度越小，防气窜能力越强。 树脂水泥浆的孔隙度比G 级水泥浆和胶乳水泥浆的孔隙度小5%以上， 防气窜效果优越；24 h 强度反映水泥浆抗地层压力的能力，24 h 强度越高， 水泥环抗地层压力能力越强。 树脂水泥的24 h 强度为9.66 MPa，远高于其他2 种水泥浆体系。综合以上实验，树脂水泥浆体系为最佳防气窜水泥浆体系， 针对浅层气井段固井具有良好的应用前景。

3 应用成果分析

3.1 钻井工程优化应用效果

作业前， 通过地质识别确定了浅层气的深度范围，在预测的浅层气深度以上中完，实际一开作业期间均未钻遇浅层气。在二开作业过程中，通过严格控制排量，避免定点循环减少了“大肚子”井段的存在。通过提前转化钻井液，减少了井眼扩径的可能性。通过优化井眼轨迹， 减少了滑动进尺， 保证了井眼平滑，提高了扶正器的支撑效果，提高了顶替效率，保证了固井质量。

3.2 井身结构优化的成功应用

以井深3 000 m 且存在浅层气的井为例， 在斜深700～1 000 m 钻遇浅层气，原设计如图1（a），使用的是聚合物体系+防窜剂固井体系进行单级固井； 使用低密水泥浆+树脂水泥浆固井体系固井方式的前提下，可变更井身结构如图1（b）；工期费用测算见表2。

图1 采用树脂水泥浆后井身结构变化对比图

表2 渤中X 井2 种作业方案的费用工期对比

经过测算， 作业方案的优化减少了单独封固浅层气井段的一层套管， 每口井至少节省2 d 作业时间，单井节约钻井成本300 万元。 低密水泥+树脂体系自2015 年5 月在BZ34-1X 平台优先成功使用并日趋成熟，目前已经成功应用了10 口井，节省钻井成本3 000 万元以上。

3.3 地质识别技术的应用效果

图2 为渤中某油田含浅层气井的测井曲线，从中子密度测井曲线中明显看出浅层气挖掘效应（黄颜色区域1 328～1 358 m）。浅层气测井技术的提出，更加清楚的认识浅层气， 对浅层气的埋藏深度有极为精准的判断，对于井身结构优化、钻井工艺等起到了指引作用，大大降低了浅层气风险及开发成本。

图2 浅层气井段测井曲线

3.4 井口带压井的治理效果

对隔水管与表层套管之间的所有缝隙、 开口进行焊接封堵，安装引流阀、压力表和管线。 对所有焊缝进行了3 次补强、探伤、试压、涂敷防腐处理。环空气体通过连接放气管线，最终进入闭排罐，经闭排罐后进行冷放空处理。经过这种处理，将气体汇入了平台的流程，实现了对浅层气的隔离、封堵和引流，井口环空压力得到了安全有效的控制， 并进行了安全释放，保证了平台和人员的安全。

3.5 树脂水泥浆体系的成功应用

3.5.1 不同水泥浆体系现场使用效果

以存在浅层气的渤中某油田X 平台为例，该平台共完成了12 口井， 其中3 口井进行了声波幅度测井（CBL）作业。 X5 井采用G 级水泥浆，聚合物体系+防窜剂进行单级双封，目前浅层气从244.48 mm和339.7 mm 套管环空泄漏。 X3H 井采用漂珠水泥单级封固，全井段采用低密高强体系+防窜剂，固井质量差， 目前浅层气从244.48 mm 和339.7 mm 套管环空泄漏。 X8H 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+防窜剂封固，固井过程顺利，封固效果好，没有发生环空泄漏事件。

通过X5、X3H 和X8H 井固井结束后的测CBL曲线得知，X3H 井在浅层气段整体封固效果不理想，封固质量不合格；X5 井封固效果比X3H 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X8H 井整体封固质量好，固井质量优秀，固井结束后井口未见压力显示。

3.5.2 不同水泥浆体系应用效果

采用低密水泥浆+树脂水泥浆单级固井方式，现场试验了5 口井。从效果可知封固段CBL 曲线测井井段声波幅度占未封固井段声波幅度比值均在10%以内，封固质量优秀。 试验井CBL 数据表明低密水泥浆+树脂水泥浆适用于浅层气地层的井。 该水泥浆体系具有良好的封堵效果， 满足渤海油田浅层气井段的固井要求。

4 结论

1）使用树脂水泥浆体系及相配套的技术，克服井底诸多不利因素影响， 成功解决了存在浅层气油田的封固问题， 为今后相关浅层气固井提供了安全高效的可行性方案。

2）井口封堵技术，泄压过程实现了全程监控，使不受控制的泄漏气体得到安全可控的排放， 及时排除了生产隐患。

3）探索出一套完善的浅层气综合治理关键技术， 消除了油气井安全生产的隐患， 取得了良好效果，具有良好的应用价值和推广价值。