南海乐东区块高温高压窄压力窗口尾管固井技术及应用

罗东辉(中海油服油田化学事业部，广东 湛江 524057)

0 引言

乐东10-1构造位于莺歌海盆地凹陷斜坡带，储层为水道沉积，蕴含丰富的天然气。由于乐东10-1区块静止温度167 ℃、压力系数2.29、压力窗口仅0.05，且地质条件复杂，存在的薄弱层容易产生漏失，给该区块安全勘探与开发带来了巨大挑战。对于如何采用综合技术措施提高固井质量，防止环空气窜研究不多，如何保证此类气井安全固井还没有成熟技术。为此，如何解决南海莺歌海盆地乐东10-1区块“高温、高压、窄压力窗口”气井固井质量问题已经成为气田勘探开发的技术瓶颈 。

1 乐东区块高温高压气井主要固井技术难题

南海莺歌海盆地乐东10-1区块高温高压气井固井受到的影响因素众多，技术难度大、风险大，主要包括：(1)封固高压气层，气窜风险高；气层压力高，固井后易发生环空气窜。由于气体可压缩，易膨胀，控制难度大，固井后如何防止环空气窜是所有气井必须要解决的技术难题。乐东区块在探井作业期间钻遇的最高地层压力系数达2.29 g/cm3，属于固井后环空气窜高危险井，控制环空气窜和提高固井质量难度大。(2)地层压力系统复杂，异常高压和薄弱地层交替存在，井漏风险大。乐东10-1区块成藏模式为“烃源流体超压驱动、底辟微裂缝输导、重力流水道储集、厚层浅海高压泥岩封盖、天然气上倾尖灭式成藏”。地层纵向的压力梯度变化很大(压力系数为2.05～2.30 g/cm3)。在钻遇高压气层的井眼内，同时存在薄弱层甚至裂缝型的漏失层，要压稳高压气层，就有压漏薄弱层的危险，钻井液密度安全窗口窄，压稳和防漏矛盾十分突出。(3)高压渗透性地层泥饼韧厚、致密难清除，泥浆窜槽或环空微间隙造成水泥环与套管、井壁界面胶结质量差，导致环空气窜风险。(4)高密度钻井液顶替难度大。南海莺歌海盆地乐东10-1区块层压力高，需要采用高密度钻井液平衡气层压力，高密度钻井液黏度高、切力大，造成流动摩阻大，顶替难度大，同时，由于钻井液安全密度窗口窄，无法采用常规的提高水泥浆顶替效率技术措施，水泥浆胶结质量难以保证。

2 乐东区块高温高压气井主要固井技术

2.1 新型CoCEM防气窜水泥浆技术

2.1.1 新型CoCEM防气窜水泥浆设计原理与配方组成

南海西部莺歌海域由于存在高温、高压、压力窗口窄以及地质条件复杂等特点，优选了以防窜型多功能降失水剂为主的新型CoCEM防气窜水泥浆体系。水泥浆具备优良的防窜性能和控失水能力，对稠化时间影响小，强度发展快。(1)降失水剂的选择：防窜型降失水剂PC-G86L搭配分散性耐高温降失水剂PC-G90L，在降失水的同时，PC-G86增加了液相的粘度和气窜阻力，同时搭配分散性耐高温降失水剂PC-G90L能更有效的控制失水和调节浆体粘度，达到最优的平衡。(2)防窜剂的选择：引入胶乳乳液、微米级液态硅材料及高温膨胀剂，通过成膜、无极超细材料充填及促进水化防收缩等多方面结合，达到降失水、降低渗透率和孔隙度、增强气窜阻力的目的，在水泥浆水化和固化过程中达到最佳的防窜目的。(3) CoCEM防气窜水泥浆2.40 g/cm3组成：100%JH“G”+50%硅粉+0.6%普通消泡剂+1%胶乳消泡剂+2%分散剂+2%PC-G86L+4%PC-G90L+6%胶乳+6%micro-block+110%加重剂(1 200目)+100%加重剂(250目)+74.2%F/W+2%高温缓凝剂+2%中低温缓凝剂

2.1.2 CoCEM防窜水泥浆体系常规性能评价[1]

作者选取循环温度140 ℃、静止温度167 ℃、井底压力76 MPa为实验条件，调配出CoCEM水泥浆体系常规性能如表1所示。

表1 CoCEM防窜体系常规性能

水泥浆配方：100%JH“G”+50%硅粉+0.6%普通消泡剂+1%胶乳消泡剂+2%分散剂+2%PC-G86L+4%PC-G90L+6%胶乳+6%micro-block+110%加重剂(1200目)+100%加重剂(250目)+74.2%F/W +2%中低温缓凝剂+高温缓凝剂。

水泥浆体系密度高达2.40 g/cm3时，稠化时间根据实际作业需要可调，无自由液，无沉降，167 ℃下养护24 h强度高达23.9 MPa，性能优良。

2.1.3 CoCEM防窜水泥浆体系防窜性能评价

由表2的实验结果可知，体系的SPn值仅仅0.1，体系防窜效果好[2]。从静胶凝过渡时间来看，仅仅7 min，远远小于30 min的国际标准，体系防窜效果好。

表2 COCEM防窜体系防窜性能评价

水泥浆配方：100%JH“G”+50%硅粉+0.6%普通消泡剂+1%胶乳消泡剂+2%分散剂+2%PC-G86L+4%PC-G90L+6%胶乳+6%micro-block+110%加重剂(1 200目)+100%加重剂(250目)+74.2%F/W+2%中低温缓凝剂+2%高温缓凝剂。

2.1.4 CoCEM防窜水泥浆体系温敏性评价

由于新区域的探井循环温度不好确定，一般参考临井资料选取经验系数。对水泥浆主配方需要进行±5 ℃复查、混合水大样复查、混合水大样老化复查等，根据试验复查显示，体系性能稳定，水泥浆温敏性良好。

2.2 加重冲洗液技术

2.2.1 高密度清洗液的性能评价

固井利用“微米级颗粒级配+表面活性剂”悬浮技术[3-4]，经过多次配方优选实验，调配制出性能更加优良的高比重清洗液配方，性能如表3所示。

表3 清洗液的综合性能

根据实验室试验结果显示高密度清洗液保持了良好的热稳定性，低流变更容易达到紊流状态，在井眼扩大30%条件下临界排量能低至3.7桶/分钟，更有利于清洗高密度泥饼。

2.2.2 实验室内对清洗效果进行定性评价

评价方法(砂纸法)：现场取φ212.725 mm井眼钻进用泥浆，比重2.29 g/cm3，配制φ177.8 mm尾管固井用清洗液比重为2.29 g/cm3，在旋转粘度计转子上包好砂纸，取出模拟井底温度养护好的泥浆样品，将粘度计转子侵泡在泥浆中，旋转造壁；再将造壁完成后的转子侵泡在养护好的清洗液中，以200 转/分钟下清洗10 min后，观察清洗情况。根据试验结果显示：本次利用“微米级颗粒级配加表面活性剂”悬浮技术配制的高密度清洗液，利用紊流清洗法，在理论试验上保证了化学冲洗效果，能够有效清洗高比重泥浆形成的泥饼。

3 现场应用

采用上述综合固井技术措施，较好地解决了南海莺歌海盆地乐东10-1区块高温、高压、窄压力窗口固井技术难题，固井质量满足测试要求。乐东10-1-3井基本数据情况：φ244.475 mm套管鞋深3 898.12 m,φ212.725 mm井眼深度4 079.19 m,φ177.8 mm尾管封固段为3 693.01～4 077.72 m。井筒承压系数2.37 g/cm3，地层压力系数高达2.29 g/cm3，井底静止25.5 h，电测取得温度为181 ℃，钻井液密度高达2.30 g/cm3，压力窗口窄。

(1)防窜水泥浆体系：该井井底循环温度为140 ℃，采用新型CoCEM防气窜水泥浆体系固井。(2)固井浆柱结构设计：根据压稳和防漏设计模型，采用分段压稳防气窜设计方法，设计的加重清洗液密度为2.30 g/cm3，隔离液密度为2.30 g/cm3，领浆密度为2.40 g/cm3，尾浆密度为2.40 g/cm3，水泥浆压稳系数达到1.01，通过专业模拟软件进行模拟，控制整个固井过程中井底ECD＜2.37，模拟结果为：整个循环及固井作业最大施工排量为4 bpm，隔离液开始出φ177.8 mm尾管鞋时降低顶替排量至3.5 bpm，水泥浆开始出φ177.8 mm尾管鞋降排量至2.5 bpm顶替结束，可以满足压稳和防漏固井技术要求。(3)主要固井技术措施：套管串按设计安放抗高温螺旋减阻刚性扶正器，既利于尾管旋转，又利于提高套管居中度；使用紊流冲洗液与加重隔离液相结合的前置液体系，有效冲洗井壁及隔离钻井液与水泥浆，提高高密度钻井液泥浆清洗效果及顶替效率；采用旋转尾管固井技术，洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高顶替效率。(4) CBL/VDL固井质量测井评价结果：下部气层(4 053～4 070.0 m)与上部干层(3 974.2～3 984.6 m)、泥岩封隔良好，满足测试要求。

4 结语

(1)中海油服自主研发的CoCEM防窜水泥浆体系在乐东区块的成功应用，表明该体系在高温、高压及窄压力窗口等复杂地质条件下能够充分发挥其具备的优良性能：温敏性能好、防气窜效果佳、控失水能力强、水泥石强度高，是提高固井封固质量的关键。(2)利用紊流清洗法：研发新型高密度清洗液，低排量下能够达到紊流，有效清洗高比重泥浆泥饼，提高水泥石胶结质量。(3)在这种高温高压及窄压力窗口的尾管固井作业中，使用专业模拟软件具备较强的现场施工指导意义。