W1井是中石化加蓬公司A油田一口高曲率三开制定向井, “S”形剖面, 完钻井深2024m。W1井一开井深455m, 表层13-3/8"套管下至453m, 采用内插法固井, 固井时发生漏失, 最后顶部注水泥。二开中完井深1467m, 垂深1355.5m, 9-5/8"技术套管顺利下至1465m, 固井中出现漏失现象, 水泥未返至地面。三开完钻井深2024m, 垂深1910.62m。5-1/2"生产套管顺利下至2202.5m, 固井中无漏失现象, 水泥浆返至地面。
其中二开井段9-5/8"套管固井施工过程如下:
泵入50bbls隔离液, 密度1.39g/cm3。投下胶塞, 泵入领浆274bbls, 密度1.75g/cm3, 固井车压风机发生故障, 维修1小时后继续注水泥领浆16bbls (总共290bbls) , 密度1.75g/cm3。注入尾浆44bbls, 密度1.90g/cm3。释放上胶塞, 然后泵入7bbls尾浆和6bbls水, 然后替钻井液 (总共需要346bbls) , 替至150bbls时井口失返, 降低排量, 当替浆至218bbls时 (漏失68bbls) 井口正常, 继续替浆, 在最后30bbls时, 泵压从600psi升至1500psi, 碰压正常。井口有大约42bbls隔离液及钻井液混合物排出, 无水泥浆。候凝48小时后进行固井声幅测井。
由图1可以看出, 1125m以下固井质量比较好, 600m-1125m固井质量中等, 600m以上固井质量不理想。领浆段封固质量差, 600m以上可能因为领浆在常温下水泥石强度难以达到要求或者气窜造成的;600m-1125m是造斜段, 可能受到井斜和漏失的影响;尾浆密度1.90g/cm3, 设计返高为1300m, 基本可以判断尾浆封固段固井质量比较好。
(1) 井眼轨迹
由于地质需要, A靶和B靶水平位移接近, 在中A靶的同时必须降斜, 以满足中B靶要求。因此, 造成井身结构特殊, 为“S”型剖面, 增斜和降斜均以较高的狗腿度在很短的井段里完成, 这从客观上造成了套管有贴井壁现象发生, 致使一些套管弹簧扶正器起作用有限, 套管居中度不够, 这是影响水泥胶结质量的一个重要因素。
(2) 井漏
地层承压能力有限, 钻进时钻井液密度达到1.22 g/cm3时就发生井漏, 固井时水泥浆密度最低为1.75g/cm3, 要想固井时不发生漏失很难做到。W1井在钻进过程中多次采用屏蔽堵漏, 二开中完后还进行过专门的全井段堵漏, 但由于钻井液和水泥浆密度差巨大, 要保证固井时完全不漏难度很大。
(3) 井眼扩径严重
在实际电测中井径仪器有可能已经超过其最大量程。其原因一是地层基本以泥页岩为主, 易剥落和垮塌造成扩径。二是全部采用旋转导向钻具钻进, 其侧向高压脉冲射流直接冲刷井壁, 加上导向钻具本身对井壁的推靠和撞击, 进一步加剧了井壁的剥落和垮塌, 形成大段连续扩径。
(4) 固井设备状况差
HALLIBURTON固井设备老化, 在9-5/8"套管固井时, 当以设计参数注领浆到第274bbls时 (共需注领浆290bbls) 固井车压风机突然停机, 约1小时候才修好, 继续注领浆时井口失返, 此次井口失返应为固井中长时间停顿后水泥浆流动阻力高所造成。固井过程中的漏失和设备失效是影响固井质量的一个主要因素。
(5) 由于压风机问题, 致使领浆长时间井内静止, 造成了浆体胶凝。当再次开泵时, 由于胶凝作用, 浆体将会沿着结构力最弱的方向运行, 从而降低顶替效率和水泥浆串槽, 形成混浆, 导致上部固井质量不理想。由于“U”型管效应, 浆体下行, 管内外压力平衡后, 套管上部将会形成气体段。再次注水泥浆和替浆时, 气体将被替至环空并不断上移, 从而在环空造成微间隙, 影响水泥封固质量。
井眼轨道是影响固井质量的一个重要因素。W1井二开井段轨迹复杂, 增斜至49.07°后紧接着连续降斜至4.26°, 这样势必造成套管在斜井段推靠井壁, 套管弹簧扶正器基本不起作用, 套管无法居中, 影响水泥胶结质量。因此, 工程技术人员要在满足地质条件和地面条件下, 综合考虑各种因素, 尽可能优化井眼轨道, 消除井眼曲率变化过大的剖面。
鉴于A油田地层漏失压力很低, 且全井段多处存在漏失现象, 因此在固井质量的要求上必须实行有保、有放的原则。电测后准确给出必须确保封固的具体井段和一般无特殊要求的井段, 对其它无特殊要求的井段可采用更低密度的水泥浆或是环空水泥浆不返至地面, 以避免固井时漏失。
HALLIBURTON用的比较成熟的固井水泥浆体系和工艺, 从HALLIBURTON的隔离液和水泥浆配方的实际效果看, 是安全稳定可靠的, 即使固井设备出现严重问题时井下也未出现大的意外。
为了进一步提高固井质量, 可采用胶乳水泥浆体系, 胶乳水泥浆在52~140℃内稠化时间可调, 并且具有典型的近直角稠化特性, 而且自由水接近于0, 具有良好的防气窜性能。该技术国内也有应用, 对提高水泥胶结强度和防气窜效果显著。其缺点一是胶乳水泥浆粘度高导致高泵压, 可能造成继发性漏失, 二是水泥浆体系敏感性强易造成“灌香肠”事故, 三是胶乳体系的消泡问题较难解决, 造成测量密度失真, 鉴于目前HALLIBURTON设备状况, 不建议使用此体系。
此外, 也可采用纤维水泥浆体系。该体系的优点一是可降低水泥石收缩率, 二是可改善水泥石韧性, 三是具有堵漏、防漏功能, 提高地层承压能力。该体系的缺点是必须根据井眼实际状况, 通过反复试验确定合理的纤维类型、浓度和最佳掺量, 以确保纤维水泥浆的性能并保证良好的配伍性、流动性和润滑性。无论采用何种水泥浆体系, 在进行固井方案设计时, 要结合井下油气层分布情况适当控制水泥浆返高, 以降低漏失几率, 减小气窜和水泥浆失返对固井质量的影响。
从固井质量看, 二开技术套管尾浆封固段固井质量比较好, 领浆低密度封固段不理想, 且上部水层封固不理想。建议二开技术套管固井尾浆封固至上部油气层或水层以上200m, 确保油气水层封固良好。确保施工整个过程中压稳地层, 并对于油气层固井应进行油层压稳设计与计算。
在技术套管固井中, 仅仅设计了密度为1.39g/cm3的隔离液, 没有设计冲洗液。建议在今后施工中在隔离液前面注入50bbls密度为1.02-1.05g/cm3的冲洗液, 以便稀释顶替钻井液, 提高固井质量。
摘要：W1井是中石化加蓬公司A油田的一口高曲率三开制定向井, 该井固井过程中多次出现漏失及水泥浆未返至地面情况, 作者根据W1井固井施工过程及固井质量分析结果, 对固井施工难点进行分析, 并提出了一些针对性的处理措施及有效的建议, 对提高该区块后续井的固井质量有一定参考作用及帮助指导。
关键词：井眼轨迹,井漏,井眼扩径,水泥返高,固井质量
[1] 陈庭根, 管志川.钻井工程理论与技术[M]
[2] W1井钻井工程设计及Halliburton固井设计[R]
[3] 赵金洲, 张桂林.钻井工程技术手册[M]
[4] 高德利, 刘希圣, 徐秉业.井眼轨迹控制[M]
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