Slim Liner Cementing Technology for Ultra-Deep Wells with a Narrow Annulus in No.1 District of Shunbei Block
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摘要:
顺北一区超深井窄间隙小尾管固井面临水泥环薄弱、注替泵压高、顶替效率低、井下温度高和高压盐水层发育等一系列技术难题，固井质量难以保证。为解决该问题，在总结前期固井施工经验的基础上，完善了井眼准备技术，优化了抗高温防气窜弹韧性水泥浆体系，开展了水泥石密封完整性研究，进行了固井流变学设计及压稳防气窜工艺优化，形成了顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术。该固井技术在现场应用3井次，固井质量良好，后期施工未发生水侵，保证了窄间隙段的长效密封性。顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术，不但解决了该区块的固井难题，还保障了该区块的安全、高效开发。
Abstract:Slim liner cementing in ultra-deep wells with narrow annulus in the No.1 District of the Shunbei Block faces a series of technical challenges such as weak cement sheath, high displacement pumping pressure, low displacement efficiency, high bottomhole temperature and the development of high-pressure brine layer, which compromises the cementing quality. In order to solve those problems, on the basis of summarizing the previous operation experiences, small liner cementing technology for ultra-deep wells with narrow annulus in the No. 1 District of the Shunbei Block was formed by improving wellbore preparation technologies, optimizing the high temperature/gas channeling-proof elastic toughness cement slurry system, conducting cement stone sealing integrity research and carrying out cementing rheology design and stable-killing gas channeling-proof optimization. It has been applied in 3 wells in this area with good cementing quality. The subsequent operations were free from water intrusion, ensuring the long-term sealing of section with a narrow annulus. This cementing technology can not only effectively solve the cementing problems of this block, but also effectively ensure the safe and efficient development of the block.
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苏北盆地复杂断块油藏的构造复杂，地层非均质性强，水敏严重，注水开发效果不理想，采出程度低。2005年，在CN断块泰州组油藏进行了注CO2开发先导性试验，取得了一定成效；2011年，注CO2开发逐步推广到其他“三低”（低渗透、低效开发、低采出程度）断块油藏；2015年，又逐步推广到“三高”（高渗、高含水、高采出程度）油藏及底水稠油油藏。截至2018年12月底，苏北盆地复杂断块油藏已有9个区块规模化注CO2，共有69口采油井，其中37口井注CO2开发，有同步注CO2开发，也有注水转注CO2开发，累计注入64×104 t CO2，占注气驱总注入量的97%，平均换油率0.312 5。注CO2区块中部分低渗透油藏采用水平井开发，部分采油井进行了压裂改造。
统计分析发现，地质特征类似的区块注CO2开发效果差异较大，同一区块不同开发单元的开发效果差异也较大。目前已有研究大多数针对特定的油藏，采用数值模拟方法，开展注气参数优化及注气效果预测[1-5]，但没有验证实际开发效果和模拟预测结果吻合度，因此，这些文献资料的借鉴意义不大。为了弄清引起CO2驱油效果差异的原因，笔者对苏北盆地复杂断块油藏9个注CO2区块的相关数据进行了统计分析，明确了影响CO2驱油效果的主要因素，并对其影响规律有了基本认识。
1. 注CO2区块油藏概况
苏北盆地先后有13区块进行了注CO2开发，其中9个区块形成了规模，且均取得了较好的注气效果。9个区块的油藏基本参数见表1。
表 1 苏北盆地9个注CO2区块油藏基本参数Table 1. Basic reservoir parameters of 9 CO2 flooding blocks in the Subei Basin区块
名称层位 油藏
类型油藏中深/
m油藏有效
厚度/m原始地层
压力/MPa地层温度/
℃孔隙
度，%渗透率/
mD地下原油密度/
（kg·L–1）地下原油黏度/
（mPa·s）CS 泰州组 低渗透 2 860.00 38.80 32.7 110.0 14.1 46.0 0.754 3 19.85 CS 阜三段 低渗透 2 945.00 9.20 30.8 104.0 19.0 12.9 0.799 0 5.14 TN 阜三段 低渗透 2 521.80 14.50 26.3 86.7 20.1 47.0 0.788 0 5.67 JN 阜二段 低渗透 2 160.00 6.90 22.5 74.3 13.0 17.0 0.816 9 8.40 ZJD 阜三段 特低渗透 3 150.00 5.10 40.8 105.9 17.8 5.6 0.803 4 3.79 QT 阜三段 特低渗透 3 056.00 5.80 30.9 101.2 17.7 4.0 0.803 4 3.78 HL 阜三段 中高渗 2 364.60 2.90 24.6 81.3 26.7 93.7 0.821 0 7.86 ZC 垛一段 中高渗 1 649.70 25.40 16.0 75.6 27.1 1 394.0 0.866 9 26.35 XB 垛一段 普通稠油 1 948.00 7.40 22.2 81.0 28.4 120.0 0.888 9 5 335.87 从表1可以看出，低渗透油藏中深2 160.00～3 150.00 m，储层孔隙度13.0%～20.1%，储层渗透率4～47 mD，储层压力22.50～40.82 MPa，储层温度74.3～110.0 ℃，地层条件下原油黏度3.78～19.85 mPa·s，储层有效厚度5.1～38.8 m，混相压力22.11～29.34 MPa，储量（49～212）×104 t。对低渗透油藏，初期进行注水开发或直接注CO2开发。中高渗及普通稠油油藏中深1 649.70～2 364.60 m，储层孔隙度26.68%～28.40%，储层渗透率93.7～1 394.0 mD，储层温度75.6～81.3 ℃，地层条件下原油黏度7.60～5 335.87 mPa·s，储层平均有效厚度2.9～25.4 m，混相压力17.2～18.5 MPa，储量（124.5～167.0）×104 t。对中高渗及普通稠油油藏，初期进行注水开发或靠天然边底水驱动。
总体而言，苏北盆地注CO2开发区块的储层非均质性较强，统计的9个区块渗透率突进系数1.82～4.45，变异系数0.5～1.0，储层中等偏强水敏。
2. CO2驱油效果影响因素
基于苏北注CO2区块油藏基本参数，结合现场实践，分析井型、压裂情况、注气前油井初产量、注采比和注气方式等对CO2驱油效果的影响程度。
2.1 井型
苏北9个注CO2区块的69口采油井中，直井48口，水平井21口，其见气见效情况分别见表2、表3。
表 2 注CO2区块直井见气见效情况Table 2. Flooding effects and gas production in vertical wells in a CO2 flooding blocks区块及层位 井数/口 见效井
占比，%不见效井
占比，%油井 见气不
见效不见气
不见效见气
见效CN泰州组 14 3 1 10 71 29 CN阜一段 1 0 0 1 100 0 CZ阜三段 11 0 3 8 73 27 TN阜三段 9 1 2 6 67 33 HL阜三段 3 1 2 0 0 100 ZJD阜三段 2 0 0 2 100 0 QT阜三段 1 0 1 0 0 100 ZC垛一段 7 0 2 5 71 29 合计 48 5 11 32 67 33 表 3 注CO2区块水平井见气见效情况Table 3. Flooding effect and gas production in horizontal wells in CO2 flooding block区块及层位 井数/口 见效井
占比，%不见效井
占比，%油井 见气不
见效不见气
不见效见气
见效CN泰州组 2 1 1 0 0 100 CN阜一段 2 2 0 0 0 100 TN阜三段 2 2 0 0 0 100 HL阜三段 1 0 0 1 0 0 ZJD阜三段 7 2 3 2 29 71 QT阜三段 7 4 1 2 29 71 合计 21 11 5 5 24 76 由表2和表3可知，直井CO2驱的见效率达到67%，明显高于水平井。
注CO2开发不见效水平井日产油归一化产量叠加曲线如图1所示，注CO2开发见效水平井日产油归一化产量叠加曲线如图2所示。
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图 1 注CO2开发不见效水平井日产油量叠加曲线Figure 1. Normalized daily oil rate superposition curve of a non-affected horizontal well after CO2 injection![]()
图 2 注CO2开发见效水平井日产油量叠加曲线Figure 2. A normalized daily oil rate superposition curve of affected horizontal well after CO2 injection由图1可知，注CO2开发后，不见效水平井产量递减快，3年后平均单井日产量不到1.7 t。由图2可知，见效水平井产量稳定或递减慢，3年后平均单井日产量达到4.1 t。可见，井型对CO2驱油效果有较大影响。
2.2 压裂情况
苏北盆地9个注CO2开发区块中，21口水平井进行了注CO2开发，其中15口井进行了压裂，6口井未进行压裂，其见气见效情况分别见表4和表5。
表 4 注CO2水平井压裂后见气见效情况Table 4. Flooding effect and gas production of CO2 flooding in fractured horizontal wells区块及层位 井数/口 见效井
占比，%不见效井
占比，%油井 见气不
见效不见气
不见效见气
见效CN阜一段 1 1 0 0 0 100 TN阜三段 2 2 0 0 0 100 ZJD阜三段 5 2 3 0 0 100 QT阜三段 7 4 1 2 29 71 合计 15 9 4 2 13 87 表 5 注CO2未压裂水平井见气见效情况Table 5. Flooding effect and gas production of CO2 flooding in non-fractured horizontal wells区块及层位 井数/口 见效井
占比，%不见效井
占比，%油井 见气不
见效不见气
不见效见气
见效CN泰州组 2 1 1 0 0 100 CN阜一段 1 1 0 0 0 100 HL阜三段 1 0 0 1 100 0 ZJD阜三段 2 0 0 2 100 0 合计 6 2 1 3 50 50 由表4和表5可知：15口进行了压裂的水平井中，见效井仅2口，占13%；6口未压裂水平井中，见效井3口，占50%。可见，是否进行了压裂，对水平井CO2驱油效果有较大影响。
2.3 注气前油井产量
对苏北盆地注CO2见效井的日产油量进行了统计，结果见表6。
表 6 苏北盆地注CO2见效井日产油量统计Table 6. Statistics on the oil production of wells with effective CO2 flooding in the Subei Basin采油井名 日产油量/t 单井日增油量/t 增油倍比 注气前 注气见效后 T111-1 0.44 1.09 0.65 1.48 TP5 0.98 2.86 1.88 1.92 T6 1.05 3.29 2.24 2.13 C32 1.35 2.60 1.25 1.93 H5P1 1.43 4.23 2.80 1.96 C34 1.56 3.90 2.34 2.50 CZ1–9 1.57 3.80 2.23 1.42 T11 1.58 3.32 1.74 2.10 CZ1–9 1.60 3.90 2.30 1.44 T7 1.65 4.61 2.96 2.79 CN2 1.68 5.90 4.22 2.51 CQK–118 1.83 3.81 1.98 1.08 CZ2 2.00 4.09 2.09 2.05 CZ1–4 2.24 4.60 2.36 1.05 ZH1–2 2.25 5.98 3.73 1.66 Z6 2.25 6.30 4.05 1.80 C14 2.40 5.30 2.90 1.21 S15–18 2.59 5.97 3.38 1.31 C18 2.69 5.51 2.82 1.05 Q101–1HF 2.71 4.86 2.15 0.79 CZ1–3 3.05 4.82 1.77 1.58 CZ1–6 3.20 6.90 3.70 1.16 ZH1–4 3.90 8.33 4.43 1.14 CQK–14 4.96 10.00 5.04 1.02 Q1–20 5.83 8.55 2.72 0.47 ZH1–6 6.86 14.70 7.84 1.14 QK–26 7.20 14.95 7.75 1.08 ZH3-XIE1 8.64 15.07 6.43 1.74 平均 2.84 6.04 3.21 1.30 由表6可知，见效井的增油量与其注气前产油量密切相关。注气前产油量高的，注气见效后产油量增幅大；相反，注气前产油量低的，注气见效后产油量增幅小。
进一步统计分析注CO2见效前后日产油量之间的关系，结果如图3所示。从图3可以看出，见效前后的日产油量几乎呈线性关系。
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图 3 注CO2见效前后日产量之间关系Figure 3. The relationship between daily oil rates before and after effective CO2 flooding2.4 注采比
注CO2采油初期生产气油比较低，为原始溶解气油比。由于储层的非均质性及各井开采程度不同，油井见气周期不同，部分井套管内CO2体积分数、生产气油比逐渐增大，最后当气油比升高到一定程度时，油井发生严重气窜，几乎不产油。通过岩心注CO2驱油试验可知，高气油比驱替阶段油井仍有一定产油量，仍然是注CO2开采的主要组成部分，但同时也意味着需要较高的注采比（注入CO2地下体积/采出原油地下体积）。室内试验对矿场开采有一定的借鉴和指导意义，实际开发中对经济效益有要求，注采比过大则开发成本较高，因此需要找出合理的注采比。
对苏北CZ、TN和ZJD等3个主力区块日产油量与注采比的数据进行了统计，得到了两者的拟合曲线，分别见图4、图5和图6。
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图 4 CZ区块注CO2采油井日产油量与注采比的关系Figure 4. The relationship curves of daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding in wells in the CZ Block![]()
图 5 TN区块注CO2采油井日产油量与注采比的关系Figure 5. The relationship curves for the daily oil rate and the injection-production ratio of CO2 flooding well in the TN Block![]()
图 6 ZJD区块注CO2采油井日产油量与注采比的关系Figure 6. Relationship curves for the daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding well in the ZJD Block由图4—图6可知，注CO2采油井的日产油量随注采比增大不断递减，但综合分析3个区块日产油量与注采比的关系，稳产期最佳注采比应在2.5左右。
2.5 注气方式
注气方式主要有注水后转注气、直接注气、注气后转注水3种。
苏北盆地复杂断块油藏中，CN泰州组、TN阜三段、JN油田、ZC垛一段等油藏为注水后转注CO2开发；XB区块垛一段底水稠油油藏由天然能量驱转注CO2吞吐；CN、TN、ZJD和CZ区块注CO2后，由于气油比增大，进行了水气交替注入；另有多个区块进行了同步注CO2开发。统计分析这些油藏的生产数据发现，注CO2后的增油效果与注气方式关系不大，与注气前油藏含油饱和度有较强的相关性。
3. CO2驱主要影响因素的影响机理
3.1 井型和压裂
从表2—表5可以看出，水平井注CO2后见效率很低，尤其是水平井压裂开采见效率更低。分析认为，应该可以归结于以下几方面的原因：
1）地层天然微裂缝发育。由于低渗透油藏埋藏深，一般存在天然微裂缝，当油藏埋深超过900.00 m后多会产生垂直裂缝，水平井可以穿过这些微裂缝，形成连通网络[6]。水平井进行压裂改造，会导致地层天然微裂缝扩张延伸，在注采井距几百米情形下，这些纵横交错微裂缝很容易将注采井沟通，若人工裂缝方向平行于流线方向，更容易造成气体突破。用天然能量开发低渗透油藏，水平井是一种理想的井型；但对于注气开采，水平井恰恰是不好的选择[6]。另外，水平井压裂增加了地层裂缝，人为加大了地层的非均质性，使水平井见气周期更短，气窜更严重，最终采收率更低[3, 7]。
2）水平井流动阻力小[6]，气体易突破。以一注一采为例，在注采井距相同、产量相同、注采压差相同前提下，水平井为线性流，阻力小，而直井为径向流，阻力大，水平井见气周期短于直井。
3）水平井易气窜。低渗透油藏储层多而薄，水平井穿插各个小层，各小层纵向非均质性导致其容易气窜。特别是相对于直井而言，水平井控制面积较大，近井地带为线性流，气体流动阻力小，因而气窜更严重。
4）油藏厚度较小。当油藏厚度较小或原油黏度较高时，一般采用水平井开采[6]。但薄油层过流面积小，原油黏度高，相同注入压差下气体运动更快，水平井见气周期更短。苏北低渗透油藏埋藏深，储层温度相对较高，地层原油黏度低，低渗区块横向黏度变化不大。因此，低渗透油藏水平井气窜与原油黏度相关性不大，但油藏厚度有一定影响。
另外，因苏北低渗透油藏埋藏较深，压实作用明显，砂层泥岩含量高，层间泥岩隔层多，纵向渗透性较差，水平井初产及累计产油量均不如直井。
3.2 注采比
注采比一般高于1，但注采比应该在合理的范围内。注采比太低，见效周期长，产量低；注采比太高，见气周期短，容易引起气窜。因此，注采比过高或过低，注气效果均不理想。苏北盆地复杂断块油藏选择注采比时，一般要考虑以下因素：1）复杂低渗透断块油藏大多为半封闭断块，层间、平面不可避免地存在外溢；2）滞后注气要考虑地层亏空，较高的注采比能很快提高地层压力水平；3）为确保油藏处于混相，保证地层压力略高于混相压力；4）当气油比较高或采油井气窜后，地层压力下降，为维持一定的产量，就必须逐渐提高注采比，以保持地层压力处于一定的水平。
苏北盆地有的区块注采比较高，但日产油量下降幅度小，这主要是油藏均质性较好，采油井压裂少，且未采用水平井开发，气油比虽然不断增大，但气窜井较少。有的区块日产油量随着注采比增大急剧下降，分析认为是对水平井进行了压裂，人为增强了油藏的非均质性，气窜严重，导致井底附近温度降低[8]，原油黏度增大，原油流动阻力增大。因而，注采比越高，日产油下降越快。
3.3 油井产油量
无论是注水开发还是注气开发，油藏必须得有一定的物质基础，即必须得有一定的储量支撑。对于注水转注气开发井而言，最好的判断参数就是油井注气前的产油量和油藏的剩余储量；对于同步注气开发井，油藏要有一定的自然产能；对于注水转注气或弹性开发转注气开发，必须优化注采井组，落实井组的采出程度，一般选初期产量较高、产量递减快和采出程度低的注采井组。
苏北盆地复杂断块油藏开发数据验证了上述说法：注水转注CO2区块见效井组，见效井主要分布在剩余油富集区，且有一定的产油量；同步注CO2开发的苏北CZ阜三段、SD阜三段和HZ阜三段，有较明显效果的是自然产能较高的CZ阜三段；对比注水转注CO2区块的井组，位于剩余油富集区的洲18井组取得了明显的增油效果。剩余油富集区一般分布在构造高部位与断层遮挡处、注水不见效的低渗地带、被砂埋的注水井下部、注采流线较弱区域、正韵律地层上部、高含水稠油等区域。剩余油富集区均为注水未波及区，动用程度低，注水转注气开发效果较好，吸入剖面明显改善[9]，注CO2后动用程度提高，单井产量大幅度增加。进一步分析认为，之所以注CO2效果好于注水，是因为气体扩散性好于水，另外CO2具有膨胀、降黏、降低界面张力等特性，CO2驱的波及系数和洗油效率均好于水驱[4]。
4. 结论及认识
1）注CO2开发低渗透油藏时，井型和压裂对开发效果都有影响，直井的驱油效果好于水平井，未压裂井的驱油效果好于压裂井。
2）注CO2开发低渗透油藏时，过低的注采比和过高的注采比均得不到很好的驱油效果。苏北盆地低渗透油藏注CO2开发时的最佳注采比为2.5左右。
3）油藏注气前的产量越大，CO2驱油效果越好。对于高含水二次注CO2开发，油藏既要有一定的产量，也要有一定的剩余储量，以保证注CO2高效、长效。
4）注气方式对苏北盆地复杂断块油藏注CO2开发效果影响不大。
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图 1 顺北一区典型的新四级井身结构示意
Figure 1. Schematic of typical new four-level casing program in No. 1 District of Shunbei Block
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图 2 水泥石抗压强度、弹性模量与弹性材料加量的关系
Figure 2. Relationship between the compressive strength, elastic modulus and the elastic material dosage of cement stone
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图 3 有机纤维加量与水泥石抗折强度的关系
Figure 3. Relationship between the organic fiber dosage and bending strength of cement stone
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图 4 水泥环密封完整性评价装置示意
Figure 4. Schematic of the evaluation device of cement sheath seal integrity
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图 5 常规抗高温水泥浆水泥环密封试验结果
Figure 5. Test results of the sealing performance of cement sheath formed by conventional high temperature resistant cement slurry
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图 6 抗高温防气窜弹韧性水泥浆水泥环密封试验结果
Figure 6. Test results of the sealing performance of cement sheath formed by high temperature/gas channeling-proof elastic toughness cement slurry
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图 7 应用抗高温防气窜弹韧性水泥浆的3口井的声幅测井曲线
Figure 7. Acoustic logging curve of 3 wells adopting high temperature/gas channeling-proof elastic toughness cement slurry system
表 1 顺北1–14井小尾管固井浆柱结构设计结果
Table 1 Structural design results of cement slurry column in Wells 1–14 cemented with slim liner in Shunbei Block
序号 液体 液体密度/（kg·L–1） 用量/m3 长度/m 分段压力/MPa 累计压力/MPa 1 钻井液 1.65 5 467.00 88.49 88.49 2 隔离液 1.75 16.00 750.00 12.88 101.37 3 水泥浆（领浆） 1.88 12.31 783.00 14.44 115.81 4 水泥浆（尾浆） 1.90 7.74 580.00 10.81 126.62 
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表 2 顺北一区5口井三开所用钻井液密度及出水情况
Table 2 Drilling fluid density and water production in the third spud of 5 wells in No.1 District of Shunbei Block
井号 井身结构 三开钻井液
密度/（kg·L–1）出水情况 顺北1–4H 原四级 1.76 钻至井深7 253.32 m，出口密度由1.76 kg/L降至1.00 kg/L，地层出水排放污染钻井液9.947 m3，未发现液面上升 顺北1–5H 原四级 1.68 钻至井深7 401.00 m，液面无变化，出口密度由1.66 kg/L降至1.62 kg/L，地层出水排放污染钻井液26 m3 顺北1–11 新四级 1.62 钻至井深7 209.55 m，迟到井深7 205.40 m，出口密度由1.60 kg/L降至1.55 kg/L，液面无变化，判断地层出水 顺北1–13 新四级 1.63 中完通井下钻划眼到底循环，出口密度由1.63 kg/L降至1.20 kg/L，判断井下出盐水，液面无明显上升，循环排污15 m3 顺北1–14 新四级 1.65 中完通井到底，循环期间循环出的盐水及混浆总计49.79 m3，液面无明显上升
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表 3 水泥浆性能要求
Table 3 The performance of the cement slurry
水泥浆 密度/（kg·L–1） 滤失量（6.9 MPa×30 min）/mL 析水量/mL 24 h抗压强度/MPa 100 Bc稠化时间/min 流动度 六速黏度计读数 领浆 1.88 40 0 23.8 369 22 245/151/110/64/7/5 尾浆 1.91 36 0 24.1 180 21 298/216/175/138/10/6
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