呂廣

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淺層氣防治技術(shù)在渤海A油田的應(yīng)用

呂廣

（中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300450）

在勘探開發(fā)過程中，淺層氣對于鉆井作業(yè)危害極大,目前如何有效封固淺層氣井段，防止次生災(zāi)害是國內(nèi)外石油界的一個技術(shù)難題。渤海油田有較多的區(qū)塊都存在淺層氣，渤中區(qū)域最為典型。前期采用常規(guī)固井工藝封固淺層氣難以滿足封固要求，由此引起淺層氣的泄漏帶來經(jīng)濟損失和鉆井工程風(fēng)險。針對淺層氣防治問題，從鉆井工藝、固井方式和水泥類型優(yōu)選、輔助措施等方面進行改進，創(chuàng)新引入樹脂水泥漿體系，形成一套適合渤海灣淺層氣的封固技術(shù)，在渤中A油田成功應(yīng)用，保證鉆井作業(yè)安全同時取得較大經(jīng)濟效益。

淺層氣；泄漏；固井；樹脂水泥漿；防治技術(shù)

淺層氣指在淺部地層鉆井遇到的天然氣，埋藏深度一般小于1 500 m。該地層通常存在于快速沉積地區(qū)，破裂壓力低，屬于典型高壓、小體積氣體儲層。淺層氣鉆井過程中，由于淺層氣地層松散，承壓能力弱，易發(fā)生漏失，且淺層氣從預(yù)兆到發(fā)生所用時間短暫，具有突發(fā)性，極易導(dǎo)致嚴(yán)重的井噴事故[1?2]。海洋鉆井與陸地鉆井相比，具有明顯的投資高、風(fēng)險大特點。渤海油田有較多區(qū)塊存在淺層氣[3]，長期的勘探開發(fā)過程為鉆井方面積累了大量技術(shù)經(jīng)驗。渤中區(qū)域淺層氣發(fā)育最為豐富，部分井次采用常規(guī)固井工藝封固質(zhì)量不佳，導(dǎo)致表層套管與隔水導(dǎo)管之間存在氣體泄漏狀況，進而產(chǎn)生采油井帶壓生產(chǎn)情況，造成后續(xù)生產(chǎn)風(fēng)險大、維護費用高?？偨Y(jié)以往經(jīng)驗教訓(xùn)，采用新型固井方式，創(chuàng)新使用孔隙度小、防竄能力高、抗壓強度和韌性俱佳的樹脂水泥漿體系，形成一套行之有效的淺層氣危害防治技術(shù)。率先應(yīng)用于渤中A油田，成功有效解決該區(qū)域淺層氣封固難題。

1 影響渤海淺層氣固井質(zhì)量的主控因素

避免淺層氣危害最有效的方法是井位選擇避開淺層地質(zhì)災(zāi)害區(qū)域，但由于海洋鉆井采用叢式井開采模式，井位選擇相對受限。批鉆作業(yè)模式下,中完臨時井口一旦發(fā)生井噴，無升高立管及防噴器裝置，井控處理措施十分局限，無法進行壓井操作，易產(chǎn)生毀滅性后果。渤海油田蓬萊19?3?3井、渤中25?1?6井因淺層氣曾經(jīng)發(fā)生井噴事故。渤中區(qū)域A油田開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)區(qū)域內(nèi)淺層氣普遍發(fā)育，大多數(shù)井次鉆遇淺層氣，埋藏深度位于海拔-650~-1 000 m，共計6套之多，如圖1所示。

圖1　渤中區(qū)域A油田淺層氣分布

1.1 水泥漿因素

淺層氣較為發(fā)育的區(qū)塊，油井封固效果差主要出現(xiàn)以下現(xiàn)象：隔水導(dǎo)管與表層套管環(huán)空出現(xiàn)淺層氣上竄泄漏；表層套管與技術(shù)套管環(huán)空出現(xiàn)環(huán)空帶壓。

水泥漿頂替到位后，會經(jīng)過靜液柱壓力傳壓、液塑態(tài)孔隙傳壓、塑固態(tài)孔隙傳壓[4]三個階段來平衡地層壓力，直至終凝并達到預(yù)定強度。當(dāng)前渤海海域常用油井水泥是“G”級水泥，但是常規(guī)油井水泥具有高體積收縮和脆性大特性。在水泥漿凝結(jié)過程中，淺層氣會不斷侵入，液塑態(tài)孔隙傳壓階段氣體侵入會導(dǎo)致水泥環(huán)出現(xiàn)微環(huán)空；塑固態(tài)孔隙傳壓階段時水泥環(huán)不具備足夠的強度，如果淺層氣能量不斷積蓄會造成水泥環(huán)的壓裂；常規(guī)油井水泥普遍存在體積收縮的固有缺陷，另外，在水泥漿凝結(jié)過程中會吸收井壁殘存泥餅的水分并使其干裂，使第二膠結(jié)面封固效果會變差，進而發(fā)生氣體“竄槽”[5]，如圖2所示。

圖2　淺層氣對固井危害示意圖

1.2 地層及井身結(jié)構(gòu)因素

（1）井底溫度低。由于低溫條件下水泥水化速度慢、早期強度發(fā)展慢，易發(fā)生氣竄。

（2）井眼易漏失。淺層氣所處地層巖性膠結(jié)較為疏松，承壓能力較弱。在鉆進過程中漏失時有發(fā)生，而且一旦鉆進漏失，固井質(zhì)量將更難以保證，并且會伴有氣侵造成的二次漏失。

（3）井徑不規(guī)則。由于淺部地層巖性以疏松膠結(jié)砂巖、軟泥巖、礫巖、粉砂巖為主，井壁易沖蝕，井眼易擴大，通常情況下井徑不規(guī)則，存在“臺肩”、“大肚子”井段，從而帶來泥漿殘存，不易替凈；套管扶正器支撐效果差，套管居中度低等不利因素。

（4）井眼與套管環(huán)空間隙大。渤中區(qū)域A油田表層套管井身結(jié)構(gòu)為444.5 mm（井眼）×339.7 mm（套管），二者之間標(biāo)準(zhǔn)井眼間隙為52.38 mm，如計算井眼擴大率則遠(yuǎn)大于52.38 mm；過大間隙受泥漿泵排量限制，環(huán)空清洗困難，水泥漿與井壁、套管界面膠結(jié)質(zhì)量差，氣體易在近井壁、套管與水泥漿的界面向上竄[6]。

2 改善渤海淺層氣固井質(zhì)量的技術(shù)途徑

淺層氣埋藏淺，氣體沿水泥環(huán)微裂縫竄至井口產(chǎn)生井口帶壓。需一種新技術(shù)手段有效控制淺層氣泄漏，從固井工藝、工程措施來整體分析，多方面入手，逐一解決問題，達到對淺層氣綜合防治的目的。

2.1 水泥漿體系要求

經(jīng)過前期作業(yè)經(jīng)驗教訓(xùn)，“G”級水泥單級雙封不適合淺層氣封固。原因如下：水泥漿在較長的裸眼段內(nèi)發(fā)生混漿，對水泥漿性能和強度產(chǎn)生較大影響；井徑尺寸成倍擴大，水泥漿附加量不易計算；前置漿不足以抑制淺層氣對水泥漿侵入；前置漿沒有足夠被承托，靜液柱壓力減小可能成為淺層氣侵入的誘因；“G”級水泥漿凝固后體積收縮率較大，易產(chǎn)生淺層氣環(huán)空氣竄通道[7]。

針對諸多不利因素，從水泥漿體系角度出發(fā)，嘗試如下思路解決難題。

（1）使用過平衡淺層氣孔隙壓力的水泥漿進行單級固井，以保證不發(fā)生氣竄；

（2）多增加一層套管單獨封堵淺層氣井段；

（3）選擇一種當(dāng)量密度低，抗污染能力強，具有良好的防氣竄能力水泥體系。

思路（1）實用局限大，水泥漿過平衡地層壓力增加地層漏失可能性；配置足夠密度的水泥漿來封固長裸眼段，受到平臺載荷和灰罐容積的種種限制。思路（2）是有效解決淺層氣固井的措施之一，但是該方法勢必造成鉆井工期延長，單井成本增加。因此，按照思路（3），探索一種防止淺層氣泄漏，封固性極強的水泥漿體系，配合工程措施，達到安全、經(jīng)濟、高效封固淺層氣井段目的。

水泥漿體系需有全面性能。包括低溫下抗壓強度高、水泥漿沉降穩(wěn)定好、水泥石致密、具有較低的滲透率、具有良好的防氣竄能力、具有一定的觸變性能、失水易控制、失水量低、水泥漿綜合性能優(yōu)良、稠化時間可調(diào)等[8?9]。沖洗液、隔離液與水泥漿的配伍性需要提高，保證井眼中較少殘存鉆井液，同時隔離液充分隔開水泥漿與鉆井液，防止水泥漿頂替過程污染影響固井質(zhì)量。

2.2 創(chuàng)新水泥漿體系

2.2.1水泥漿體系比較水泥漿體的抗壓強度與孔隙率有著密切的關(guān)系，一般來講，孔隙率越小，水泥漿體抗壓強度越高。經(jīng)過實驗和計算，山東“G”級水泥漿、樹脂水泥漿和膠乳水泥漿體系[10]孔隙率分別為51.76%、50.41%和50.68%。分別測試三種水泥漿體系在35、56、70 ℃的抗壓強度，如表1所示。

表1　不同溫度下三種水泥漿體系的24 h抗壓強度

由表1可以看出，水泥漿體系的抗壓強度隨著養(yǎng)護溫度的升高而提高，同一溫度下樹脂水泥漿體系的抗壓強度最高，與孔隙率計算結(jié)果吻合。

UCA測試結(jié)果是反映水泥漿體在不被破壞前提下各個連續(xù)時間段內(nèi)強度的發(fā)展變化，目前，世界各大油公司將UCA強度劃為投標(biāo)實驗項目中的重要技術(shù)指標(biāo)。山東“G”級水泥漿、樹脂水泥漿和膠乳水泥漿體系的UCA測試結(jié)果分別如圖3所示。

圖3　UCA測試結(jié)果

由圖3可以看出，三種水泥漿體系的起強度時間：“G”級水泥>樹脂水泥>膠乳水泥，但前兩者幾乎同時起強度。“G”級水泥、樹脂水泥和膠乳水泥漿24 h強度分別為6.3、9.7、8.4 MPa，其中樹脂水泥漿體系強度最高，結(jié)合孔隙率和抗壓強度的實驗結(jié)果，樹脂水泥漿體系為最佳水泥漿體系[11]。

2.2.2隔離液優(yōu)選和相容性優(yōu)化隔離液的主要作用是隔開水泥漿與鉆井液，防止水泥漿在頂替過程中受污染，進而影響上層套管鞋處固井質(zhì)量[12]?，F(xiàn)場應(yīng)用的隔離液主要有S11S和S30S兩大體系，在7 MPa、56 ℃的失水實驗中，S11S體系隔離液5 min即被擊穿，最終失水量為287 mL；S30S體系隔離液30 min失水量為61 mL，并形成約2 mm厚的濾餅。

兩大隔離液體系污染水泥漿情況如圖4所示。觀察隔離液體系污染水泥漿后的24 h抗壓強度，30% S11S隔離液污染水泥漿后漿體基本無強度，用勺子可探至磨具底部，如圖4(a)所示。

30% S30S隔離液污染水泥漿后漿體有強度，勺子顯著立在漿體頂部，具體如圖4(b)所示。結(jié)果表明，S30S隔離液污染水泥漿后漿體穩(wěn)定性更好。確定S30S隔離液體系為最佳隔離液。

井下流體的相容性是固井作業(yè)安全與否的有力保證，相容性好的流體可提高頂替效率，確保固井質(zhì)量；相容性差的流體可能導(dǎo)致憋泵和水泥漿返高不足等問題。

樹脂水泥漿與S30S隔離液的形容性實驗結(jié)果見表2。由表2可知，不同比例隔離液污染水泥漿后漿體的流變性良好，流變數(shù)據(jù)隨隔離液摻量的增加逐漸減?。徊煌壤綦x液污染水泥漿后漿體具有抗壓強度（100%隔離液除外），抗壓強度值隨隔離液摻量的增加而逐漸減小。

表2　樹脂水泥漿與S30S隔離液的相容性測試結(jié)果（35 ℃）

2.3 優(yōu)化固井方案

淺層氣良好封固的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，是樹脂水泥漿較好的封固淺層氣井段。為保證淺層氣井段的封固質(zhì)量，在鉆井工程上也需要進行一系列的優(yōu)化。

（1）井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化。準(zhǔn)確確認(rèn)淺層氣井段的位置，一開井眼不揭開淺層氣井段。若不能明確預(yù)測淺層氣位置，一開作業(yè)期間要安裝分流器，一旦意外揭開淺層氣層應(yīng)該及時中完。鉆穿淺層氣井段裸眼段長度要合理，以鉆井裝置能力滿足全井段封固套管環(huán)空為主要依據(jù)。

（2）在鉆井過程中需要防止井眼過度擴徑，保證井壁平滑度。井眼擴徑會導(dǎo)致水泥漿量變多，附加量誤差變大，局部“大肚子”井段鉆屑和泥漿殘余不易替凈，會影響整體封固效果。

（3）提高水泥漿的頂替效率。通過合理加放扶正器等措施提高套管的居中度；在固井頂替過程中嘗試活動套管以改變水泥漿的流態(tài)，對提高第一和第二膠結(jié)面的質(zhì)量有一定幫助。

3 淺層氣防治技術(shù)應(yīng)用及分析

渤中區(qū)域A油田淺層氣典型發(fā)育，以此為現(xiàn)場開展淺層氣治理方案設(shè)計和實踐。

3.1 施工措施

3.1.1優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)根據(jù)前期資料錄取顯示，淺層氣集中于海拔-650~-1 000 m。前期淺層氣泄漏證明表層套管直接封固淺層氣成功率較低，表層鉆進揭開淺部氣層的井控風(fēng)險高。鑒于此剩余井次全部進行井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，406.4 mm井眼閉路鉆進至450 m左右，確保不揭開淺部氣層，同時該深度地層有足夠承壓能力。用311.1 mm井眼揭開淺層氣，有效控制由于井眼與套管間隙大，受泥漿泵排量限制，環(huán)空清洗困難，水泥漿與井壁、套管界面膠結(jié)質(zhì)量差的情況。另外，311.1 mm井眼鉆進期間安裝防噴器，降低淺層氣層鉆進期間的井控風(fēng)險。

3.1.2改善井眼質(zhì)量優(yōu)良的固井效果基于井眼狀況和軌跡質(zhì)量，鉆井方案上制定一系列針對性的措施。受平臺水泥罐容限制，嚴(yán)控井眼擴大率，在保證井眼清潔的前提下，現(xiàn)場降低排量至2 800~3 200 L/min，不再使用海水膨潤土漿開鉆，提前轉(zhuǎn)化為改進型PEC鉆井液，減少對井壁沖蝕；優(yōu)化井眼軌跡，控制連續(xù)滑動進尺，確保井眼和井壁的平滑；充分清潔井眼，使用巖屑床清除器等輔助工具，確保井眼順暢。上述措施在實踐中證明，有效控制淺部疏松地層井眼擴大率，井壁較為均勻、平滑，套管扶正器居中支撐效果提高。

3.1.3深入資料數(shù)據(jù)分析 A油田在綜合調(diào)整階段動用不同儲層的儲量。各井區(qū)淺層氣深度、厚度及發(fā)育程度存在微小差別。為了充分獲取淺層氣的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，對淺層氣進行透徹的研究，分別選擇各井區(qū)的代表井進行全裸眼段錄井，并增加淺層氣井段測井項目。獲得充足資料，以對各井區(qū)淺層氣進行詳細(xì)解釋。

3.1.4固井操作優(yōu)化為保證淺層氣井段水泥漿頂替效率[13]，自淺層氣頂以上200 m至淺層氣以下150 m，套管扶正器加密至每3根安放2個。同時，能夠提活套管的前提下，頂替水泥過程在1~2 m活動管串，使水泥漿替干凈套管環(huán)空中的鉆井液，并充分接觸井壁，使每個界面都良好膠結(jié)。

3.2 水泥漿應(yīng)用效果

前期采用“G”級水泥，聚合物體系+防竄劑進行單級雙封以及全井段采用低密高強體系+防竄劑，固井質(zhì)量均不盡如人意，表層套管環(huán)空存在泄漏現(xiàn)象。本次創(chuàng)新采用漂珠水泥單級全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強體系+防竄劑封固。對三種水泥漿體系固井效果進行了詳細(xì)對比[14?15]。

（1）采用G級水泥，聚合物體系+防竄劑進行單級雙封；采用漂珠水泥單級封固，全井段采用低密高強體系+防竄劑，固井質(zhì)量評價如表3所示。

表3　2種防竄劑固井體系淺層氣井應(yīng)用

（2）采用G級水泥，聚合物體系+防竄劑進行單級雙封；采用漂珠水泥單級封固，全井段采用低密高強體系+防竄劑，封固淺層氣段CBL曲線如圖5所示。

（3）采用漂珠水泥單級全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強體系+防竄劑封固，固井質(zhì)量評價如表4所示。

本體系封固淺層氣段CBL曲線如圖6所示。通過對比CBL曲線得知，A1井在淺層氣段整體封固效果不理想，封固質(zhì)量不合格；A3井封固效果比A1井要好一些，但仍然滿足不了固井要求。采用樹脂水泥漿體系的A2井整體封固質(zhì)量好，固井質(zhì)量優(yōu)良，固井結(jié)束后井口未見壓力顯示。采用漂珠水泥單級全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強體系+防竄劑封固[13]。

圖5　2種體系封固淺層氣段CBL曲線

表4　低密水泥漿+樹脂水泥漿固井體系淺層氣井應(yīng)用

圖6　A2井低密高強體系+防竄劑水泥漿體系封固淺層氣段CBL曲線

4 結(jié)論

（1）鉆遇淺層氣井次，技術(shù)套管固井采用漂珠水泥單級全封，淺層氣段采用樹脂水泥漿體系，其他井段采用低密高強體系+防竄劑體系?？朔诇囟鹊?、當(dāng)量密度高易漏失等諸多不利因素影響，整體達到固井質(zhì)量要求，滿足工程需要，為淺層氣發(fā)育地層海洋鉆井作業(yè)提供一套安全高效的可行性防治技術(shù)。

（2）對于淺層氣固井工藝，隔離液體系優(yōu)選和相容性試驗是固井成敗關(guān)鍵，水泥漿失水越低越好，優(yōu)化后自修復(fù)水泥漿體系 API 失水為61 mL，滿足了淺層氣固井對失水性能的要求。

（3）淺層氣發(fā)育區(qū)塊鉆井作業(yè)設(shè)計階段，分析資料確認(rèn)淺層氣埋藏深度，確保表層開路鉆進井段不揭開氣頂。工程方面通過降低排量，提前轉(zhuǎn)化鉆井液，全程閉路鉆進等手段防止井眼過度擴徑，充分保證固井作業(yè)頂替期間水泥漿驅(qū)替效率。

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（編輯 王亞新）

Prevention and Control Technology of Shallow Gas Applied to A Oilfield

Lü Guang

(?＆，，)

In the process of exploration and development, shallow gas does great harm to drilling operations. Currently, how to effectively seal the shallow well section to prevent secondary disasters, is a technical problem in petroleum industry both at home and abroad. There are shallow gas in many blocks in Bohai oilfield, and the most typical one in Bozhong area. The conventional cementing cementing of shallow gas is difficult to meet the sealing requirements, resulting in the leakage of shallow gas to bring economic loss and drilling engineering risk. Aiming at the problem of shallow gas prevention and control, this paper improves drilling technology, cementing method, cement type optimization and auxiliary measures, innovatively introduces resin cement slurry system, and forms a set of sealing technology suitable for shallow gas in Bohai bay, which has been successfully applied in Bozhong A oilfield to ensure drilling operation safety and to achieve greater economic benefits.

Shallow gas； Let out； Well cementation； Resin cement slurry； Prevention and control technology

TE28

A

10.3969/j.issn.1006?396X.2018.06.014

2017?12?04

2018?01?10

呂廣（1989?），男，工程師，從事海上完井相關(guān)技術(shù)研究；E?mail：lvguang@cnooc.com.cn。

1006396X（ 2018）06008807

http://journal.lnpu.edu.cn