厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田固井技术研究与应用

唐 凯，刘小利，刘钰龙

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018）

TAMBOCOCHA油田位于厄瓜多尔亚马逊热带雨林腹地，邻近厄瓜多尔雅苏尼国家森林公园，与ISPINGO油田和TIPUTINI油田并称ITT项目，其原油储量2.67×109m3，占该国已探明石油储量41%。TAMBOCOCHA油田NAPO组砂岩油藏自上而下分别为M1、M2、U层，其中M1层为主力产层。ϕ215.9 mm井眼下采用ϕ177.8 mm尾管固井的方式，固井施工难度大，主要技术难题有：①环空间隙小，顶替效率差；②裸眼段易出现掉块、沉砂，不通井直接下套管，尾管下入难度大；③产层油水活跃，水泥浆在候凝期间易受油、水侵蚀，固井完侯凝18 h测固井质量，30 h射孔作业，4～5 d后投产，对水泥浆综合性能要求高；④ϕ244.5 mm技术套管脚最大限度地接近油层顶界（一般距离M1层顶界15～45 m），尾管重合段仅45 m左右。在确保产层尾管固井施工安全的前提下，保证产层封固质量技术难度大。

文中从提高窄环空固井界面胶结强度及水泥石本体防水窜性能的设计思路出发，进行复合酸性前置液体系、强触变微膨胀胶乳水泥浆体系及现场固井施工技术研究，并通过33口井的现场应用，形成了厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田油水活跃油藏固井技术，提高了该油田底水油藏固井封固质量，并对国内底水油藏及高含水调整井防水窜固井具有一定的借鉴意义。

1 复合酸性前置液体系

1.1 技术思路与配方组成

固井前置液应具备稀释、驱替、隔离钻井液，清洗套管及井壁油污，清除井壁虚滤饼，改善界面润湿性能，增加界面胶结强度等作用［1-4］。为此，在驱油冲洗液基础上加入酸性冲洗液、双作用隔离液和界面增强冲洗液，以形成一套复合酸性前置液体系。

复合酸性前置液体系主要包含以下4种：

驱油冲洗液体系：清水+表面活性剂BCS-010L+KCl，密度为1.05 g／cm3

双作用隔离液体系：清水+G404SP隔离剂+CaCO3，密度为1.30～1.56 g／cm3

酸性冲洗液体系：清水+阴离子表面活性剂+HCl+KCl，密度为1.10 g／cm3

界面增强冲洗液体系：清水+硅酸钠水溶液+消泡剂G603，密度为1.26 g／cm3

1.2 冲洗方法及作用机理分析

固井施工中交替注入驱油冲洗液、双作用隔离液、酸性冲洗液和界面增强冲洗液四种体系，各冲前置液体系作用如下：

（1）驱油冲洗液体系能够稀释钻井液，改善其流动性，使其更容易被驱替，配方中加入KCl，可有效保持井壁的稳定性，保证施工安全，同时还可以有效地清除井壁油污。

（2）隔离液体系能够有效避免钻井液和水泥浆发生污染，体系中CaCO3颗粒可对井壁进行有效冲刷，隔离液体系还可有效悬浮泥饼中剥离的CaCO3和黏土颗粒，大大提高泥饼清除效率。

（3）酸性冲洗液体系可溶蚀反应隔离液体系中的CaCO3和黏土，并在冲洗泥饼的同时与CaCO3反应生成CaCl2，参与后期水泥水化，提高二界面胶结质量。

（4）界面增强冲洗液体系采用硅酸钠溶液，其活化、清洗及碱性特征，可增强水泥界面胶结强度，提高固井质量。

现场施工冲洗方法见表1。

表1 复合酸性前置液体系冲洗方法及步骤

1.3 泥饼清除效率评价

将现场泥浆在高温高压（温度55℃、压力3.5 MPa）条件下进行静失水，制得滤饼，晾干表面水分后称重；再将滤饼固定在六速旋转黏度计外桶上，在黏度计转速为200 r／min条件下，按照不同的清洗方法进行冲洗，冲洗完取出泥饼，晾干后称重，则泥饼清除效率为：

式中：M1为滤饼质量，g；M2为冲洗后的滤饼质量，g；M0为滤纸质量，g；E为泥饼清除效率，%。

不同的冲洗方法下泥饼清除效率实验结果如表2所示，从表中可以看出，在相同的转速下，随着清洗时间的增加，泥饼清除效率逐渐增加，复合前置液体系中三种前置液依次冲洗清除效率明显高于单一前置液冲洗清除效率，复合前置液可以极大地提高泥饼清除效率。

表2 不同的冲洗方法下清除效率

1.4 界面胶结强度评价

1.4.1 二界面胶结强度评价方法设计

为了评价酸性复合前置液体系对二界面胶结强度改进效果，取现场井筒岩心，模拟水泥石与地层的胶结状况，测试的胶结强度为水泥石与含有泥饼的地层岩心之间的胶结强度，模拟效果更加真实，测试原理见图1。先将岩心放置于增压养护釜，泥浆增压养护24 h后，再在流变仪中用酸性复合前置液体系冲洗岩心7 min后，用测试模与水泥浆一起在高温养护箱（70℃）中进行养护24 h，然后使用压力实验机测试胶结强度。胶结强度计算公式为：

图1 测试原理

式中：P为胶结强度，MPa；D为岩心的直径，mm；H为岩心的高度，mm；F为剪切力，N。

1.4.2 界面胶结强度评价结果

对不同处理情况的岩心进行胶结强度测试，其中，水泥浆基浆配方为西班牙G级水泥+2.5%降失水剂BXF-200 L+0.2%缓凝剂BXR-200 L+现场水；1＃岩心不在钻井液中浸泡，直接倒入水泥浆基浆于养护装置中养护24 h后测试胶结强度；2＃岩心在钻井液中浸泡造泥饼，用清水冲洗岩心表面7 min；3＃岩心在钻井液中浸泡造泥饼，用单一表面活性剂冲洗液CXY冲洗岩心表面7 min；4＃岩心在钻井液中浸泡造泥饼，用酸性冲洗液冲洗岩心表面7 min；5＃岩心在钻井液中浸泡造泥饼，用驱油前置液、酸性冲洗液和双作用隔离液依次冲洗岩心表面7 min；6＃岩心在钻井液中浸泡造泥饼，用驱油前置液、酸性冲洗液和双作用隔离液依次交替两轮冲洗岩心表面7 min。实验结果如表3所示。

表3 不同介质冲洗条件下的胶结强度

从表3可以看出，未经过钻井液养护的岩心胶结强度明显高于养护过的岩心胶结强度；清水冲洗过的岩心与水泥浆基浆胶结强度低；单一酸性冲洗液冲洗过的岩心胶结强度比单一表面活性剂冲洗液CXY冲洗过的岩心胶结强度略高；复合前置液冲洗后岩心胶结强度明显提高；复合前置液交替冲洗后岩心胶结强度比复合前置液冲洗后的岩心胶结强度略高，较单一表面活性剂冲洗液CXY提高105%。

2 强触变膨胀胶乳水泥浆体系

2.1 设计思路与防水窜机理

通过分析TAMBOCOCHA油田某口井CAST-V超声波成像测井结果，显示产层段有多处弱胶结或无胶结且形成连续窜流通道。经分析排除该井存在未压稳、大肚子井段顶替效率低、水泥浆失水量大及产生微环隙等因素。该井后期测试日产液量为994 m3，油水活跃，地层流体以“溶解迁移”方式破坏水泥浆胶凝结构，形成局部窜槽［5-6］。

为解决地层水对水泥浆的侵蚀问题，在膨胀胶乳水泥浆体系中引入触变防水窜材料，形成强触变膨胀胶乳水泥浆体系，提高水泥浆候凝期间抗“溶解迁移”能力，同时有效防止水泥石收缩，从而提高产层封固质量。

2.2 触变剂优选及对水泥桨触变性能影响

步玉环等人［7］提出了基于稠度差值法的水泥浆触变性能评价方法，即采用增压稠化仪在不同停机时间前后的稠度差值来表征水泥浆触变性能的优劣，此方法不仅能够体现水泥浆静止后剪切应力随时间的变化，且便于操作及测量。采用稠度差值法对不同防水窜触变剂的触变性能进行评价，在55℃条件下用增压稠化仪测量掺有不同触变剂的水泥浆及原浆静止10 min、20 min后的水泥浆稠度差值变化，实验结果如表4所示。

表4 不同触变剂触变性能评价

从表4可以看出，添加触变剂CA-3L的水泥浆稠度差值大于添加触变剂CA-2L的水泥浆稠度差值，表明触变剂CA-3L触变性优于触变剂CA-2L。这是因为在水泥浆中添加触变剂CA-3L后，在水泥浆体内部形成网络结构，获得良好的触变性能，提高了水泥浆内部结构阻力，宏观上表现为水泥浆稠度增加，进而提高水泥浆抗水侵性能［8-9］。随着触变剂加量增加水泥浆稠度差值变大，可以通过调节触变剂加量改变水泥浆触变性强弱。

2.3 强触变膨胀胶乳水泥桨体系配方及性能

2.3.1 配方组成及常规性能

采用双凝强触变膨胀胶乳水泥浆体系，基础配方为：G级油井水泥+降失水剂BXF-200 L+胶乳BCT-800 L+缓凝剂BXR-200 L+膨胀剂EXC-13+触变剂CA-3L。双凝强触变膨胀胶乳水泥浆体系性能如表5所示，领浆和尾浆稠化曲线如图2、图3所示。

图3 尾浆稠化实验曲线

表5 强触变膨胀胶乳水泥浆体性能

从表5可以看出，双凝强触变膨胀胶乳水泥浆体系具有失水量低、浆体稳定性好、抗压强度高的特点。这是因为水泥浆中添加了胶乳和触变剂，初始稠度较高，提高了抗地层流体入侵阻力，具有较好的防窜能力，满足水泥浆性能设计要求。从图2可以看出，领浆中停实验后重新打开电机，水泥浆稠度升至45 Bc后迅速下降至32 Bc，说明水泥浆的触变性形成的胶凝结构很容易被破坏，不影响悬挂器坐挂后开泵循环，保障施工安全。

图2 领浆稠化实验曲线

2.3.2 防窜性能

采用CHANDLER静胶凝强度测试仪5265U和水泥浆气液窜模拟分析仪测定强触变膨胀胶乳水泥浆体系防窜性能。按照《油井水泥外加剂评价方法：防气窜剂SYT5504.5-2010》，在70℃条件下进行强触变膨胀胶乳水泥浆体系静胶凝强度实验，得到静胶凝强度过渡时间为7 min时，在2.8 MPa压差下水泥浆窜流流量为0，这说明水泥浆在胶凝失重期间防窜效果良好。从图4可以看出，强触变膨胀胶乳水泥浆体系静胶凝强度过渡时间短，水泥石抗压强度发展较快，缩短了水泥浆候凝时间，具有较好的防水窜效果。

图4 强触变膨胀胶乳水泥浆胶凝强度曲线

3 配套固井工艺技术

3.1 旋转尾管固井工艺

采用带有顶部封隔器的膨胀式旋转尾管固井。当环空窄间隙处有滞留（或流动较慢）的钻井液时，旋转套管可依靠套管壁拖曳力将钻井液带入环空较宽间隙处，从而更容易被前置液和水泥浆驱替，可以有效提高钻井液顶替效率［10-12］，同时顶部封隔器可有效防止由于水泥浆失重而引起的油水窜。丁士东等人［13］在假设钻井液、水泥浆为黏性不可压缩的液体前提下，根据黏性不可压缩液体的运动方程建立了旋转套管理论模型。通过计算得出套管旋转速度越快，带动环空流体径向运动的效果越好，当ϕ177.8 mm套管旋转速度达到11～14 r／min时，就可以带动环空大部分钻井液产生速度大于0.05 m／s的径向运动，有利于驱动钻井液。利用软件模拟以速度15～20 r／min旋转尾管串，尾管段平均体积顶替效率大于90%，旋转工况下最大扭矩不超过套管允许扭矩最大值的80%，满足施工需求。

3.2 固井工具优选

针对三开井段完钻后不通井，套管下入困难问题，优选偏心切削式扩眼浮鞋有利于引导套管串顺利入井下放。选用的整体式弹性扶正器具有无应力集中点、可靠性高的技术优势，有效地提高了大斜度井段套管居中度，提高顶替效率。

3.3 固井施工参数设计

（1）居中度设计。为保证套管居中度，提高顶替效率，利用居中度设计软件CentraDesign设计模拟扶正器安放，产层段每根套管加放2个整体式弹性扶正器，套管居中度大于67%。

（2）变排量顶替设计。根据井眼轨迹、泵送流体性能、钻井液性能、地层压力和地层破裂压力等数据，利用固井顶替流态模拟软件CEMPRO设计模拟施工参数，做到压稳防漏，提高顶替效率。

（3）水泥浆量设计。尾浆水泥浆量精确度将会对固井质量和施工安全造成极大影响。确定水泥浆量主要方法为：套管下到底循环正常后，排量逐渐变大，压力成线性增大，说明不存在缩径现象；压力成几何式增大，说明井径缩小。同时测迟到时间，套管下到底，循环时加入指示剂或指示物，根据泵冲反算裸眼平均井径。

4 结论

（1）采用复合酸性前置液体系及交替冲洗方法，可有效提高窄间隙固井冲洗效率，其界面胶结强度较单一冲洗液体系提高105%，可有效驱替钻井液，清洗泥饼，提高固井界面胶结质量。

（2）强触变膨胀胶乳水泥浆体系具有失水量低、浆体稳定性好、抗压强度高的特点，静胶凝过渡时间短，早期强度高，具有较好的防水窜效果。

（3）形成了厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田油水活跃油藏固井技术，提高了该油田底水油藏固井封固质量，并对国内底水油藏及高含水调整井防水窜固井具有一定的借鉴意义。