吉木萨尔页岩油水平井固井技术探讨.docx

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吉木萨尔页岩油水平井固井技术探讨水平井开采目前已成为提高油田采收率的有效开发方式。2019年新疆油田在吉木萨尔页岩油区块部署40多口水平井，完钻井深4500～6300m左右，垂深3300～3500m左右，目的层为二叠系芦草沟组。油层孔隙度10.60%～11.61%，平均10.97%，属低孔、低渗油藏，具有埋藏浅、油层厚薄不均、优质油层占比高、油层含油饱和度高和原油性质相对较好等特征，后期要求对水平段进行分段压裂，因此固井质量对致密油水平井油气资源的高效开发紧密相关。通过对水平井固井难点进行分析讨论，提出相应的技术措施，从而达到提高水平井固井质量的目的。1、基本概况2019年吉木萨尔页岩油区块水平井开发采用两种井身结构：一种是二开井身结构（见图1）；另一种是三开井身结构（见图2）。两种井身结构水平井固井关键技术是如何保证下套管前井眼相对规则，有效清洁水平段、斜井段岩屑床；如何选用合适的套管扶正器类型，能够满足套管下入摩阻小、套管居中度高的要求，保证完井套管一次安全下入到设计井深；如何保证固井施工时环空井壁的稳定性，固井施工时不堵、不漏、不喷；如何确保水泥浆能够完全充满井眼环空，使水泥浆具有良好的沉降稳定性和压稳防窜能力；如何保证环空具有较高抗冲击强度和低杨氏模量韧性水泥石；如何选用经多次循环后，单向密封可靠的浮箍和浮鞋；如何根据水平段失准电测井径数据，精准计算并确定实际水泥浆用量。2、固井难点分析2.1井眼质量差及岩屑清洁难度大在斜井段、水平段钻进过程中由于钻具贴井壁高边或底边转动滑移，易形成键槽和椭圆形及糖葫芦等不规则井眼，造成井眼质量差。在钻进循环过程中，高边的岩屑会被钻井液冲蚀携带到地面，无法形成岩屑床，因为重力作用，岩屑沉积在井眼底边并累积形成岩屑床，在钻进和通井循环洗井过程中，由于底层岩屑床只能运移一段距离又重新堆积，使岩屑床厚度变薄后，又重新形成一个新的岩屑床高度，达到新的岩屑床平衡，导致井眼岩屑清洁难度较大。2.2套管一次安全下入难度大水平井套管柱通过斜井段时，在套管重量和弯曲井眼作用下产生弯曲变形，通过水平段时，由于套管重力作用，套管与井壁的接触面积增加，套管与井壁之间滑动摩阻增大，再加上井眼不规则性，如大肚子和糖葫芦井眼，则会进一步增大套管下入摩阻。当摩阻达到一定程度，出现遇阻现象后，若强行下入，入井套管可能会发生变形，甚至造成失稳[1]，使套管很难一次安全下至设计井深。2.3套管居中度难保证水平段在钻进过程中为了保证在油层中良好的穿过率，需进行增斜或降斜的轨迹调整，井眼轨迹调整后，就造成了轨迹不规则，再加上由于套管自重原因，在重力的作用下会使套管下端贴近井壁底边，在水平段中的套管在规则井段和不规则井段与井眼环空之间形成上下环隙不均匀，套管居中度难保证。2.4顶替不完全由于斜井段和水平段井眼轨迹存在不轨则现象，而套管在水平段的自重及斜井段产生的弯曲应力影响下导致套管偏心，造成套管在斜井段和水平段居中度低，套管与井壁环空窄间隙处钻井液和虚泥饼很难被顶替干净，直接影响水泥浆的顶替效率。2.5对水泥浆的综合性能要求高大型压裂对环空水泥石强度、韧性、弹性模量等综合性能要求高。水平井在施工中由于水平段特殊的受力条件，当水泥浆上返到套管外环空位置，质量较大的水泥颗粒在水泥柱中由于重力作用会沿与井眼轴线垂直方向沉降到水平段底边，水泥颗粒在环空中分布不均，底边出现松散颗粒聚集的倾向，上部析出的游离液聚集在水平段高边，产生游离液槽。凝固后形成不连续的水泥石柱，水泥环整体抗压强度低，加压时易破碎[2]。此外，水泥浆固化后，若水泥石环在水平段井眼高边形成游离液通道，会引起层间油气水窜，将严重影响水泥环柱的完整性和密封性，尤其是不能保证在内压作用下水泥环密封完整性和密封性，难以满足后期大型压裂施工的需求。2.6对套管附件安全可靠性要求高水平井套管附件入井时通过斜井段和水平段，在入井过程中受到套管上提拉力、下放压力、套管重力、套管弯曲应力等，受力比较复杂，尤其是浮箍、浮鞋在下入过程中既要承受各种作用力，又要保证多次循环洗井和固井施工完成后能够有效单向密封，避免因套管内留水泥塞和采用憋压候凝，从而造成环空水泥浆返高不够及影响一、二界面的胶结质量，导致环空固井水泥环封固质量差。2.7水平段井径电测数据误差大水平段钻进时不可避免地要进行增斜、降斜轨迹调整，从而造成井眼形状不规则，易形成波浪曲线型井眼，导致水平段电测井径实测数据不准，造成根据水平段电测井径实测数据计算的水泥浆用量与实际水泥浆用量误差较大，使固井施工实际水泥浆用量确定难度较大，增加了固井施工风险。3、固井主要技术措施3.1承压实验通井前依据钻时排量和施工最大排量计算环空压耗，采用2.40m3/min大排量循环洗井一周，循环正常无漏失再进行下套管作业。3.2通井下套管前采取原钻具带扶正器多次短程起下钻通井消除井眼台阶和修复不规则井段，斜井段和水平段使用岩屑床专用清除工具等措施清除岩屑床，尤其是保证斜井段及水平段井眼交界处（水平段窗口）附近井段畅通无阻，使全井段能够达到轨迹相对平整、光滑、无键槽，井壁稳定性好。此外，通过对比分析通井钻具与入井套管结构、尺寸、刚度等[3]，同时考虑钻具带扶正器对钻具组合和井眼的影响，选择合适的通井钻具刚度和组合进行通井，确保井眼上提下放畅通无阻。3.3调整钻井液性能通井到底，在斜井段和水平段采用高粘度稠浆或钻井液中加入雷特纤维分段洗井携岩，清洁井眼；并以钻进时的最大排量循环洗井不少于3周，循环至振动筛无岩屑，进出口密度一致，并在起钻前充分调整钻井液性能，保证井眼稳定，在水平段注入润滑性良好的封闭钻井液。3.4套管居中3.4.1套管居中度计算式中：X——套管居中度，%；Rc——套管半径，mm;W——套管与井眼窄边环隙，mm;Re——井眼半径，mm。套管居中度是影响固井顶替效率和固井质量最重要的因素之一，研究表明：水平段套管居中度达到80%以上，才能从窄边间隙处完全顶替滞留的钻井液，保证环空水泥环无窜槽。见图3。图3套管居中示意图3.4.2套管扶正器的选择和安放水平段中套管扶正器的选择和安放位置，直接关系到套管居中度的高低。为此，从井底到造斜点每一根套管安放一个扶正器。选用滚轮扶正器及整体式弹性扶正器间隔安装方式，2个滚轮扶正器和2个整体式弹性扶正器间距均为20m。整体式弹性扶正器具有扶正力大、环空过流面积大的特点，而刚性滚轮螺旋式扶正器既有足够的过流面积，又有足够大的扶正力，当水泥浆通过扶正器时产生旋流，可以提高水泥浆的顶替效率。3.5环空水泥浆量确定对于水平段井径电测数据与实际井径数据误差较大，环空水泥浆量估算不准，参考其它区块水平段井径电测数据与实际井径数据进行分析计算，按照7%井眼扩大率计算尾浆使用量与实算水泥浆量相比较取量多值作为实际水泥浆注入量。3.6浆柱结构设计浆柱结构设计:技套管鞋处当量密度大于1.45g/cm3，使用密度为1.02g/cm3冲洗液占据环空高度350m，使用密度为1.60g/cm3隔离液占据环空高度500m，封固段采用密度1.80g/cm3的低失水、零析水、流变性好、浆体稳定性高、高强度韧性水泥浆体系；井底当量密度为1.463g/cm3，可以压稳防漏，提高水平段及大斜度段顶替效率。3.7水泥浆体系设计实验条件：77℃/41MPa/45min;配方:G级+7%韧性材料+4%微硅+4%早强剂+2%防气窜剂+4%膨胀剂+（2%胶连剂+6%降失水剂+1%分散剂+0.1%消泡剂+0.8%缓凝剂）+44%水；性能参数：液固比43.1%，密度1.80g/cm3，失水29mL，析水0mL，强度24h/15.2MPa，流动度22cm，密度差0.2g/cm3，流变性185/109/83.5/50.5/8/5,n=0.7,k=0.71Pa/sn，动切力10.85Pa，塑性粘度87.75mPa·s;稠化时间：初稠19BC，稠度40BC为132min，稠度70BC为138min;钻井液和隔离液及水泥浆相容性等于1∶1∶1大于180min，满足施工要求。3.8前置液配方及性能3.8.1冲洗液设计在顶替流态下，以紊流效果最好，因井眼条件限制，水泥浆无法实现紊流，需要用前置液代替水泥浆实现紊流顶替[4]。冲洗液的紊流临界速度0.3～0.5m/s。通过在旋转粘度剂外筒上捆绑附有钻井液失水后形成泥饼的滤纸，置于冲洗液中旋转，转速为300r/min，并测量冲洗前后粘附有钻井液外筒的质量差之比计算冲洗效率得出5min冲洗效率达到90.9%，效果良好。冲洗液配方：清水+25%表面活性剂+5%悬浮剂+0.1%消泡剂；冲洗液性能参数：实测密度1.02g/cm3，流变读数3/2/1/1/0/0,n=0.585,k=0.03Pa/sn，塑性粘度8mPa·s，动切力1Pa。3.8.2隔离液设计采用占据环空高度500m密度为1.60g/cm3的隔离液，一是控制井下不稳定和流体压稳；二是避免水泥接触污染和防止钻井液的絮凝稠化；三是隔离液具有浮力效应及拖拽力，可冲蚀泥饼，提高顶替效率。隔离液配方：清水+5%悬浮剂+25%铁矿粉；隔离液性能参数：密度1.60g/cm3，测试温度77℃，流变读数74/41/30/17/2/2,n=0.85,k=33Pa/sn，塑性粘度33mPa·s，动切力4.1Pa。隔离液相容性试验数据见表1。3.9套管漂浮与套管附件选用套管内替清水，增加套管在大斜度和水平井段中的浮力效应。环空水泥浆密度1.80g/cm3，套管内替清水，二者密度差形成的浮力效应，既可以减轻套管对扶正器的下压负荷，也有助于套管在水泥浆中的上浮，进一步提高套管的居中度，提高水平段固井施工时的顶替效率。套管附件选用抗疲劳次数多的复位弹簧和耐冲蚀性好的密封面材料制成的强制式浮箍、浮鞋，以保证固井施工安全可靠性。表1隔离液相容性试验数据表4、现场应用4.1JHW00526井固井施工4.1.1基础数据一开井身结构Φ381mm钻头×1286m，二开井身结构Φ241.3mm钻头×2448m+Φ215.9mm钻头×4220m（复合井眼），完钻井深4220m，垂深2583.49m,A点2730m，水平段长1490m，全井段采用水基钻井液体系，钻井液密度1.59g/cm3，完井套管Φ139.7mm×TP125V，水泥浆密度：领浆1.65g/cm3；尾浆1.85g/cm3。4.1.2施工概况2019年10月16日4:00～10月17日11:00下套管，套管顺利下至设计井深；11:00～19:00循环洗井，排量1.50m3/min，泵压8MPa;21:00～24:00固井施工：注入隔离液15m3，密度1.60g/cm3；注入领浆70m3，密度1.65g/cm3；注入尾浆50m3，密度1.85g/cm3；替清水43.91m3，排量1.50～0.60m3/min，碰压21↑30MPa，放回水0.70m3，断流，关闭防喷器敞压候凝。4.1.3固井质量评价声幅测井评价固井质量优质，见图4。图4JHW00526井水平段固井声幅图4.2JHW00421井固井施工4.2.1基础数据一开井身结构Φ44.5mm钻头×504m，二开井身结构Φ311.1mm钻头×2730m，三开井身结构Φ215.9mm钻头×5830m，完钻井深5830m，垂深2733.82m,A点2730m，水平段长3100m，一开、二开采用水基钻井液体系，三开采用油基钻井液体系，钻井液密度1.55g/cm3，完井套管Φ139.7mm×TP125V，水泥浆密度：领浆1.65g/cm3；尾浆1.85g/cm3。4.2.2施工概况2019年7月31日11:00～8月2日3:20下套管，套管顺利下至设计井深；4:00～11:00循环洗井，排量1.50m3/min，泵压11MPa;12:00～15:20固井施工：注入隔离液25m3，密度1.60g/cm3；注入水泥浆116m3，密度1.85g/cm3；替清水60.7m3，排量1.50～0.60m3/min，碰压28↑35MPa，放回水1m3，断流，关闭防喷器敞压候凝。4.2.3固井质量评价声幅测井评价固井质量优质见图5。5、结论和认识(1）通井钻具组合、下套管摩阻预测、扶正器的合理选择及安放，确保了套管顺利下入到设计井深及套管居中度，提高了水平井固井质量。(2）套管内替清水，水泥浆与顶替水之间的密度差形成的浮力使套管在水平段浮起，有效提高了水平段套管的居中度。图5JHW0000421井水平段固井声幅图(3）技术套管下至水平段窗口位置，三开采用油基钻井液和旋转导向钻进的水平段，井眼相对规则，提下钻和通井与井壁摩阻相对较小，常规下套管工艺可满足3000m左右长水平段水平井下套管施工要求。参考文献：[1]高德利,等.弯曲井眼中管柱屈曲行为研究[J].石油钻采工艺,2000,22(4):1-4.[2]屈建省,许树谦,郭小阳.特殊固井技术[M].北京:石油工业出版社,2006:171.[3]于艳艳,等.ANSYS在水平井套管可下入性分析中的应用[J].石油矿场机械,2007,36(5):67-69.[4]王乐顶,等.固井冲洗液室内模拟评价方法与研究[J].西部探矿工程,2014,26(10):54-57.郭建军,刘克全,孙栓科,魏新,帕尔哈提.吉木萨尔页岩油水平井固井技术探讨[J].西部探矿工程,2020,32(12):51-55.