厄瓜多尔Parahuacu油田低压高渗小间隙尾管固井技术

刘钰龙，刘小利，唐 凯

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

Parahuacu增产项目是中油油服成立以来签订的第一个油田增产一体化服务项目，该项目是厄瓜多尔国家石油公司在资金匮乏的情况下，和中国石油公司以新的合作模式进行的尝试。Parahuacu油田已有40余年的开发历史，已进入开发的中后期，主力油藏为NAPO组U、T层砂岩，油层孔隙度和渗透率高，经过长期的注采开发，油层能量衰竭严重，地层压力系数低，油水关系复杂。该油田采用三开井身结构，Ø406.4 mm钻头下Ø339.7 mm表层套管到垂深1 800 m左右，Ø311.2 mm钻头下Ø244.5 mm技术套管到垂深2 700 m左右，Ø215.9 mm钻头下Ø 177.8 mm尾管到垂深3 000 m左右，尾管环空间隙仅19.05 mm，钻井液采用保护储层的DRILL-IN低伤害水基钻井液，密度为1.05 g/cm3，黏度为40～50 s，塑性黏度为20 mPa·s左右，动切力为25 Pa左右。针对尾管固井对油层封固质量和油层孔隙低伤害的双重要求，通过研究固井对储层伤害机理、水泥浆防水窜机理及前置液界面增强机理等，优选了低密度减轻材料HGS6000、低密度悬浮稳定剂BCJ-310S、界面增强剂SS-5L，形成了低伤害防窜水泥浆体系、复合酸性界面增强前置液体系及配套工艺技术，解决了低密度水泥浆强度低稳定性差、水泥浆污染储层、水泥环界面胶结强度低等问题。

1 固井对储层伤害机理

1.1 固井质量对储层的影响

固井质量的主要技术指标是环空封固质量，环空封固质量不好会产生以下后果：①不同压力系统的油气水层相互干扰和窜流，易引发油气层中潜在损害因素，如形成有机垢、无机垢、发生水锁作用，从而对投产的油气层产生损害，影响产量；②会使油气上窜至非产层，引起油气资源损失；③投产后原油含水率高，甚至出现只出水不出油的现象［1-3］。

1.2 水泥浆对储层孔隙的伤害

水泥浆对储层的伤害机理可以归纳为以下三个方面：①水泥浆中的固相颗粒堵塞油气层孔隙产生的损害，如果固井中发生漏失，则水泥浆中固相颗粒就有可能进入油气层深部，造成严重损害；②水泥浆滤液与油气层岩石和流体作用产生分散运移、结垢，发生水锁作用与乳化堵塞，以及滤液中表面活性物质可能使岩石发生润湿反转等引起的损害；③水泥浆中无机盐结晶沉淀对油气层的损害，降低油气层渗透率［1-3］。

2 低伤害防窜水泥浆体系

2.1 水泥浆防水窜机理

就抑制油、水、伴生气窜流而言，水泥浆胶凝结构快速形成而产生的内部结构阻力是防止环空窜流的关键，触变性水泥浆能在顶替结束后增大水泥浆胶凝结构阻力并具有一定防漏堵漏的作用。另外，水泥浆长时间凝结也会增大环空窜流的风险，再者，水泥石收缩的固有特性会使水泥环界面胶结能力减弱，甚至形成微环隙，导致层间窜流的发生。因此，对于防止环空水窜，需要着重提高水泥浆的触变早凝膨胀性能［4-8］。

2.2 低密度减轻材料和悬浮稳定剂的优选

常见的低密度减轻材料有漂珠、膨胀珍珠岩、粉煤灰，膨润土等。普通低密度水泥浆由于掺入大量外掺料，水固比增大，导致水泥石抗压强度降低，渗透率增大，水泥浆滤失量增大，部分减轻材料随着压力增大而破碎，导致井底水泥浆的实际密度增大［9］。选用3M公司生产的中空玻璃微珠作为低密度减轻材料，可以避免上述缺陷，该材料是一种碱石灰硼硅酸盐，粒径15～80µm，壁厚2～3µm，不溶于水和油，有降低黏度和改善流动度的功能，能堵塞水泥浆滤饼从而降低失水；并且其破碎压力高，在泵送过程中不易破碎，对实际密度没有影响，其颗粒直径满足正态分布，粒径在40～80µm占50%，较漂珠、膨胀珍珠岩粒径小，在小间隙尾管固井过程中摩阻较低且不易堵塞环空，能减少施工带来的漏失风险［10］。Parahuacu油田尾管固井井底压力为30 MPa左右，考虑到成本因素选择HGS6000作为低密度减轻材料。HGS性能见表1。

表1 3M中空玻璃微珠系列产品性能

由于HGS6000密度为0.46 g/cm3，水泥的密度为3.15 g/cm3，水泥浆中易出现HGS上浮，水泥颗粒下沉的问题，并且温度升高后，聚合物内降失水剂会出现热稀释现象，浆体稳定性变得更差，因此，需要加入悬浮剂来提高水泥浆的稳定性［11］。用BP管沉降法评价了三种悬浮剂的沉降稳定性和水泥石抗压强度，基础配方为：G+5%HGS6000+2%BXF-200L+42%水，PAM是大聚合度聚丙烯酰胺类有机大分子，G404SP是改性纤维素类高分子，BCJ-310S是无机与有机高分子复配材料，水泥浆养护温度为85℃/常压，加入悬浮剂后，在恒速搅拌器上保持相同转速3000 r/min，低密度水泥浆的沉降稳定性和抗压强度评价结果见表2。

表2 悬浮剂评价结果

可以看出，BCJ-310S防沉降效果最好，并且对水泥石抗压强度影响最小，分析是BCJ-310S随温度变化，黏度可以保持相对稳定，并与水泥颗粒和玻璃微珠形成致密网架结构的悬浮体系，从而保持水泥浆的稳定性［11］。

2.3 低伤害防窜水泥浆综合性能

领浆：西班牙G级+16%HGS6000+1.3%BCJ-310S+2%BXF-200L+0.1%G603+2%EXC-13（膨 胀剂）+2%CA-13L（早强触变剂）+0.35%BXR-200L+46%水，密度为1.44 g/cm3。

尾浆：西班牙G级+5%HGS6000+0.5%BCJ-310S+2%BCT-800L+2%BXF-200L+0.2%D50+0.1%G603+2%EXC-13（膨胀剂）+2% CA-13L（早强触变剂）+0.27%BXR-200L+38%水，密度为1.74 g/cm3。

低伤害防窜水泥浆综合性能见表3，抗压强度实验条件为85℃/常压，领浆稠化实验条件为65℃/30MPa/批混40 min/中停时间60 min，尾浆稠化实验条件为65℃/30 MPa/批混60 min。由表3可知，领浆、尾浆失水较低，稳定性较好，水泥石抗压强度满足尾管固井的要求，并且水泥浆环空静液柱压力较低，能避免压差过大使水泥浆中液相和固相颗粒污染储层，另外，水泥浆稠度高、触变性较强，初终凝时间及过渡时间较短，具有微膨胀效果，可以较好地防止地层流体窜流。

表3 低伤害防窜水泥浆综合性能

3 复合酸性界面增强前置液体系

3.1 界面增强机理及界面增强剂的优选

提高水泥环界面胶结强度的方法主要有两种：①通过使用一种含活性颗粒的冲洗液冲洗胶结面，在冲刷掉残余钻井液的同时附着上大量活性颗粒，这些微粒可视为预留的“活性楔子”，可在后期强化水泥水化作用，常见的活性颗粒材料主要有微硅、高炉矿渣、粉煤灰等［12-13］；②在前置液中加入硅酸钠，它能与地层流体中的钙离子发生反应生成不溶性的硅酸钙凝胶，其活化、清洗及碱性特征可以提高水泥环界面胶结强度［14］。受现场实验条件限制，采用以下简易方法评价了硅酸钠、微硅、粉煤灰、SS-5L（当地采购的一种界面增强剂）对水泥环界面胶结强度的影响：将静胶凝强度浆杯壁上均匀涂抹上相同浓度的界面增强剂，然后倒入水泥浆进行静胶凝强度实验，85℃/30 MPa/24 h和85℃/30 MPa/48 h下把浆杯拆下来，在压力实验机上用铁棒将水泥圆柱体顶替下来，在压力实验机上读取压力值，再除以胶结面积便可得到界面胶结强度值，以此值的大小作为评价界面增强剂效果的依据。评价方法和结果分别见图1和表4。

图1 界面增强剂评价方法

表4 界面增强剂评价结果

由表4可知，相比于微硅、粉煤灰、硅酸钠，SS-5L能显著加快水泥环界面的水化反应速度，提高水泥环界面胶结强度，从而达到提高水泥环层间密封效果的作用。

3.2 前置液体系综合性能

前置液体系组成见表5。

表5 前置液体系组成

3.2.1泥饼的冲洗效率

研究发现，井壁只要有泥饼存在，不管多薄，都会导致固井二界面胶结强度下降，水泥环与井壁之间都有可能形成微间隙，给地下油、气、水等流体提供窜流的通道［15］。采用以下方法评价泥饼的冲洗效率：将泥饼捆绑在旋转粘度计转筒上，计量称重，将配置好的冲洗液、冲洗酸和冲洗液依次倒入旋转粘度计浆杯中，在200 r/min下清洗，依次清洗2 min后计量称重，计算清洗下来的泥饼的质量占粘在旋转黏度计转筒上总泥饼质量的百分比，即为泥饼的冲洗效率。室内实验得到冲洗液、冲洗酸和冲洗液依次倒入的方案对泥饼的冲洗效率达到95%，相对而言，单独的冲洗液对泥饼的冲洗效率仅为30%。图2是冲洗液、冲洗酸和冲洗液先后冲洗泥饼的效果，图3是冲洗液对泥饼的冲洗效果。可见图2冲洗效果较好，分析原因是化学冲洗液先对泥饼进行渗透和冲刷，酸性冲洗液再与泥饼中骨架颗粒CaCO3发生反应使泥饼疏松易散，化学冲洗液最后对疏松泥饼进行冲刷剥离。

图3 冲洗液冲洗泥饼的效果

3.2.2界面增强隔离液与水泥浆的相容性实验

按API规范10进行室内流动度实验与污染稠化实验（65℃/30 MPa）见表6，可见领浆与界面增强隔离液的相容性较差，需要加上隔离液把二者隔开。

表6 室内混合浆体污染实验

4 配套工艺技术

4.1 套管居中度设计

合理调整套管扶正器的加放数量和位置，提高套管居中度。利用美国PVI公司研发的居中度设计软件CentraDesign-Centralizer Placement模拟设计扶正器安放。以PRH-X1井Ø177.8 mm尾管固井为例，完钻井深3 033 m，井底垂深2 947 m，尾管段2 751～3 045 m，油层位置2 910 m～2 950 m，油层垂深2 801～2 829 m，尾管段平均井斜角26.6°，设计产层段每根套管加放2个整体式弹性扶正器，非产层段每根套管加放1个整体式弹性扶正器，套管居中度能达到85.8%。

4.2 注替参数排量设计

对于低压高渗小间隙尾管固井而言，水泥浆难以达到紊流顶替，为了提高顶替效率，采用紊流-塞流复合顶替技术，即前置液出套管后采用紊流顶替，水泥浆出套管后采用塞流顶替。以PRH-X1井177.8 mm尾管固井为例，实验室利用六速黏度计测定不同流体在不同转速下的读数，根据读数计算出幂律流体的n，k值和宾汉流体的塑性黏度、动切力，通过环空塞流及紊流临界排量公式［16］计算出各个流体环空塞流顶替和紊流顶替的临界排量。根据计算，前置液出套管后排量控制在1.11～0.95 m3/min能保证前置液处于紊流状态，水泥浆出套管后排量降至0.47～0.39 m3/min能保证水泥浆处于塞流状态，利用固井顶替流态模拟软件CEMPRO+-Mud Displacement模拟施工参数，得到尾管段水泥浆顶替效率达到93.75%，施工过程中低压产层能满足压稳防漏，模拟结果见图4、图5。

图4 PRH-X1顶替效率模拟

图5 低压产层静液柱压力变化曲线

4.3 混配工艺

现场施工采用批混工艺，液体化工混配好后往批混池中吹入水泥，待水泥浆形成一定悬浮能力后将不溶于水的玻璃微珠HGS6000、悬浮剂BCJ-310S、膨胀剂EXC-13加入，直到设计的密度为止。

5 现场应用

以上工艺技术措施在厄瓜多尔Parahuacu油田尾管固井中应用了2井次，油层固井优质率100%，尾管全井段优质率90%，投产后日均增产原油10 m3，原油含水率下降3%，显示了良好的应用效果。

以PRH-X1井为例，下套管结束后，循环2周，接旋转水泥头，批混领浆、尾浆，注入4.77 m3密度为1.03 g/cm3的冲洗液，注入4.77 m3密度为1.03 g/cm3的冲洗酸，注入3.18 m3密度为1.03 g/cm3的冲洗液，注入4.77m3密度为1.32 g/cm3的界面增强隔离液，注入3.18 m3密度为1.32 g/cm3的隔离液，注入3.98 m3密度为1.44 g/cm3的领浆，注入5.25 m3密度为1.74 g/cm3的尾浆，释放钻杆胶塞，用水泥车顶替密度为1.10 g/cm3的钻井液41 m3，碰压，放回水，执行坐挂程序，起钻循环，施工结束。固井施工结束后采用CAST超声波成像测井评价固井质量，油层段固井优质率100%，尾管全井段固井优质率98%。

6 结论

（1）优选的HGS6000中空玻璃微珠具有摩阻低、泵送过程中不易破碎且形成的水泥石抗压强度高的特征，能满足Parahuacu油田尾管固井的要求。

（2）用静胶凝强度浆杯和压力实验机评价界面增强剂，该评价方法简单易行，可以模拟高温高压的井下环境；界面增强隔离液对水泥浆有促凝、增稠的作用，应用过程中应将其与领浆充分隔离开来，避免发生污染。

（3）冲洗酸可以破坏泥饼的骨架结构，冲洗液和冲洗酸的循环冲洗有利于清除附着在井壁上的泥饼，给水泥环与地层胶结创造良好条件。

（4）低伤害防窜水泥浆体系具有密度低、失水低、稳定性好、强度高、摩阻低、抗水窜等特征，适用于油水活跃条件下的储层保护固井。

（5）应用套管居中度软件和顶替流态模拟软件可以指导现场扶正器加放及优化现场施工参数，对于提高水泥浆顶替效率具有很大帮助。