川西地區須家河組氣藏深井固井的難點及對策

摘 要

摘要：川西地區上三疊統須家河組氣藏具有埋藏深，目的層斷層多，地層破碎，泥頁巖易坍塌掉塊，同一裸眼井段壓力系數差別大(須五段至須三段地層壓力系數接近2.0，目的層須二段地層的壓力
摘要：川西地區上三疊統須家河組氣藏具有埋藏深，目的層斷層多，地層破碎，泥頁巖易坍塌掉塊，同一裸眼井段壓力系數差別大(須五段至須三段地層壓力系數接近2.0，目的層須二段地層的壓力系數為1.5左右)，天然氣顯示活躍且氣層多，固井防氣竄難度大等固井難點。針對上述問題，提出了安全固井的對策：①對于易漏失地層的固井，可采用連續正注反擠固井作業；②對于長裸眼井段固井，如果地層承壓能力不能滿足單級注水泥，可采用多級注水泥方式，在條件允許的情況下可用雙膠塞注水泥；③對于表層大尺寸套管固井，采用內插管固井；④對于油氣層尾管固井，盡量采用旋轉尾管固井，優化設計水泥漿性能，以達到替凈井內鉆井液進而提高固井質量的目的。
關鍵詞：四川盆地；西；晚三疊世；深井；地層壓力；固井；水泥漿；套管；四川；西
0 引言
    川西地區地質構造復雜，目的層埋藏深，斷層多，地層破碎，泥頁巖易坍塌掉塊，上三疊統須家河組須三段含煤線，天然氣顯示層多而且高壓，同一裸眼井段地層壓力系統不完全一致，須五段、須四段、須三段地層壓力系數接近2.0，而目的層須二段僅有1.5左右，須家河組地層膠結性較差，井壁穩定性差，給固井工作帶來許多困難。川西深井井眼條件復雜，深井裸眼井段長(Ø193.7mm技術套管的裸眼長度為2000～3000m甚至更長)；地層壓力高(在XC12井中鉆井液密度高達2.40g/cm3以上)，一般下技術套管和油層套管前，鉆井液密度都要加重至1.90～2.0g/cm3。且許多井地層壓力平衡關系敏感，鉆井液密度稍高則發生井漏、低則發生井噴(如X2井在須二段目的層鉆進時)，固井施工過程中易發生漏失；地層裂縫多、斷層多，易破碎；有的井段易坍塌，井眼極不規則，井徑擴大嚴重，“大肚子”井眼和“糖葫蘆”井眼普遍存在；深層CO2含量較高，根據氣井固井經驗，各層套管水泥均要求返至地面，導致固井封固段長，采用一次固井，封固段通常達4700m，上下溫差大，水泥漿設計困難，固井施工時運移段長，容易形成長的混漿段，同時環空液柱壓力大，兼固防漏與防竄，施工安全窗口較小；地層傾角大，軟硬變化多，部分井井斜角大；氣層多、氣顯示活躍等[1]。從固井質量統計分析來看，深井固井質量雖然有了較大程度的提高，但仍然還存在一些問題，分析總結這些問題，再采取有效措施提高深井固井質量具有重要意義。
川西地區深井井身結構經過優化調整，更利于提高機械鉆速，縮短鉆井周期。目前的井身結構及固井方法見表1。
表1 井身結構及固井方法表
鉆頭尺寸(mm)
套管尺寸(mm)
井深(m)
固井方法
設計水泥返深
406.4
339.7
300～350
內插管/雙膠塞
通常地面
316.5
273.1
1900～2500
單級
通常地面
241.3
193.7
4500～4750
雙膠塞單級
通常地面
165.1
139.7
5100～5400
尾管
尾管至尾管頂部以上
采用的固井方式主要有大尺寸套管固井、尾管懸掛、雙級固井技術、長封固段雙膠塞固井技術及低密度水泥漿固井等，特別是長封固段雙膠塞固井技術成功應用，基本解決了四川地區深井、高壓復雜井分級固井時分級箍位置固井質量不好的問題，為后期作業提供了良好的井筒條件。
1 川西地區深井固井中存在的問題
    隨著鉆井技術的進步，給固井提供的井眼條件有了明顯改善，同時由于在固井工藝、水泥外加劑、固井工具、固井裝備等技術方面均有了較快的發展，使得固井質量有了大幅度的提高，施工安全順利，并且將環空氣竄等嚴重固井質量問題大大減少。但由于川西地區氣藏內在的復雜特性，受多種因素的制約，川西地區深井固井仍然還存在一些難題及問題，主要體現在如下幾方面。
1.1 地質及地層原因導致固井質量差
    川西地區深井中，部分井由于地層特性差，帶有井漏、井斜、局部縮徑、井壁穩定性差，其中從上至下，在劍門關組、千佛崖組、白田壩組、須四段、須二段均存在不同程度的漏失，且蓬萊鎮組、上沙溪廟組、下沙溪廟組、千佛崖組、白田壩組、須四段、須二段均有較好的油氣顯示，也是目前開發的主力產層。同一裸眼段存在漏失層和氣層，固井時要兼顧防氣竄和防漏失，固井難度大，使得部分井固井質量較差。
   大邑、新場地區的深井存在井斜，大邑地區最大地層傾角為9°左右，新場地區略小，尤其是邊緣區域、斷層附近的井，往往更容易井斜，DY7井最大井斜達到16.9°。若鉆井過程中不采取措施控制井斜，控制井身質量，易導致井斜超標，嚴重影響套管居中度，使頂替效率降低、固井質量差。
    深層須家河組含泥巖、頁巖，難以選擇合適的鉆頭提高機械鉆速，導致鉆井周期長，且須五段、須三段存在煤線，易坍塌掉塊，形成“大肚子”井眼，使得固井時頂替鉆井液效率低，固井質量難以保證。
1.2 井身質量差導致套管難以下入到位甚至影響固井質量
    由于地層易斜、煤線、泥頁巖的存在，部分井過于追求提高機械鉆速，而忽略對井斜的控制，使形成的井眼質量差，X851井Ø177.8mm套管差20m未到位，DY5井下套管過程中出現了中途難以下放的復雜情況，不得不起出套管，重新通井后下入。另外井徑擴大率差異較大，Ø241.3mm鉆頭的井徑擴大率為10%～15%，有的井甚至存在“糖葫蘆”井眼，同時鉆井液的密度及黏切較高，造成固井頂替效率低、環空氣竄等。
1.3 井身結構設計難度大、單層套管封固段長，存在多個氣層，固井防氣竄難度大
    川西地區深井通常井深約5000m，部分井超過6000m，壓力梯度從1.0MPa/100m上升到1.95MPa/100m再下降到1.5MPa/100m，井身結構設計困難，考慮必封點設置及鉆井實踐，經優化后采用四開制井身結構(見表1)。
表層大尺寸套管固井時，采用常規固井管內混漿嚴重，影響水泥塞及套管鞋附近固井質量；存在頂替效率不高，多數井聲波測井質量不夠好，有的井還有環空氣竄問題。在X851、L150井都遇到該問題。
    技術套管固井時，裸眼段長2000～2850m，包含沙溪廟組、千佛崖組、白田壩組、須五段、須四段、須三段，同一裸眼段含多個氣層。采用單級注水泥時，水泥漿柱長，水泥漿候凝時“失重”嚴重，容易發生氣竄。上下溫差大，上部井段水泥漿不凝固或其強度發展極其緩慢，造成其固井質量差；注入水泥量大，施工時間長，水泥漿性能不易調整；油氣層分布段長，氣層活躍、地層壓力高、防氣竄難度大，從上到下有的井達到10多個氣層。
    油層尾管固井環空間隙小，特別是小間隙環空井段長，施工壓力高，水泥環薄，水泥石抗沖擊力差，防氣竄難度大。Ø215.9mm鉆頭下Ø177.8mm油層套管(尾管)施工泵壓為15～22MPa。Ø165.1mm鉆頭下Ø139.7mm油層套管(尾管)施工泵壓也在20MPa左右，注替參數的選擇難度大。HF203井油層尾管固井后懸掛器位置氣竄，不得不進行回接固井。
1.4 井下工具多，易出現復雜情況
    深井固井時，井下工具多，如尾管懸掛器、分級箍、封隔器、浮鞋、浮箍、回壓凡爾等，操作不當易造成事故，在X851出現了封隔器提前座封的事故；DY4井中尾管固井丟手未成功，固井后尾管串全部被提出。
1.5 鉆井液與水泥漿污染，嚴重影響水泥漿性能，初凝時間短，導致水泥漿替不到位，甚至造成固井事故
    固井時由于在注水泥施工前長時間未活動套管，容易在環空形成固定流道(即形成死泥漿)，當套管實現了旋轉(或上下活動)導致環空內流體流向發生變化，改變了環空流道，其未替干凈的鉆井液與水泥漿有了直接接觸的機會，會造成水泥漿污染而影響其稠化時間，嚴重的會造成固井事故。在X8井就出現了該情況。
2 解決對策
    針對上述問題，提出如下的解決辦法[2～5]：固井前對該井的地質資料如漏失層、氣層及井斜、鉆井液性能充分認識，針對具體井況設計選取合理的固井方式。對于易漏失井固井，如果固井途中出現的漏失，一般采用連續正注反擠作業；對于長裸眼段固井，如果地層承壓能力不能滿足單級注水泥，可采用多級注水泥方式，在條件允許的情況下可采用雙膠塞注水泥的方式；對于表層大尺寸套管固井，采用內插管固井；對于油層尾管固井，盡量采用旋轉尾管固井，優化設計水泥漿性能，可防止氣竄發生，提高固井質量。
3 結論與建議
    1) 建議鉆井施工方在控制井身質量的同時，固井設計時盡量采用前置液紊流頂替技術，提高頂替效率，在井況、設備能力允許的條件下盡量提高注替排量，或者采用旋轉固井，以替凈鉆井液進而提高固井質量。
    2) 水泥漿性能要求低失水、低收縮、高的早強度，同時要進行抗壓、抗折以及膠結強度試驗，調節外加劑加量，對于氣層采用防氣竄水泥體系、膨脹水泥漿體系，尤其是提高防氣竄性能，力爭最優化水泥漿配方。同時，對配方的抗高溫穩定性以及水泥石的塑性都有較高要求，避免因為射孔而產生裂縫影響油氣井壽命。
    3) 入井工具串設計時應盡量簡單、可靠，避免因為工具原因造成復雜情況。針對鉆井液普遍污染水泥漿的情況，優化隔離液性能或加大使用量，對鉆井液進行相容性處理。
參考文獻
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[5] 齊奉忠，申瑞臣，劉英，等.國內固井技術現狀問題及研究方向建議[J].鉆采工藝，2004，27(2)：7-1O.
 
(本文作者：嚴焱誠 肖國益 薛麗娜 中國石化西南油氣分公司工程技術研究院)