Cementing Technologies with Large-Size Casing in the Kuqa Piedmont
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摘要:
针对库车山前大尺寸套管环空带压的问题，结合现场资料和室内试验评价，分析了大尺寸套管环空带压产生的原因，并在此基础上，通过强化井筒，提高管柱居中度，增加浆体摩阻级差和壁面剪应力，严格要求水泥浆稠化、过渡和起强度时间，细化憋压候凝程序等措施，形成了快速封固、全程压稳的大尺寸套管固井技术。研究发现，分级固井方式对复杂工况的处置有限，顶替和压稳措施针对性不强，导致大尺寸套管固井窜槽严重，未压稳地层高压流体，造成一次固井质量差，从而引起库车山前大尺寸套管环空带压。大尺寸套管固井技术在库车山前成功应用6井次，整体固井顶替效率达到95%以上，水层段固井质量合格率大于90%，固井质量良好，具有一定的推广应用价值。
Abstract:Aiming at solving the problem of sustained casing pressure in large-size casing in the Kuqa Piedmont, the reasons for sustained casing pressure in large-size casing were investigated by using field data analysis and laboratory test evaluation methods. On this basis, the cementing technologies with large-size casing, featuring quick sealing and whole-process stable pressure, were formed by the measures such as strengthening wellbore, improving pipe string centering, increasing slurry friction difference and wall shear stress. Further, it was necessary to institute strict controls over the thickening, transition, and the developing time for strength in cement slurry. More detailed procedures for pressure holding before cement setting were designed as well. It was found that factors such as the limited staged cementing control in handling complex situations, and poor displacement and pressure stabilization measures led to severe channeling in cementing with large-size casing, which failed to stabilize the high-pressure fluids in formations. All of these resulted in poor-quality of primary cementing, which further caused the sustained casing pressure in large-size casing in the Kuqa Piedmont. The developed technologies were successfully applied to six wells in the Kuqa Piedmont, and achieved overall cementing displacement efficiency of more than 95% with a pass rate of more than 90% for the cementing quality in water-bearing sections. The good cementing performance shows that the technologies are worth of promotion and application.
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Keywords:
- sustained casing pressure /
- large-size casing /
- cementing channeling /
- Kuqa Piedmont
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北部湾盆地涠西南凹陷是南海西部海域开发最早、最重要的原油产区，为勘探开发成熟区，多数油田已进入勘探开发中后期，稳产难度大，采用传统的“勘探—开发—生产”接力评价模式难以维持可持续发展[1-3]。为此，将涠西南凹陷勘探开发成熟区作为试点区开展了海上勘探开发一体化研究[2-4]。
海上勘探开发一体化是以海上在生产和在建设油气田的设施为依托，以油气田内部及周边潜在储量的发现和开发为目标，加快勘探评价、加速产能建设的一种集勘探、开发于一体的快速评价工作模式[3,5-10]。海上勘探开发一体化技术包含目标搜索技术、目标评价技术、井位钻探技术等[3]。其中，井位钻探技术是针对通过目标搜索、目标评价优选出的潜力目标进行钻探的技术，该技术用以落实其含油气性、储量规模，继而实现增储上产。
对于海上勘探开发一体化快速评价，传统的“探井—评价井—开发井—调整井”接力钻探模式不适用[11-14]。该传统钻探模式适用于“勘探—开发—生产”接力评价模式：一方面，该模式评价时间久，导致油气田建产周期长；另一方面，该模式下油气田开发经济门槛高，造成许多探明地质储量、控制地质储量难以动用。因此，为了推动涠西南凹陷海上勘探开发一体化优质潜力目标顺利实施，笔者提出了开发评价井钻探模式，对其灵活多样的钻探模式进行了研究和现场应用，取得了显著成效。
1. 涠西南凹陷地质概况
涠西南凹陷位于北部湾盆地[15-16]，先后经历了古近纪裂陷期和新近纪拗陷期[17-18]。古近纪裂陷期，涠西南凹陷在区域地应力作用下自北向南发育涠西南断裂带、1号断裂带、2号断裂带、3号断裂带等多个断裂带及分支断裂，对于油气运移和聚集具有重要作用[19]，凹陷东部、南部发育斜阳斜坡带、南部斜坡带等斜坡带，同样是油气运聚的有利区带[20]。总体上，涠西南凹陷具有北断南超的构造特征，并通过涠西南低凸起与海中凹陷相邻，如图1所示。
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图 1 涠西南凹陷区域构造及油田分布Figure 1. Regional structure and distribution of oilfields in Weixinan Sag涠西南凹陷的主力成藏期为古近纪，自下至上沉积古新统长流组、始新统流沙港组、渐新统涠洲组地层。已钻井揭示，流沙港组二段发育中深湖相油页岩、页岩、泥岩，为涠西南凹陷最重要的烃源岩层[21-22]。流沙港组一段、涠洲组三段为最主要的含油层段，也是本文研究的主要目的层系。流沙港组一段沉积期总体上为水退过程，发育滨浅湖相—三角洲相，砂岩相对较薄，主要发育构造–岩性圈闭或岩性圈闭[19,23]。涠洲组三段沉积期水体加深但总体水深较浅，主要发育三角洲相，发育厚层粗砂岩、中砂岩、细砂岩，并以杂色泥岩为区域标志层[24-25]。涠洲组三段断裂发育，主要发育构造圈闭[26]。
2. 开发评价井钻探模式
开发评价井是针对油气田储量升级，评价油气田内部新层（邻块）及油气田周边潜力区块的井[3]。开发评价井的钻探模式灵活多样，与探井相比，可以依托生产平台钻探，在落实潜力目标含油气性和储量后直接投入生产，实现储量向产量快速转化。与生产井相比，开发评价井可以通过快速评价的勘探模式对生产平台控制范围外的潜力目标进行钻探，若评价成功将落实目标含油气性和储量，促进后续开发、调整，若未钻遇油气层，能够为后续开发规避风险。
开发评价井的钻探模式依据钻探目标是否在生产平台动用范围内，分为开发模式和勘探模式。开发模式钻探目标位于生产平台动用范围内，有生产平台钻探模式、生产井项目钻探或兼探模式2种模式；勘探模式钻探目标位于生产平台动用范围外，有快速评价模式、滚动探井兼探模式2种模式。
2.1 生产平台钻探模式
生产平台钻探模式是指，能够依托海上生产平台空余井槽或低效井槽对潜力区块进行评价，若评价成功能够投入油气田生产，实现快速建产的开发评价井钻探模式。对涠西南凹陷已钻生产井统计可知，生产平台钻探半径在3 km左右，因此，可以优选生产平台周边半径3 km范围内的潜力目标进行开发评价井位部署，评价油气田平面或纵向潜力层位，并可接入现有生产设施。
因为生产平台钻探模式没有依托生产井项目，没有相关预案井保证经济性，所以，对于潜力目标钻探成功率的要求非常高。生产平台钻探模式的潜力目标，是在海上勘探开发一体化目标搜索技术的指导下，通过区带搜索优选成藏条件优越的油气田，围绕其内部及周边，在“评价过程潜力目标搜索”指导下开展老井复查[3,10]。老井复查是在勘探开发无空井理念指导下，依据干层旁边有油层、薄层旁边有厚层、显示高处有油层、油层上下找油层、油层邻块找油层等理论，开展潜力目标搜索。
涠西南凹陷应用生产平台钻探模式的典型案例是涠E油田WE-4井区，利用低效井侧钻，实现了该井区的经济性开发。WE-4井区是主控断层F2遮挡的断鼻圈闭，勘探早期WE-4井区钻探WE-4井，该井仅在涠洲组三段W3Ⅵ油组钻遇油层，探明地质储量不足20×104 m3，未达到开发动用储量下限。如果采用常规钻探模式，开发该井区则需要再钻探至少1口评价井，才能弄清含油性和储量规模，难度极大。
对WE-4井进行老井复查发现，该井在涠洲组三段W3Ⅳ、W3Ⅴ和W3Ⅶ油组钻遇油气显示。在海上勘探开发一体化目标搜索技术指导下[3]，按照“显示高处有油层”的一体化评价思路，认为 WE-4井区构造高部位成藏概率高。因此，利用生产平台钻探模式，依托WE-A生产平台部署了开发评价井WE-A7S2井，其平面位置如图2所示。
WE-A7S2井共钻遇6个油层（见图3），厚度共计63 m，除W3Ⅳ、W3Ⅴ和W3Ⅶ油组为WE-4井油气显示层升级为油层外，新发现W3Ⅳ上油组油层。WE-A7S2井探明的地质储量远超开发动用储量下限，经济性好，实现了快速建产的目的。
WE-A7S2井实施成功，对生产平台钻探模式的研究具有重要意义。鉴于生产平台钻探模式缺少预案井，应评价生产平台钻探范围内构造低部位已钻井证实含油水层或有油气显示的圈闭高部位，依托生产平台空余井槽或低效井槽部署定向井，评价构造高部位，若评价成功将实现快速建产。
2.2 生产井项目钻探或兼探模式
生产井项目钻探或兼探模式，是在即将实施的ODP或调整井项目周边搜索优选潜力目标，依托项目进行钻探或兼顾钻探（包括上部兼探、加深兼探等），并可接入现有生产设施、实现快速建产的钻探模式。该模式包括ODP项目钻探模式、ODP项目兼探模式、调整井项目钻探模式、调整井项目兼探模式。与生产平台钻探模式相比，同样都是利用海上生产平台的空余井槽或低效井槽，同时又具有多方面优势：1）该模式通过套管定向开窗侧钻方式钻探开发井或调整井等预案井，保证钻探的经济性，对于潜力目标钻探成功率要求相对较低；2）该模式钻探费用包含在依托项目预算中，能够有效规避评价风险；3）该模式通过兼探方式完成潜力层评价与含油气层调整实施，或完成潜力层评价与难动用油气层的动用，在降低钻探成本的同时，能够将评价成功的潜力层依托生产平台投入开发，实现快速建产，是开发评价井最主要的钻探模式。
WD-A9井是依托涠D油田调整井项目兼探模式部署在WD-1井区的开发评价井，其平面位置见图4。WD-1井区是断层F1为遮挡断层、断层F2为运移断层的断块圈闭，探井WD-1井在涠洲组三段W3Ⅰ、W3Ⅱ和W3Ⅶ下油组钻遇油层；涠D油田ODP项目实施的WD-A8P领眼井除完成涠洲组三段W3Ⅰ、W3Ⅱ和W3Ⅶ下油组油层开发外，加深兼探W3Ⅷ、W3Ⅸ油组构造低部位含油气性，钻遇油水同层，证实构造高部位成藏概率高；探井WD-E-13井在邻块W3Ⅸ油组钻遇油层，进一步证实区域油气运移活跃，在该断块W3Ⅻ、L1Ⅱ和L1Ⅲ油组构造低部位钻遇新油层，WD-1 井区成藏条件优越。
WD-A9井的油藏模式如图5所示。该井的评价目的，包括含油层W3Ⅰ、W3Ⅵ、W3Ⅶ上、W3Ⅶ下、L1Ⅱ和L1Ⅲ油组开发井网调整，落实W3Ⅷ、W3Ⅸ油组构造高部位的含油气性，兼顾W3Ⅻ油组油层扩边评价，并通过优化井眼轨迹评价邻块涠洲组二段的含油气性。WD-A9井实钻效果好，邻块涠洲组二段W2Ⅲ、W2Ⅳ油组共钻遇28 m油层，并在W2Ⅵ油组钻遇7 m差油层，证实涠洲组二段油气运移活跃，实现了新含油层系的突破。涠洲组三段除证实W3Ⅷ、W3Ⅸ油组为油层外，W3Ⅹ油组钻遇新油层并在W3Ⅻ油组成功实现油层扩边。涠洲组三段钻遇116 m油层，流沙港组一段钻遇42 m油层，依托WD-A生产平台实现了快速建产，生产井项目钻探或兼探钻探模式应用效果好。
WD-A9井钻探成功，证实了生产井项目钻探或兼探模式的可行性。涠西南凹陷在生产、在建设油田多，对应的ODP项目、调整井项目数量多。将生产井项目钻探或兼探模式开发评价井引入ODP项目、调整井项目，在弄清潜力层含油气性、实现快速建产的同时，实现了含油层的调整实施或难动用油层的动用，对于油田开发及后续可持续开发具有重要作用。
2.3 快速评价模式
快速评价模式的应用，受多方面条件的约束和限制：1）海上生产平台位置确定后，距离平台较远的扩边区块评价和开发难度极大；2）位于生产平台钻探范围内，但难以评价多个层系或成藏风险大的潜力目标，很难通过开发模式进行评价；3）生产平台预留的井槽数量和处理能力，也限制了后期加密、调整。针对以上问题提出了快速评价模式，即通过滚动勘探形式对油气田周边生产平台覆盖范围外的有利构造进行评价，与邻近油田相结合，提前编制整体开发方案，落实含油层系、储量规模的钻探模式。若评价成功，能够增加油气田探明地质储量，促进邻近油气田后续综合调整；若评价失利，与传统的“探井—评价井—开发井—调整井”钻探模式相比，快速评价模式开发评价井钻探成本低，并能有效规避后续开发风险。
涠I油田的发现是快速评价模式应用的典型成功案例。涠I油田平面位置位于涠H油田与涠J油田之间（见图6）。涠H油田有2个生产平台，WH-A生产平台主要开发WH-1井区和WH-3井区，WH-B生产平台为WH-5井区与WH-4井区联合开发，兼顾WH-3井区开发井网完善。由于WH-B生产平台井槽数量有限，且与WH-4井区构造的位置关系不利于钻井，导致WH-4井区的开发井网并不完善。
为了促进WH-4井区的综合调整，引入海上勘探开发一体化思路，围绕其周边开展潜力目标搜索，落实涠I构造，整体考虑涠I构造与WH-4井区，提前编制整体开发方案，指导涠I构造开发前期研究及WH-4井区综合调整。在涠I构造部署WI-1d井，落实涠洲组三段目的层含油气性及储量规模，后续同WH-4井区联合立架进行开发，满足开发的经济性，实现WH-4井区综合调整及涠H油田、涠I油田和涠J油田横向连片含油的局面。
WI-1d井油藏模式如图7所示。该井实施效果好，不仅在涠洲组三段目的层W3Ⅰ、W3Ⅱ、W3Ⅲ、W3Ⅳ、W3Ⅵ上、W3Ⅵ下和W3Ⅶ油组钻遇103 m油层，而且在涠洲组二段W2Ⅰ、W2Ⅲ和W2Ⅳ油组钻遇13 m油层，实现了涠H油田、涠I油田和涠J油田横向连片含油的局面。新增探明地质储量满足与WH-4井区联合立架开发的经济性要求，促进了WH-4井区的综合调整。
涠C油田北块开发评价井WC-4井（平面位置见图8）的钻探，是快速评价模式规避后续开发风险的典型案例。在该区块勘探阶段，先后钻探了WC-1井、WC-3井和WC-3Sa井，在涠洲组二段W2Ⅰ油组，涠洲组三段W3Ⅰ、W3Ⅳ、W3Ⅶ和W3Ⅺ油组，流沙港组一段L1Ⅰ、L1Ⅱ和L1Ⅲ油组钻遇油层，其中W3Ⅰ、W3Ⅳ油组油层厚且未钻遇油水界面，是北块最重要的含油层及开发层系。
涠C油田北块油水界面范围不确定，储量规模无法落实，影响开发井位的整体部署。同时，北块圈闭主控断层倾向近南向，而WC-A平台位于该主控断层南侧，导致开发井无法同时部署在多个油层构造高部位，同样不利于开发井部署。为落实涠C油田北块W3Ⅰ和W3Ⅳ油组在油藏构造低部位的含油气性及储量规模，指导涠C油田综合开发，采用海上勘探开发一体化思路，在构造低部位部署了WC-4井，通过快速评价方式进行评价，落实了北块储量规模，规避了后续开发风险。
WC-4井油藏模式如图9所示。钻WC-4井时，在涠洲组二段W2Ⅵ油组新发现厚度为4.6 m的油层，为岩性圈闭油藏，证实涠洲组二段具有较好的成藏条件，对于涠C油田涠洲组二段岩性圈闭油藏搜索、评价具有启示意义。W3Ⅳ油组录井无油气显示，测井解释为水层，进一步明确了北块W3Ⅳ油组的含油范围及储量规模，规避了后期开发投资风险，为制订开发方案提供了决策依据。
2.4 滚动探井兼探模式
滚动探井兼探模式与快速评价模式的开发评价井类似，均通过钻探滚动探井进行快速评价。滚动探井兼探模式开发评价井，主要针对以下2类目标进行评价：1）距离生产平台较远，无法通过生产平台快速建产，能够兼顾相邻勘探目标；2）针对成藏风险相对较大的目标，单独钻探经济性差，无法通过生产平台实施，通过优化井眼轨道与周边待实施探井结合，上部兼探或加深兼探能够有效降低钻探成本，规避评价风险。
涠E油田WE-4井区流沙港组一段为该模式下的典型案例。WE-4井区流沙港组一段圈闭总体为岩性圈闭，内部被多条断层分割形成断块–岩性圈闭。探井WE-4井、开发评价井WE-A7S2井及调整井WE-A4H3井钻探显示，3个断块的含油性及油水界面不同，证实断层具有较好的断层封堵性。该井区前期部署了采油井WE-A5H井、注水井WE-A6井：WE-A5H井横跨2个断块，未见水；WE-A6井位于WE-4井所在断块，钻遇水层（见图10）。长时间观测显示，这2口井存在注水受效性差的问题：一方面，由于分割2个断块的F断层封堵性较好，导致F断层东侧断块油层注水受效差；另一方面，F断层西侧油层的物性比F断层东侧油层差，存在储层连通性差的风险。因此，完善F断层东侧井网是解决问题的关键，但是该断块探明储量未达到开发的经济性下限，按照常规开发模式无法部署调整井。
为了推动F断层东侧断块开发，与勘探、开发即将实施的井相结合，引入滚动探井兼探模式开发评价井。经过分析，部署了探井WE-12N-1井对涠洲组三段和流沙港组一段顶部砂体进行勘探，仅加深50 m就能对流沙港组一段油层兼探评价，能够有效降低钻探成本。WE-12N-1井流沙港组一段油藏模式如图11所示。该井加深兼探流沙港组一段开发层构造低部位，钻遇油层和油水界面，将探明含油范围由WE-4井油底海拔高度–2 195 m扩展至–2 204 m，落实并增大了F断层东侧断块储量规模。
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图 11 WE-12N-1井流沙港组一段油藏模式Figure 11. Reservoir model of the first member of Liushagang Formation in Well WE-12N-1F2断层南侧为岩性圈闭，部分解释测线存在岩性边界无法落实的风险，且地震同向轴杂乱不连续，存在储层叠置不连通的风险。虽然该目标距离WE-A平台仅2 km，处于平台覆盖范围内，但由于成藏风险较大而无法依托生产平台实施。将该目标与滚动勘探目标相结合，钻前通过优化调整WE-12S-1d滚动探井的井眼轨迹，加深兼探流沙港组一段目的层，降低钻探成本。WE-12S-1d井未在流沙港组一段钻遇油层，钻遇了2套近60 m厚的水层，规避了依托生产平台实施的开发风险。
3. 开发评价井钻井模式应用成效
本文提出的开发评价井钻探模式已经在涠西南凹陷应用45口井，其中37口井钻探成功，8口井钻探失利，钻探成功率达82%，证明该模式在油气田勘探开发中后期的应用效果较好。
45口应用井中：生产平台钻探模式井实施2口，成功2口，钻探成功率100%；生产井项目钻探或兼探模式井实施29口，成功24口，钻探成功率83%（其中，ODP项目钻探模式开发评价井9口，成功7口，钻探成功率83%；ODP项目兼探模式井3口，成功2口，钻探成功率67%；调整井项目钻探模式井16口，成功15口，钻探成功率94%；调整井项目兼探模式井1口，钻探失利）；快速评价模式井实施12口，成功10口，钻探成功率83%；滚动探井兼探模式井2口，成功1口，钻探成功率50%。
对4种开发评价井钻探模式进行了对比分析，分析发现：
1）生产平台钻探模式开发评价井针对生产平台覆盖范围内的潜力目标，在没有ODP及调整井项目实施的情况下进行风险评价，所以该模式存在评价失利后无预案井接替的风险，对潜力目标成藏可靠性要求较高。若相邻块或相邻层系存在开发层系，可以通过该模式对其兼顾调整，作为预案降低开发评价井的实施风险。由于该模式要求条件较为苛刻，目前仅钻了2口井，但全部获得成功，落实探明地质储量近200×104 m3，占比5%，实现了快速建产。
2）生产井项目钻探或兼探模式，无论从钻井总数、成功井数还是探明地质储量，均占比最大，是开发评价井最重要的钻探模式。该模式29口井落实探明地质储量近2 300×104 m3，占比63%，有效带动了油气田开发进程。勘探开发成熟区都会存在老油田综合调整和新油田ODP实施的情况，而油田内部都会存在难动用探明或控制储量。如何在油气田内部搜索潜力目标，促进难动用储量动用，推动油气田开发前期ODP实施及油气田中后期综合调整，是勘探开发一体化研究工作的重要内容。生产井项目钻探或兼探模式是这一重要研究内容的具体实践，且成效显著。
3）虽然快速评价模式开发评价井主要针对生产平台覆盖范围，但难以评价多个层系、成藏风险大、难以通过开发模式进行评价的潜力目标。不过，该模式同样能够促进油气田开发前期ODP实施及油气田中后期的综合调整，12口快速评价模式开发评价井落实探明地质储量超过1 000×104 m3，占比30%，对于油气田开发、调整起到了重要的推动作用。
4）滚动探井兼探模式主要针对距离生产平台远或成藏风险大的潜力目标。利用该模式可落实含油气性，降低钻探成本，规避投资风险。目前已钻探2口井，落实探明地质储量近100×104 m3，占比2%。该模式与前3种钻探模式相比，虽然具有钻探井数少、钻探成功率低、发现储量规模小等弱势，但该模式是开发评价井模式中不可或缺的，因为该模式能够通过最低的钻探成本落实成藏风险相对较大的区块，如果评价成功，将有效促进周边区域开发。
4. 结 论
1）涠西南凹陷勘探开发一体化开发评价井钻探模式，包括生产平台钻探模式、生产井项目钻探或兼探模式、快速评价模式、滚动探井兼探模式等4种开发评价井钻探模式，解决了传统“探井—评价井—开发井—调整井”接力钻探模式限制多、储量动用门槛高、建产周期长等问题。
2）4种开发评价井钻探模式在油气田勘探开发中后期的应用效果较好，已实施45口井，其中37口井钻探成功，钻探成功率达82%。
3）4种钻探模式中，生产井项目钻探或兼探模式无论从钻井总数、成功井数还是探明地质储量方面均占比最大，同时该模式能够依托生产平台实现、快速建产，是开发评价井最重要的钻探模式，也是后续海上勘探开发一体化潜力目标搜索、评价、实施的重要模式。
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图 2 中秋A井水泥环密封完整性评价结果
Figure 2. Evaluation results of seal integrity of cement sheath in Well ZQ-A
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图 4 大、小环空的固井顶替效率对比
Figure 4. Comparison of cementing displacement efficiency of large and small annulus
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图 6 不同流变性水泥浆不同环空返速下的壁面剪应力
Figure 6. Wall shear stress of slurry with different rheological properties under different annular velocities
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