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富满油田长封固段低摩阻超低密度水泥浆固井技术

杨昆鹏, 李鹏晓, 敖康伟, 张天意, 夏元博, 侯薇

杨昆鹏,李鹏晓,敖康伟,等. 富满油田长封固段低摩阻超低密度水泥浆固井技术[J]. 石油钻探技术,2023, 51(6):64-70. DOI: 10.11911/syztjs.2023060
引用本文: 杨昆鹏,李鹏晓,敖康伟,等. 富满油田长封固段低摩阻超低密度水泥浆固井技术[J]. 石油钻探技术,2023, 51(6):64-70. DOI: 10.11911/syztjs.2023060
YANG Kunpeng, LI Pengxiao, AO Kangwei, et al. Ultra-low density and low-friction cement slurry cementing technologies in long sealing sections of Fuman Oilfield [J]. Petroleum Drilling Techniques,2023, 51(6):64-70. DOI: 10.11911/syztjs.2023060
Citation: YANG Kunpeng, LI Pengxiao, AO Kangwei, et al. Ultra-low density and low-friction cement slurry cementing technologies in long sealing sections of Fuman Oilfield [J]. Petroleum Drilling Techniques,2023, 51(6):64-70. DOI: 10.11911/syztjs.2023060

富满油田长封固段低摩阻超低密度水泥浆固井技术

基金项目: 中国石油天然气集团有限公司科技项目“复杂超深井固井密封完整性技术研究”(编号:2021DJ4105)资助。
详细信息
    作者简介:

    杨昆鹏(1987—),男,河北唐山人,2012年毕业于南京工业大学化学工程与工艺专业,2015年获南京工业大学化学工程专业硕士学位,工程师,主要从事固井技术方面的研究及现场技术服务工作。E-mail:31502226@qq.com

  • 中图分类号: TE254

Ultra-Low Density and Low-Friction Cement Slurry Cementing Technologies in Long Sealing Sections of Fuman Oilfield

  • 摘要:

    为解决塔里木富满油田二开固井裸眼段长、漏失压力低,1.35 kg/L水泥浆固井一次上返成功率低,且水泥浆流变性和稳定性差、早期强度发展慢等技术难题。依据紧密堆积设计理论,通过研究低密度水泥浆用增强剂、优选耐压减轻材料、优化低黏降滤失剂和高效梳型聚羧酸减阻剂等配套外加剂的加量,研制了密度为1.20 kg/L的低摩阻超低密度水泥浆,该水泥浆沉降稳定性低于0.02 kg/L,K≤0.5 Pa·snn≥0.8;24 h底部抗压强度大于7.5 MPa,较传统低密度水泥浆抗压强度提高50%以上,满足长封固段、高温高压、易漏失井固井对水泥浆性能的要求。低摩阻超低密度水泥浆在富满油田应用了3井次,效果良好,平均固井质量合格率88.0%。研究及现场应用表明,低摩阻超低密度水泥浆可以为富满油田安全高效开发提供支持。

    Abstract:

    This paper aims to solve the technical problems of long open hole section, low leakage pressure, low success rate of one-time return of cement slurry of 1.35 kg/L, poor rheological property and stability of cement slurry, and the slow development of early strength in the second-opening cementing of Fuman Oilfield in the Tarim Basin. The low-friction and ultra-low density cement slurry system of 1.20 kg/L was developed based on the theory of close packing design by studying the reinforcing agent for low-density cement slurry and optimizing the pressure-resistant and light material, the low-viscosity fluid loss agent, and high-efficiency comb-type polycarboxylate drag reducer, etc. The settlement of the system was stable and lower than 0.02 kg/L, K≤0.5 Pa·sn, n≥0.8; the 24 h bottom compressive strength was larger than 7.5 MPa, which was more than 50% higher than that of the traditional low-density cement slurry system and met the requirements of performance and mechanical properties for long sealing section, high temperature and high pressure, and easy leakage well. The field application of three wells has achieved good results, with an average pass rate of 88.0%. The research and field application show that the ultra-low density and low-Friction Cement Slurry can provide support for the safe and efficient development of Fuman Oilfield.

  • 济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷北部页岩油储层主要位于沙三段下和沙四段上,埋深3330~3650 m,岩性以深灰色泥岩、灰质泥岩、褐灰色灰质油泥岩和灰褐色油页岩为主;岩相为富含有机质纹层状泥灰岩夹条相。在该区块拟以水平井开发为主,水平井在钻完井、压裂施工过程中经历直井段、造斜段和水平段,与直井相比,水平井设计与储层具有各向异性岩石力学参数的关系更为密切[1-2]

    J. C. Jaeger[3]最早提出根据岩石各向异性剪切破坏准则研究横观各向同性破坏规律,此后,有众多学者基于岩石力学试验研究了页岩力学特性的各向异性,例如:H. Niandou[4]等人研究了Tunemire页岩在常规三轴加载和卸载试验下的力学参数与响应;U. Kuila等人[5]通过研究复杂应力环境下页岩的各向异性特征,发现页岩本身具有固有的各向异性特征。陈天宇等人[6-11]采用试验方法,研究了页岩岩心力学特性的各向异性及深地应力对各向异性的影响规律。岩心力学特性的各向异性,也会导致储层脆性的各向异性。目前,国内外主要使用Rickman各向同性脆性计算公式计算岩石脆性指数,用归一化的静态杨氏模量与静态泊松比之和的平均值(即Rickman脆性评价指数)表征脆性[12-13]。然而,评估储层脆性时,利用各向同性计算公式得到的“视杨氏模量”和“视泊松比”忽略了各向异性的影响,会导致设计误差[14]。近年来,国内学者研究认为,页岩储层的物理各向异性造成力学参数及脆性的差异对甜点圈定及压裂设计有重要影响[15-20]

    笔者采用胜利油田樊页X井泥灰质纹层页岩岩心样品,以室内试验获得的岩心应力–应变曲线为基准标定岩石力学参数,与三维数值模拟方法结合,评价分析岩心的强度、弹性模量、泊松比及脆性指数的各向异性,提出了不同取心方向上静态岩石力学参数和脆性指数的优选方法,可为济阳坳陷陆相页岩油勘探开发的选井选层及可压性评价提供理论依据。

    选取济阳坳陷博兴洼陷北部樊页X井的泥灰质纹层页岩,取心深度3 455~3 460 m。岩心纹层层理非常发育,为了研究纹层层理影响下页岩力学参数、破裂模式和脆性的各向异性特征,采用岩石力学试验和数值模拟试验相结合的方法,钻取ϕ25.0 mm×50.0 mm的圆柱形岩样,进行不同层理角度、不同围压条件下弹性参数、强度参数和脆性指数的试验与计算分析。

    按取心角度要求、岩心加载围压要求,并考虑试验数据的离散性,至少需要60块以上的标准岩样,樊页X井的实际取心数量有限,达不到物理模拟测试岩石力学参数的要求。因此,首先利用细观损伤有限元方法[21],以取心圆柱岩样的轴线与层理面夹角φ依次为0°,30°,45°,60°和90°,建立不同取心角度的数值岩心模型(见图1)。试验过程中,首先以0.05 MPa/s的加载速率同步加载围压至0,10,20和40 MPa,并保持围压恒定;然后采用一次连续加载法,以0.2 mm/min 的加载速度进行位移加载,逐级获取轴向载荷及轴向变形,并实时监测记录应力及应变,直至岩样破裂,测定岩样的纵横向应变、峰值应力;最后计算出岩样的静态弹性力学参数,得到数值岩心模型的应力–应变曲线。

    图  1  页岩岩样的取心方向及数值岩心模型
    Figure  1.  Coring directions and numerical models of shale cores

    为了对数值模拟结果进行校验和标定,选用垂直纹层层理面钻取的岩样,利用RTR-1500高温高压快速岩石三轴仪,分别进行了单轴压缩(围压0 MPa)和围压20 MPa下的三轴岩石力学试验,得到真实物理岩心的破裂模式和数值岩心模型的破裂模式(见图2,图中左为物理模拟结果,右为数值模拟结果)及对应的全应力–应变曲线(见图3)。

    图  2  岩心单轴和三轴破裂模式及其与数值岩心模型的对比
    Figure  2.  Core failure modes under uniaxial and triaxial loading and their comparison with those of numerical core models
    图  3  物理岩心与数值岩心模型全应力–应变曲线对比
    Figure  3.  Comparison between full stress–strain curves of physical cores and numerical core models

    图2图3可以看出,二者的破裂模式及应力–应变曲线所反映的弹性模量、泊松比、峰值强度和残余强度都较为相近,以此标定页岩岩心细观力学参数,结果见表1表1中是岩心细观尺度的各向同性参数,但在宏观上受控于层理的影响,各个取心方向上岩心的弹性参数、强度参数和脆性指数必然表现出不同。在图2数值岩心模型的基础上,施加不同围压(对数值岩心模型施加不同的围压),计算得到应力–应变曲线(见图4)。从图4可以初步判断,页岩岩心的力学性质具有显著的各向异性。

    表  1  页岩细观岩心力学参数的标定值
    Table  1.  Calibrated meso-mechanical parameters of shale cores
    力学参数页岩层理
    弹性模量均值/GPa566
    单轴抗压强度均值/MPa60060
    均值度系数22
    压拉比1015
    内摩擦角/(°)3520
    泊松比0.210.23
    残余强度系数0.10.1
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    图  4  不同围压和层理倾角数值岩心模型的应力–应变曲线
    Figure  4.  Stress–strain curves of numerical core models with different confining pressure and bedding dips

    图4中各个岩样试验数据中的弹性模量、泊松比和峰值强度提取出来,并按围压条件分组,绘制得到弹性模量、泊松比和抗压强度与层理倾角的关系曲线(见图5)。从图5可以看出,围压和层理倾角对岩心力学参数各向异性的影响显著:

    图  5  不同围压下页岩岩心弹性模量、泊松比和强度与层理倾角的关系曲线
    Figure  5.  Relationship between elastic modulus, Poisson's ratio and compressive strength of shale core with the bedding dip under different confining pressure

    1)围压的影响。随着围压增大,页岩岩心的弹性模量逐渐增大;泊松比的整体变化趋势也是逐渐增大,但受到层理面角度影响。例如,取心角度大于45°时,泊松比表现出一定差异性,主要原因是单轴压缩条件下,页岩层理和天然微裂隙容易在轴压作用下起裂和扩展,并逐渐贯通,造成泊松比不规则变化;施加围压后,围压削弱了层理和微裂缝的作用。岩心抗压强度是逐渐增大的,不同层理面角度均表现出相同的变化趋势。

    2)层理角度的影响。随着层理角度增大,弹性模量受围压的影响越来越弱,主要原因是围压的施加方向与层理倾向逐渐趋于一致,削弱了各向异性的影响;在有围压条件下,泊松比的变化趋势与弹性模量的变化较为一致,从弹性模量和泊松比的变化趋势可以看出,页岩层理面的黏结力相对较弱、微裂缝发育,对岩心弹性参数有较大影响;岩心抗压强度表现出强烈的各向异性,整体上呈两侧高、中部低的U形变化趋势,层理面角与内摩擦角接近时,抗压强度最低。

    抗压强度、弹性模量和泊松比的各向异性度表达式可表示为:

    Rc=pcmaxpcmin (1)
    RE=EmaxEmin (2)
    Rν=νmaxνmin (3)

    式中:Rc为页岩抗压强度的各向异性度;RE为页岩弹性模量的各向异性度;Rν为页岩泊松比的各向异性度;pcmaxpcmin分别为页岩抗压强度的最大值和最小值,MPa;EmaxEmin分别为页岩弹性模量的最大值和最小值,MPa;νmaxνmin分别为页岩泊松比的最大值和最小值。

    页岩岩心不同围压下抗压强度、弹性模量和泊松比的各向异性度如图6所示。从图6可以看出,随着围压增大,泊松比的各向异性度小幅上升,且逐渐趋于平稳;弹性模量的各向异性度呈显著上升趋势,这是因为页岩层理和天然微裂隙在围压作用下被压密;抗压强度的各向异性度呈小幅降低趋势,原因是高围压限制了层理面、微裂缝开启,使各向异性对抗压强度变化不敏感。因此,钻井完井时,应控制层理面、微裂缝的开启,提高井壁的稳定性;压裂施工时,应充分利用层理面、微裂缝的开启,从而优化体积裂缝长度、缝高和缝宽等参数。

    图  6  抗压强度、弹性模量和泊松比的各向异性度随围压的变化
    Figure  6.  Variation in degree of anisotropy of compressive strength, elastic modulus and Poisson’s ratios with confining pressure

    页岩层理结构发育,不同方向的力学特征差异明显,不同方向损伤破裂前的弹性变形及破坏特征也有明显不同,使页岩的脆性表现出各向异性。基于上述岩石力学试验数据,以脆性指数为评价指标,分析不同取心方向页岩脆性的变化规律。

    结合页岩物理力学参数测试结果和数值岩心模型模拟结果,选取了4种常用的脆性指数计算方法计算页岩的脆性指数,研究其脆性的各向异性。

    该计算方法的计算公式为:

    IB1=12(EsEmin (4)

    式中:IB1为基于弹性力学参数计算出的脆性指数;Es为试样的弹性模量,MPa;EmaxEmin分别为研究区域的最大和最小弹性模量,MPa;νs为试样的泊松比;νmaxνmin分别为研究区域的最大和最小泊松比。

    济阳坳陷区域页岩的最大和最小泊松比分别取0.45和0.10,储层的最大和最小弹性模量分别取56 GPa和8 GPa。

    该计算方法的计算公式为:

    I_{\rm{B2}} = {I_{{\rm{Bpre}}}} {I_{{\rm{Bpost}}}} (5)
    \!{\text{其中}} \qquad\qquad\qquad {I_{{\rm{Bpre}}}} = \frac{{{\rm{d}}{W_{\rm{et}}}}}{{{\rm{d}}{W_{\rm{et}}} + {\rm{d}}{W_{\rm{p}} }}} \qquad\qquad (6)
    {I_{{\rm{Bpost}}}} = \frac{{{\rm{d}}{W_{\rm{e}} }}}{{{\rm{d}}{W_{\rm{r}}}}} (7)

    式中:IB2为基于能量守恒原理计算出的脆性指数;IBpre为峰前脆性评价指数;IBpost为峰后脆性评价指数;dWet,dWp和dWr分别为图7中的总弹性能量面积、塑性能量面积和断裂能量面积(图7中,σfσcdσciσrσcc分别为峰值应力、屈服应力、起裂应力、残余应力和压密应力,Pa;εpεeεcdεfεerεr分别为塑性应变、弹性应变、屈服应变、峰值应变、残余弹性应变和残余应变;EHM分别为特定段的斜率)。

    图  7  典型岩石应力-应变曲线和脆性指数计算模型
    Figure  7.  Typical stress–strain curves for rock and the brittleness index calculation model

    该计算方法的计算公式为:

    I_{\rm{B}3} = \frac{1}{2}\left(\frac{{{\rm{d}}{W_{\rm{e}}}}}{{{\rm{d}}{W_r}}} + \frac{{{\rm{d}}{W_{\rm{e}}}}}{{{\rm{d}}{W_{{\rm{et}}}} + {\rm{d}}{W_{\rm{p}}}}}\right) (8)

    式中:IB3为基于能量守恒原理计算出的脆性指数;dWe为消耗的弹性能面积。

    该评价指数的计算方法为:

    I_{\rm{B}4} = \frac{{{\varepsilon _{{\rm{el}} }}}}{{{\varepsilon _{{\rm{total}} }}}} (9)

    式中: I_{\rm{B}4} 为基于应变特征计算出的脆性指数;{\varepsilon _{{\rm{el}}}}为弹性阶段应变;{\varepsilon _{{\rm{total}}}}为试样总应变。

    为了对比分析不同脆性指数计算方法对页岩各向异性的评价效果,结合图4所示页岩应力–应变曲线,并采用上述4种脆性计算方法计算出各个岩心的脆性指数(见图8)。从图8可以看出:随着层理角度增大,不同页岩岩心的脆性指数IB1整体先降低后升高,层理倾角为30°时最小;脆性指数IB2IB3IB1的变化趋势相似,随着层理角度增大,页岩的脆性指数整体先降低再升高,呈两侧高、中部低的变化趋势,脆性指数IB2IB3对围压变化敏感,且在高围压时,脆性指数的最低点更接近于取心角度为内摩擦角的位置;脆性指数IB4整体先降低后升高、再降低又升高,呈W形变化趋势,脆性评价指数IB4的变化规律与IB1IB2IB3存在显著差异,可能是因为脆性指数IB4仅考虑了页岩小于极限抗压强度的应变特征,未考虑超过极限抗压强度之后的应力、应变特征。

    图  8  层理倾角、地层围压对4种脆性指数的影响
    Figure  8.  Influence of bedding angle and formation confining pressure on 4 brittleness indices

    页岩油气开发过程中,定量评价页岩脆性对于甜点区可压性评价、压裂生产施工参数优化设计等具有重要作用。由以上分析可知,层理倾角呈0°和90°时,页岩岩心的脆性指数相对较高,原位工程中的页岩层理倾角多为近水平或小角度分布,因此可按层理倾角为0°时的脆性指数校核实际储层的脆性指数;层理倾角与内摩擦角角度接近时,脆性指数最低。因此,评价层理发育页岩储层的脆性和可压性时需考虑其各向异性特征。对比4种脆性指数计算方法的计算结果可知,基于能量守恒原理的脆性指数IB2IB3全面考虑了不同围压作用下页岩破坏全过程的应力、应变响应,计算结果较为合理。

    1)随着围压升高,页岩岩心各力学参数各向异性度都呈下降趋势,且弹性参数较强度参数的各向异性对围压变化更为敏感。因此,建议采用弹性参数评价页岩的力学各向异性度。

    2)取心层理倾角为0°和90°时,弹性参数差异极大,而强度参数差异很小,因此计算井筒近场应力分布及井壁稳定性时,必须考虑页岩储层弹性参数的各向异性,可以忽略储层强度参数的各向异性。

    3)随着围压升高,岩心脆性指数显著降低;随着层理倾角增大,岩心脆性指数总体上先降低、后升高,脆性指数在与内摩擦角角度接近的方向上最小,且基于能量守恒原理的脆性指数计算模型能够较为客观地评价页岩的脆性。

    4)采用直井开发页岩油气时,建议选用0°倾角的脆性指数评价储层的可压性;采用水平井开发页岩油气时,建议选用90°倾角的脆性指数评价储层的可压性;页岩油气斜井进行压裂设计时,需要参照直井,根据井斜角折算脆性指数。

  • 图  1   增强材料的微观结构

    Figure  1.   Microstructure of reinforced material

    表  1   空心玻璃微珠破损率测试结果

    Table  1   Test results for the damage rate of hollow glass beads

    名称生产工艺耐压等级
    /MPa
    平均粒径
    /μm
    密度
    /(kg·L−1
    不同压力下的空心玻璃微珠破损率,%
    100 MPa90 MPa80 MPa70 MPa60 MPa
    A固体粉末法82.7900.60229.220.614.512.18.2
    B软化学法82.7950.60251.537.437.535.230.8
    C液相物化法82.7920.60450.532.634.131.432.2
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    表  2   水泥、增强材料、空心玻璃微珠三元体系堆积密度计算结果

    Table  2   Packing density calculation results of cement, reinforced material and hollow glass bead ternary system

    3种材料的配比,%堆积密实度
    水泥增强材料空心玻璃微珠
    10010100.7455
    10020200.7574
    10030300.7655
    10040400.7747
    10050500.7874
    10060600.7985
    10070700.8091
    10080800.8197
    10080900.8294
    100801000.8325
    10090800.8209
    10090900.8313
    100901000.8369
    100100800.8315
    100100900.8335
    1001001000.8394
    100110800.8405
    100120800.8422
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    表  3   水泥、增强材料与空心玻璃微珠配比对抗压强度和流动度的影响

    Table  3   Influence by different proportion of cement,reinforced materialand hollow glass bead on compressive strength and fluidity

    试验
    编号
    3种材料的配比,%密度/
    (kg·L−1
    24 h抗压强
    度/MPa
    流动度/
    cm
    水泥增强材料空心玻璃微珠
    1100120801.207.818
    21001001001.208.820
    310090801.208.020
    410080901.209.523
    510080801.209.224
    610070701.207.827
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    表  4   降滤失剂F加量对水泥浆滤失量和流动度的影响

    Table  4   Influence of dosage of filter reducer F on the filtration loss and fluidity of cement slurry

    试验
    编号
    降滤失剂F
    加量,%
    密度/
    (kg·L−1
    90 ℃下滤失
    量/mL
    流动度/
    cm
    151.209618
    261.208418
    371.207218
    481.206419
    591.205619
    6101.204019
    7111.204019
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    表  5   减阻剂D加量对水泥浆流变性和沉降稳定性的影响

    Table  5   Influence of dosage of drag reducer D on the rheological property and settling stability of cement slurry

    减阻剂D加量,%不同温度下的流性指数不同温度下的稠度系数/(Pa·sn不同温度下的沉降稳定性/(kg·L1
    室温90 ℃110 ℃室温90 ℃110 ℃室温90 ℃110 ℃
    00.3530.4250.5676.6003.0102.0800.010.010.01
    0.50.7440.7680.8110.6670.6450.5120.010.010.01
    1.00.8160.8340.8440.4330.4120.3980.020.020.02
    1.50.8540.8660.8540.3850.3560.3850.020.030.05
    2.00.9100.9250.9200.2170.2140.1980.050.060.08
    2.50.9350.9640.9660.1140.1020.1120.100.140.16
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    表  6   超低密度水泥浆耐压性能测试结果

    Table  6   Pressure-resistant performance test results of ultra-low density cement slurry

    压力/
    MPa
    初始密度/
    (kg·L−1
    耐压密度/
    (kg·L−1
    密度差/
    (kg·L−1
    密度变化率,
    %
    1001.201.220.021.67
    901.201.210.010.83
    801.201.210.010.83
    701.201.210.010.83
    601.201.200.000.00
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    表  7   超低密度水泥浆综合性能测试条件

    Table  7   Test conditions for comprehensive performance of ultra-low density cement slurry

    温度/℃压力/MPa升温时间/min
    1108070
    1007060
    906050
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    表  8   超低密度水泥浆综合性能测试结果

    Table  8   Comprehensive performance test results of ultra-low density cement slurry

    密度/
    (kg·L−1
    流动
    度/cm
    稠化
    时间/min
    温度高点
    稠化/min
    密度高点
    稠化/min
    滤失
    量/mL
    游离液
    含量/%
    沉降稳定
    性(kg·L−1
    72 h顶部
    抗压强度/
    MPa
    24 h底部
    抗压强度/
    MPa
    48 h底部
    抗压强度/
    MPa
    流变性
    nK/(Pa·sn
    1.202337533333344.000.018.324.528.00.8710.472
    1.202138740636441.000.026.724.525.00.8840.379
    1.202037735137342.800.024.726.026.90.8540.469
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    表  9   满深XX井邻井情况

    Table  9   Adjacent well situation of Well Manshen XX

    井号井深/m层位套管/mm固井方式施工排量/(L·s−1钻井液密度/(kg·L−1水泥浆密度/(kg·L−1复杂情况
    邻井14 790C273.05单级501.301.88 下套管过程漏失,先坐挂,
    正注反挤施工
    邻井24 830C244.5单级30~351.301.30+1.88 未漏
    邻井34 682C244.5单级30~351.301.30+1.88 下套管过程漏失,先坐挂,
    正注反挤施工
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出版历程
  • 收稿日期:  2022-06-19
  • 修回日期:  2023-07-28
  • 录用日期:  2023-07-29
  • 网络出版日期:  2023-08-04
  • 刊出日期:  2023-11-24

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