Ultra-Short Liner Cementing Technology for Highly Deviated Wells in the Chenghai Oilfield
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摘要: 埕海油田大斜度井技术套管下不到底而漏封水层，采用尾管补救固井时存在超短尾管串在大斜度井段悬重轻、丢手和判断丢手是否成功困难、水层活跃易窜流、尾管串居中度差及顶替效率低等问题，为此进行了大斜度井超短尾管固井技术研究。在封隔式尾管悬挂器下部增加牵制短节，增大尾管串悬重；使用膨胀防窜水泥浆体系，以防止地层水窜流；应用PVI软件模拟优化扶正器加装位置，提高尾管串居中度；优化固井浆柱结构及流变性能，以提高顶替效率。综合上述措施，形成了大斜度井超短尾管固井技术。该技术在埕海油田2口大斜度井进行了现场试验，试验中牵制短节反向牵引明显，尾管串丢手顺利，丢手判断明显，油水层封隔良好，后期开采获得了稳定高产油流。研究表明，大斜度井超短尾管固井技术可以解决埕海油田大斜度井超短尾管固井难题，也可为其他类似复杂情况的固井提供技术参考。Abstract: In the Chenghai Oilfield’s highly deviated wells, the intermediate casing cannot be run to the correct depth, so that the water layers cannot be isolated. During the remedial cementing with ultra-short liners, there are such problems in the highly deviated segments as low hang weight, difficulty in releasing and its identification, an active water layer susceptible to channeling, a poor centralization grade of the liner, and low displacement efficiency. For that reason, the ultra-short liner cementing technology for highly deviated wells was investigated. A hold-down sub installed under the parker-type liner hanger could increase the hang weight of the liner. The expanding cement slurry system was used to prevent the formation water from channeling. The centralizer position was optimized with PVI to raise the centralization grade of liner, and the structure and rheological properties of cementing slurry column were optimized to improve displacement efficiency. The ultra-short liner cementing technology for highly deviated wells was then developed. The technology was applied in two highly deviated wells in Chenghai Oilfield, with a high downward force of the hold-down sub, successful liner releasing and evident identification of it, and well isolated oil-water layers. In the later production rounds, stable and high oil flow was obtained. The research demonstrates that the ultra-short liner cementing technology for highly deviated wells solves the problem of ultra-short liner cementing for highly deviated wells in the Chenghai Oilfield, and also provides a technical reference for cementing in other similar complex situations.
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随着固井技术的发展，尾管固井已经成为一种非常成熟的固井工艺。但与常规固井工艺相比，尾管固井风险较大，尤其是在大斜度井采用短轻尾管固井时，由于尾管短、悬重轻和摩阻大，丢手和判断丢手是否成功都非常困难。如果丢手失败，轻者起套管，严重时油井报废[1-4]。另外，影响尾管固井的因素也是多方面的，如井漏情况下强行尾管固井，水泥浆携带砂子埋住送入工具，会导致提拉短节被拉断；若水泥浆被污染发生闪凝，会导致“插旗杆”事故[5-6]。因此，在井下情况复杂的井进行尾管固井时，要采取降低尾管固井风险的措施。
埕海油田位于河北省黄骅市东侧海域，主要采用导管架进行集中开发。为提高该区域的产能，设计部署了近百口大斜度井。前期完成的8口生产井中，有2口井因技术套管下至距离井底100 m左右遇阻，导致馆陶组底部厚水层漏封，需要下入ϕ177.8 mm尾管进行补救固井。由于尾管串长度小于350 m，井斜角67°～90°，尾管串丢手和判断丢手是否成功较难，且存在地层水窜流、尾管串居中度差和顶替效率低等问题，增大了尾管固井风险。目前，仅在巴基斯坦UPE油田及国内南海涠洲油田进行过短尾管固井施工[7-9]，但井斜角都未超过50°，尾管串长度超过了500 m，尚未形成大斜度井超短尾管固井技术。
笔者针对埕海油田大斜度井超短尾管固井技术难点，从固井工具、水泥浆体系、套管居中度和固井浆柱结构等方面入手，研究了反向牵制短节和膨胀防窜水泥浆，优化了套管扶正器加放位置和固井浆柱结构，形成了埕海油田大斜度井超短尾管固井技术，现场试验2口井，效果良好。
1. 固井难点分析
埕海油田浅层油藏探明储量丰富，主力含油层系沙河街组一段埋深1 500 m左右，上部地层依次为平原组、明化镇组和馆陶组，馆陶组底水发育，油藏原油密度0.95～0.98 kg/L，黏度613～1 692 mPa·s，属于重质、高黏原油[10-11]。井底静止温度约65 ℃，井底压力约17 MPa。一开采用ϕ406.4 mm钻头，下入ϕ339.7 mm套管；二开采用ϕ311.1 mm钻头定向钻进，钻穿馆陶组底部厚水层及25 m泥岩层后入窗进入油层，下入ϕ244.5 mm套管；三开采用ϕ215.9 mm钻头在油层水平延伸钻进，下入ϕ139.7 mm筛管完井。二开套管封固馆陶组及上部地层，短尾管补救固井有以下技术难点：
1）短尾管串悬重轻，丢手和判断丢手是否成功较难。ϕ177.8 mm尾管裸眼段长度为100 m左右，位于入窗前的增斜井段，井斜角67°～90°。尾管钢级P110，壁厚9.19 mm，尾管串在钻井液中的悬重不足20 kN。因尾管串超轻，悬挂器倒扣后上提时的内部结构摩擦力较大，超过了尾管所受重力，丢手和判断丢手是否成功困难，存在将尾管串提出的风险。
2）短尾管串居中度差，环空过流面积变化大，水泥浆顶替效率低。该区域固井前不测井径数据，根据邻井资料，平均井眼扩大率为12.0%，平均裸眼段井径为348.4 mm；二开ϕ244.5 mm套管，钢级N80，壁厚10.03 mm，内径224.4 mm。ϕ244.5 mm×ϕ177.8 mm尾管悬挂器最大外径210.0 mm，与二开套管环空单边间隙较小，仅7.22 mm，ϕ177.8 mm尾管与裸眼段井眼环空单边间隙较大，达85.32 mm。通井钻头直径215.9 mm，难以破坏井壁虚滤饼和岩屑床。环空过流面变化大、上窄下宽，尾管串在大尺寸井段、大斜度井段贴边，施工排量受窄处环空间隙限制难以提高，井眼“死区”钻井液难以顶替干净；裸眼环空段短，水泥浆过流时间不足3 min，难以充分冲刷清洁井壁和环空。水泥浆窜槽、顶替效率低，易形成窜流通道。
3）顶替效率低且油水层间的隔层薄，难以有效封隔。馆陶组底水层厚度30 m左右，前期多口井试采出水率98%，水层较活跃；水层与油层的隔层为25 m厚的泥岩层，较薄。水泥浆顶替效率低、水层活跃且油水层间的隔层薄，固井候凝期间易发生水窜，导致重质高黏原油难以采出，试采严重出水。
2. 固井关键技术
2.1 悬挂尾管反向牵制固井技术
为解决大斜度井段超短尾管丢手困难且不易判断、易被提出井口的问题，在常规尾管悬挂器上增加了牵制短节，并优化形成了悬挂尾管反向牵制固井技术。
2.1.1 牵制短节
牵制短节主要由本体、液缸、卡瓦、锥套、解锁环和扶正环等部件构成（见图1）。液缸套在本体上部，通过剪钉与本体相连。扶正块位于短节下部，直径最大，起扶正作用的同时，可以保护液缸在入井过程中不受碰撞。卡瓦和锥套组成的锁定机构是牵制短节最重要的部件，卡瓦片为整体内嵌式结构，卡瓦与锥套锁定时的接触方式为面接触，且卡瓦牙面保持水平，增大了卡瓦与上层套管锁定时的接触面积，使锁定更加可靠。
牵制短节连接在尾管悬挂器下部，通过液压方式反向锁定。憋压至设定压力后，牵制短节液缸上的剪钉被剪断，液缸推动整片卡瓦沿锥套上的斜面下行，卡瓦胀开，楔在锥套与上层套管之间，牵制短节锁定，从而实现限制悬挂器及整个尾管串上行的功能。另外，当牵制短节提前锁定或需要解锁时，上提送入钻具，上提力超过300 kN时解锁剪钉被剪断，解锁机构下行至扶正环处，卡瓦和锥套发生相对位移且卡瓦恢复锁定前状态，牵制短节解锁。
牵制短节具有以下作用：1）倒扣时，可以增加尾管串轴向转动阻力，降低倒扣时短尾管随送入钻具转动的风险，利于倒扣；2）在上提送入钻具判断丢手是否成功时，牵制短节可以给尾管串提供一个向下的牵制力，相当于尾管串重量增加300 kN，通过指重表可以准确判断丢手是否成功。
2.1.2 固井施工工艺
入井管串结构为送入钻具＋封隔式尾管悬挂器（中心管底端预装空心胶塞）＋牵制短节＋尾管串＋球座＋尾管＋浮箍＋尾管＋浮鞋。现场作业时，尾管串下至设计位置，循环正常后，从井口投球并泵送至球座，循环通道关闭；压力升至9～10 MPa时，尾管悬挂器液缸上的剪钉被剪断，推动卡瓦上行楔在锥体与上层套管之间。下压钻具载荷50～100 kN，坐挂尾管悬挂器；继续加压至13～14 MPa，牵制短节液缸上的剪钉被剪断，推动整片卡瓦沿锥套上的斜面下行，卡瓦胀开，楔在锥套与上层套管之间，牵制短节锁定，限制尾管悬挂器及尾管串上行；继续加压至19～20 MPa，憋通球座建立循环。下压钻具载荷50～100 kN，保持尾管悬挂器载荷支撑套受压状态，正转不少于25圈，倒扣丢手。上提钻具至中和点，继续上提钻具，若钻具悬重无明显增加，则判断丢手成功（上提钻具悬重增加量不能超过300 kN，以防止牵制短节解锁）。下放钻具保持尾管悬挂器处于受压状态，开泵循环正常后，注水泥浆，释放钻杆胶塞，替浆至碰压、泄压、检查回流正常。钻具上提2～4 m，保证胀封挡块提出回接筒；下压钻具载荷100～200 kN，封隔器胶环受挤压胀开，封隔尾管悬挂器与套管环空。上提钻具，循环出多余的水泥浆，起钻候凝。
2.2 提高顶替效率配套技术
2.2.1 优化套管扶正器加放位置
ϕ177.8 mm尾管串与ϕ244.5 mm套管重叠150 m左右，进入ϕ311.1 mm裸眼段100 m左右。为了保证固井顶替效率，针对封固段环空上窄下宽的结构，优选了复位力强、下入力小且无应力薄弱点的ϕ215.9 mm×ϕ177.8 mm整体冲压式弹性扶正器，以提高尾管居中度；并应用PVI软件进行了尾管居中度分析（见图2和图3），以优化套管扶正器安装方案。模拟计算结果表明，重叠段每2根套管加放一个扶正器，裸眼段每根套管中间部位加放一个扶正器，重叠段和裸眼段平均居中度分别为75.4%和33.4%，尾管串在重叠段居中度较好，在裸眼段不贴边。
2.2.2 调整优化固井浆柱结构及流变性能
研究表明，对于“大肚子”井眼，水泥浆为幂律流体或宾汉流体时，顶替液与钻井液的密度差在0.24 kg/L以上，才会达到较好的顶替效果；另外，提高顶替液稠度系数或者顶替液塑性黏度、动切力，也有利于提高顶替效率[12-14]。为此，优化了固井浆柱结构，利用六速旋转黏度计测量入井流体在55 ℃时的流变参数，结果见表1。由表1可知，在隔离液前引入降黏、降切处理后的钻井液，在常规水泥浆前引入先导水泥浆，延长了顶替过流时间，有利于充分冲刷清洗井壁和环空，提高顶替效率；入井流体密度差0.25 kg/L，流性指数等流变参数呈梯度递增，有利于顶替滞留在环空的钻井液，实现水泥浆对裸眼和环空的有效驱替。
表 1 固井浆柱结构及流变性能Table 1. Cementing slurry column structure and rheological properties流体 密度/
（kg·L–1）流性
指数稠度系数/
（Pa·sn）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa完钻时钻井液 1.12 0.65 0.32 20 7.7 调整后钻井液 1.10 0.74 0.13 14 3.6 隔离液 1.35 0.71 0.50 17 7.8 先导水泥浆 1.75 0.69 0.91 115 14.6 水泥浆 1.90 0.62 2.56 184 28.9 2.3 膨胀防窜水泥浆技术
固井候凝期间，水泥浆失重会造成环空液柱压力降低，导致地层流体穿过水泥浆滤饼侵入环空导致窜流。水泥浆滤失量越小，失重越缓慢；静胶凝强度过渡时间决定地层流体窜流时间，过渡时间越短，水泥浆防窜能力越强。因此，水泥浆中加入降滤失剂和防窜剂能够提高其防窜能力[15]；另外，水泥浆体硬化后体积收缩，水泥环与套管、地层之间产生微间隙，是导致环空窜流的重要原因，加入膨胀剂可以防止水泥浆体积收缩。膨胀水泥浆可以消除微环隙、提高水泥环胶结质量，即使套管表面和地层残留少量钻井液，采用膨胀水泥浆也会获得较好的封固效果[16-18]。
针对馆陶组底水窜流难题，优化了水泥浆配方，以防窜降滤失剂BCG-200L和膨胀剂BCP-1S为主剂，形成了膨胀防窜水泥浆。BCG-200L是一种多元共聚物型防窜降滤失剂，能够降低水泥浆的滤失量，且对水泥浆有适度的增黏和提切作用，水泥浆稠化及静胶凝过渡时间短，防窜性能强。BCP-1S为无机复合晶体类膨胀剂，在中低温条件下膨胀性能良好，加入水泥浆可以使水泥石的体积略有膨胀，以补偿水泥浆固结时的体积收缩。
2.3.1 防窜性能评价
水泥浆防窜性能的评价方法主要有以下3种：1）水泥浆的SPN小于3时，防窜性能强[19-20]；2）水泥浆的静胶凝强度过渡时间小于40 min，防窜性能强；3）行业标准《油井水泥外加剂评价方法 第5部分：防气窜剂》（SY/T 5504.5—2010）要求防窜水泥浆的窜流量为0。采用以上3种方法评价膨胀防窜水泥浆的防窜性能，结果见表2（膨胀防窜水泥浆的配方为胜潍G级水泥＋3.0%BCP-1S膨胀剂＋5.0%BCG-200L防窜降滤失剂＋0.2%BCD-210L减助剂＋0.2%BXR-200L缓凝剂＋0.1%G603消泡剂＋40.0%淡水，其密度为1.90 kg/L，滤失试验压力为6.9 MPa，静胶凝强度试验压力为21 MPa，窜流试验压力为2.1 MPa）。由表2可知，该水泥浆在较宽温度范围内的API滤失量≤40 mL，SPN≤2.75，静胶凝强度过渡时间≤12 min，窜流量为0，防窜性能良好。
表 2 膨胀防窜水泥浆防窜性能的评价结果Table 2. Channeling prevention performance evaluation results of expanding cement slurry温度/
℃稠化时间/min 滤失量/
mLSPN 静胶凝强度过渡时间/min 窜流量/
mL30 Bc 100 Bc 50 315 330 36 2.75 12 0 70 233 244 38 2.50 11 0 90 190 200 40 2.62 10 0 2.3.2 膨胀性能评价
水泥的水化反应会导致水泥浆体绝对体积缩小，其体积收缩包括塑性体收缩和硬化体收缩。研究表明，绝大部分体积收缩发生在水泥浆终凝强度达到0.14 MPa以后。参照普通水泥浆体，测试膨胀防窜水泥浆的膨胀率，可以反映其对水泥石收缩的补偿；而以膨胀防窜水泥浆终凝强度达到0.14 MPa时的体积参数为基准，来测试其硬化体的膨胀率，能更好地反映水泥浆的膨胀性能。膨胀防窜水泥浆硬化体不同时间、不同温度下的膨胀率见表3。由表3可知，在不同温度下候凝24～72 h后，膨胀防窜水泥浆硬化体未发生收缩且略有膨胀，膨胀率0.058%～0.313%，膨胀性能较好，能够提高界面胶结质量。膨胀防窜水泥浆的配方为胜潍G级水泥＋3.0%BCP-1S膨胀剂＋5.0%BCG-200L防窜降滤失剂＋0.2%BCD-210L减助剂＋0.2%BXR-200L缓凝剂＋0.1%G603消泡剂＋40.0%淡水，其密度为1.90 kg/L，试验压力为21 MPa。
表 3 膨胀防窜水泥浆硬化体的膨胀性能Table 3. Expansion performance of hardened expanding cement slurry温度/℃ 膨胀率，% 24 h 48 h 72 h 50 0.058 0.112 0.174 70 0.067 0.181 0.215 90 0.076 0.234 0.313 2.4 管外封隔器防窜配套技术
压缩扩张式管外封隔器是靠压缩密封胶筒密封环空，防止固井候凝期间地层流体上窜，现场应用时一般连接在尾管悬挂器顶部，组合形成封隔式尾管悬挂器。
采用配有3组密封胶筒的压缩扩张式管外封隔器，密封胶筒外径ϕ210.0 mm，有效封隔长度100 mm，有效密封能力50 MPa。尾管固井碰压后，钻具上提2～4 m，将胀封挡块提出回接筒，下压钻具载荷100～200 kN，封隔器坐封剪钉被剪断，下压载荷通过回接筒传递至封隔器胶筒，其受挤压变形胀开，密封尾管悬挂器与套管环空，从而防止地层流体上窜。
3. 现场试验
CH1-1-5H井和CH3-2-4H井是埕海油田的2口生产井，二开ϕ244.5 mm套管下至距离井底100 m左右遇阻，采取多种措施未解阻，就地固井，馆陶组底部厚水层漏封，为防止后期筛管完井后试采严重出水，下入ϕ177.8 mm短尾管进行补救固井。该技术在这2口井中得到成功应用，牵制短节锁紧可靠，提供了明显的反向牵引力，尾管丢手顺利，判断明显；固井质量优质，水层封隔良好；后期生产获稳定高产油流，CH1-1-5H井日产原油198 t，CH3-2-4H井日产原油178 t，含水率均为0。下面以CH1-1-5H井为例说明该技术的应用情况及效果。
CH1-1-5H井二开采用ϕ311.1 mm钻头钻进，由井深546 m钻至井深2 778 m（沙河街组一段）见到油斑细砂岩，入窗成功，中完井深2 806 m，ϕ244.5 mm套管下至井深2 615 m遇阻，多次尝试解阻未成功，就地固井。2 465～2 805 m井段下入ϕ177.8 mm尾管，垂深1 446 m，井斜角67°～90°，循环温度55 ℃，尾管串长340 m，悬重仅19.3 kN。尾管串结构为：刮刀浮鞋＋1根套管＋浮箍＋浮箍＋1根套管＋球座＋尾管串＋牵制短节＋封隔式尾管悬挂器，上部连接ϕ139.7 mm送入钻具。扶正器设计方案为：重叠段每2根套管加装1个ϕ215.9 mm×ϕ177.8 mm整体式弹性扶正器；裸眼段每根套管加装1个ϕ215.9 mm×ϕ177.8 mm整体式弹性扶正器，并用卡箍固定在套管中间部位；尾管悬挂器下部的2根套管和刮刀浮鞋上部的2根套管，各加装1个ϕ215.9 mm×ϕ177.8 mm旋流滚轮刚性扶正器。
现场施工时，尾管顺利下至井深2 805 m，静止悬重650 kN，上提悬重1 100 kN，下放悬重500 kN；开泵循环，循环排量逐渐提高至25 L/s，循环压力7.3 MPa，循环2周；井口投球泵送至球座，加压至10.3 MPa，稳压5 min，下放至悬重400 kN，坐挂尾管悬挂器；继续加压至14.0 MPa，稳压5 min，坐挂牵制短节，上提至悬重1 350 kN，牵制短节正常坐挂。下放至悬重400 kN，正转倒扣23圈，钻具上提1.50 m，悬重1 100 kN，倒扣顺利，判断丢手成功；下放至悬重400 kN，以排量25 L/s循环1周，泵入14.5 m3调整后的钻井液，占裸眼环空高度190 m，注入7.3 m3隔离液，占裸眼环空高度95 m，注入7.3 m3先导水泥浆，占裸眼环空高度95 m，注入21.7 m3水泥浆，替入9.7 m3压塞液，钻井泵替入28.5 m3钻井液，排量从20 L/s降至5 L/s，碰压至13.5 MPa，胀封封隔器，拔出中心管，在“喇叭口”以上循环出多余的水泥浆，固井施工顺利完成，固井质量优质。
4. 结论与建议
1）连接在尾管悬挂器下部的牵制短节能够提供反向牵引力，增加尾管串悬重，可以有效解决大斜度井超短尾管由于悬重轻而导致的丢手和判断丢手是否成功困难的问题。
2）利用PVI软件优化扶正器安放位置、调整固井浆柱结构及流变性能和应用膨胀防窜水泥浆，可以提高固井顶替效率和水泥环胶结质量，防止活跃地层水窜流。
3）该技术实现了埕海油田大斜度井超短尾管固井技术的突破，后续应继续进行水平井尾管固井技术研究，为该油田的高效开发提供技术储备。
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表 1 固井浆柱结构及流变性能
Table 1 Cementing slurry column structure and rheological properties
流体 密度/
（kg·L–1）流性
指数稠度系数/
（Pa·sn）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa完钻时钻井液 1.12 0.65 0.32 20 7.7 调整后钻井液 1.10 0.74 0.13 14 3.6 隔离液 1.35 0.71 0.50 17 7.8 先导水泥浆 1.75 0.69 0.91 115 14.6 水泥浆 1.90 0.62 2.56 184 28.9 
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表 2 膨胀防窜水泥浆防窜性能的评价结果
Table 2 Channeling prevention performance evaluation results of expanding cement slurry
温度/
℃稠化时间/min 滤失量/
mLSPN 静胶凝强度过渡时间/min 窜流量/
mL30 Bc 100 Bc 50 315 330 36 2.75 12 0 70 233 244 38 2.50 11 0 90 190 200 40 2.62 10 0
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表 3 膨胀防窜水泥浆硬化体的膨胀性能
Table 3 Expansion performance of hardened expanding cement slurry
温度/℃ 膨胀率，% 24 h 48 h 72 h 50 0.058 0.112 0.174 70 0.067 0.181 0.215 90 0.076 0.234 0.313
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