东海X7开发井长裸眼油气层井段全封固井技术

曹 松，白玉洪，王建红，黄 佩，曹太云

（中石化海洋石油工程有限公司上海特殊作业分公司，上海 200120）

1 长裸眼油气井段全封固井关键技术

1.1 固井方案及水泥浆体系选择[1-2]

1.1.1 固井方法

固井方法为单级单封固井，中间浆通过选择粉煤灰减轻颗粒（粉煤灰水泥配比：45.5%水泥+45.5%粉煤灰+9%微硅）和调节水灰比配置成粉煤灰水泥浆。领、尾浆(水泥配比：74.13%水泥+25.87%硅粉)之间的充填段利用粉煤灰中间浆充填，保障环空的有效封隔，利于长期开发生产，有效避免环空带压。

1.1.2 首、尾浆选择聚合物防气窜水泥浆体系[3]

（1）水泥浆体系静胶凝评价实验，静胶凝过渡时间＜30 min。

式中：t100Bc为水泥浆强度在达到100 Bc时间，min；t30Bc为水泥浆强度在达到30 Bc时间，min。

计算SPN值＜3，则水泥浆体系防窜性能达标。

（2）开展泥浆与水泥浆、泥浆与前置液相容性实验，抗污染实验。

1.2 高性能驱油冲洗液

通过渗透溶胀、逆胶乳增溶和润湿反转机理，高效清洁井壁油基钻井液和油膜，形成亲水壁面，洗油效率高[4]。冲洗后，井壁和套管壁由油润湿性转变为水润湿性。固井前置液接触时间不少于9 min。

1.3 压稳防窜防漏设计[5]

1.3.1 ESD环空液柱压力须大于油气层地层孔隙压力，同时小于裸眼井段地层漏失压力。

1.3.2 ECD模拟需满足固井施工过程中最大、最小当量密度均介于孔隙压力当量密度和破裂压力当量密度之间平衡的压力固井设计要求。

1.3.3固井作业结束，水泥浆失重后应按150 Pa胶凝失水系数法进行压稳校核[6]。

式中：PPSF为水泥浆在静胶150 Pa的浆柱压力Pcmk与地层压力Pf之比；Pcm为原始浆柱段的压力，MPa；Plk为水泥浆在临界点的失重值，MPa；lc为水泥浆长度，m；Dh、Dc为井眼尺寸和套管尺寸，mm；PPSF≥1，防窜效果好；PPSF＜1，防窜效果差。

1.4 顶替效率提高的设计

1.4.1 注替排量控制

固井设计规范参考“SY 5480—2016”，根据不同流体黏度、密度性质以及对应的井眼直径计算冲洗液、隔离液、领浆、尾浆等的临界雷诺数，并按流态模型分别计算冲洗液、领浆和尾浆的塞流临界排量和紊流临界排量，从而设计“冲洗液紊流+尾浆塞流”的复合顶替，充分保证顶替效率。并结合ECD模拟安全施工的排量参数，优化选取各阶段快替或慢替施工排量参数。工作液流态可根据设计规范中F值的判定，选择具体模拟模型 （包括宾汉、幂律、赫巴），大斜度井以赫巴流态模型计算为例。

式中：Dc为套管外径，mm；Dh为井眼平均井径，mm；Qw为紊流临界排量，L/s；ρ为浆体密度，g /cm3；n为流性指数；K为稠度系数，Pa·sn；Rec为临界紊流雷诺数，取Rec=3470-1370n。

1.4.2 隔离液流变选择[7]

（1）与泥浆、水泥浆相容性良好。

（2）体系悬浮隔离性能良好，确保隔离液密度优选ρ钻井液＜ρ隔离液＜ρ水泥浆。

（3）基于壁面剪切理论，通过调整隔离剂加量，设计隔离液流变参数，实现动塑比：钻井液＜隔离液＜水泥浆，提高顶替效率。

1.5 套管偏心控制技术

软件模拟通过加增扶正器位置和数量以满足套管居中度＞67%的标准要求。

（1）主要油气层井段加密安放半刚性扶正器，保障套管安全下入，利于油气层套管居中。

（2）上层套管鞋附近井段采用树脂旋流扶正器和半钢性扶正器交替安放，改变环空的流态，利于顶替效率。

（3）大狗腿度及关键油气层井段采用半钢性扶正器安放，同时确保套管鞋抬头效应，保障套管安全下入，改善环空流态。

2 X7井现场应用

该井中完井深4 161 m，进行9-5/8″套管固井作业。固井作业依照《X7井单级固井设计》，注入冲洗液、前置液、高密度首尾浆、粉煤灰低密度中间浆，顶替碰压，顺利施工作业，并获得油气层及上层套管鞋处优良CBL测固井质量评价。

2.1 钻井及地质资料

2.1.1 钻井资料

（1）12-1/4″井眼钻进至2 472 m，进行地漏试验。试验数据：钻井液密度1.36 g/cm3，地面压力985 Psi，未漏，折算管鞋处当量密度1.65 g/cm3。

（2）12-1/4″井眼钻进至3 814.50 m进行裸眼承压试验。承压试验数据：钻井液密度1.45 g/cm3，地面压力685 Psi，未漏，折算管鞋处当量密度1.65 g/cm3。

（3）12-1/4″井眼钻进过程未发生井漏。

（4）井斜数据：12-1/4″井眼18.70°@2 467 m （13-3/8″管鞋），0.06°@2 902.37 m，垂直钻进至中完井深。

（5）12-1/4″井眼钻进至4 161 m中完，短起下测后效气7.2%，气窜速度4.6 m/h。

（6）井底温度数据：随钻测井井底循环温度110 ℃；电缆测井井底静止温度135 ℃。

（7）电测井径情况见表1。

12-1/4″井段井径规则，无明显扩径及井径不规则井段（表1）。

表1 测井井径数据表Table 1 Logging caliper data table

2.1.2 地质资料。

X7井二开钻进期间共计钻遇12层油气显示，其中P11（3 990～3 999 m）井段的全烃值最高达到65.33%，基值2.2%，油顶深度为3 825 m。

2.2 固井作业情况

2.2.1 基本数据

基础数据见表2。

表2 基本数据表Table 2 Basic data sheet

2.2.2 水泥浆体系选择[8]

选择水泥浆体系类型：首尾浆为密度1.90 g/cm3聚合物防气窜水泥浆体系（SPN＜3），中间浆为密度1.60 g/cm3粉煤灰水泥浆。实验温度参考邻井资料和电测井温值，确保水泥浆化验温度准确可靠，为固井质量保障提供了可靠的化验数据，确保固井施工安全（表3）。

2.2.3 冲洗液及前置液冲洗设计

前置液使用情况见表4。

（1）界面冲洗实验

第一界面冲洗试验，浸油钢条润湿表面反转，滴清水完全铺开。

第二界面冲洗试验，油基泥浆滤饼润湿角达到33°～38°。

（2）采用加重冲洗隔离液，在加重隔离液中加入洗油型冲洗液，既发挥了加重隔离液的物理冲刷效果，也提高了洗油效率，实现了高效冲洗和顶替。隔离液密度设计遵循：ρ钻井液≤ρ隔离液≤ρ水泥浆的原则，形成密度级差，避免发生重力置换形成混浆。隔离液流变参数设计（表5）遵循动塑比的原则，实现 “稠顶稀”，从而通过逐级提高壁面切力有效驱替（冲蚀和携带）泥饼，保障冲刷质量。

表3 水泥浆配方和性能Table 3 Formulation and properties of cement slurry

表4 前置液使用情况Table 4 Usage of preliminary fluid

表5 隔离液流变性能参数Table 5 Rheological performance parameters of spacer fluid

2.2.4 压稳防窜设计[9]

（1）静态液柱压力当量密度（ESD）计算

静态液柱压力计算见表6。

（2）泥浆的当量循环密度（ECD）模拟

井底ECD模拟见图1，上层套管鞋处ECD模拟见图2。

表6 静态液柱压力计算Table 6 Calculation of static liquid column pressure

图1 井底ECD模拟Fig. 1 ECD simulation of bottom hole

图2 上层套管鞋处ECD模拟Fig. 2 ECD simulation at upper casing shoe

（3）采用静胶凝强度计算防窜设计

尾浆稠化后最大失重值 P失重值=4.50 MPa，尾浆稠化后环空液柱压力值P终了=63.04-4.50=58.54 MPa，孔隙压力当量密度1.34 g/cm3，气层压力值P产层=52.47 MPa，压稳系数F=P终了/P产层=1.116＞1。

虽然压稳系数略大于1，为保险起见，在确保固井安全施工作业基础上，本井采用双凝尾浆设计，确保主力油气层水泥环快速胶凝，防止上部水泥浆失重后不能压稳地层发生气窜风险。

2.2.5 顶替效率提高的设计

（1）通过赫巴模型计算流体临界雷诺数

结合ECD模拟计算及临界流态计算（表7），选取快替排量为2.5 m3/min，慢替排量为0.3 m3/min。

（2）扶正器安装

扶正器的安放设计：目的层井段选用半钢扶正器，重叠段及上层套管鞋封固井段选用树脂旋流扶正器，保障了封固井段套管居中度（图3）。

表7 工作液临界流态计算Table 7 Calculation of critical flow state of working fluid

① 本井段扶正器采用具有扰流作用的半刚性旋流扶正器和树脂旋流扶正器两种；

② 9-5/8″套管鞋至油气层顶部共计300 m井段，每2根套管加放1支半钢性扶正器，共计入井14支半钢性旋流扶正器；

③ 中间浆封固井段不安放扶正器；

④ 13-3/8″套管鞋上下150 m每2根套管加放1个树脂螺旋刚性扶正器，共计入井13支树脂旋流扶正器。

图3 套管居中度模拟Fig. 3 Simulation of casing centering

2.2.6 现场实际施工作业

现场施工数据见表8。

2.2.7 固井质量评价[10]

固井质量评价见表9。

表8 9-5/8″技术套管固井施工数据表Table 8 Construction data sheet of 9-5/8" technical casing cementing

续表 8

表9 电测CBL固井质量评价表Table 9 Quality evaluation sheet of CBL cementing

3 结论

（1）通过对东海固井作业实践进行总结，用水泥浆防气窜系数优选水泥浆防气窜性能，同时通过对水泥浆静胶凝强度分析，选取静胶凝强度150 Pa作为临界失重点，来满足水泥浆压稳防窜要求。

（2）长井段固井作业，水泥中间浆附加量可根据电测井径选择合理附加20%～30%，避免首浆上返高度过高，影响上层套管鞋处的封固质量。

（3）本井因油层较多，并且钻井液并没有压稳地层（中低孔渗储层），中完短起下钻到底后循环气测值峰值为7.2%，油气上窜速度为4.5 m/h；为确保固井施工过程中压稳气层，将尾浆封固段设计为下部速凝尾浆和上部缓凝尾浆，并在各油顶水泥浆失重液柱压力的基础上通过提高全井液柱压力当量，以适当提高油气层压稳系数。

（4）采用环空流变学优选顶替水力参数，是提高本井固井顶替效率的科学依据。

（5）长井段全封单级固井施工过程中，工作量较大，流程较复杂，三凝水泥浆体系，需各专业协同确保水泥上灰、泥浆池回收、管线倒换、井口操作等顺利进行。因此需要充分的沟通和准备工作，任何一环节出现问题都可能造成严重后果。