滿深1井碳酸鹽巖地層自愈合水泥漿固井技術

吳柏志，張懷兵

（1.中石化中原石油工程有限公司，河南濮陽457001；2.中石化中原石油工程有限公司塔里木分公司，新疆庫爾勒841000）

滿深1井位于新疆沙雅縣境內，是塔里木油田部署在塔河南岸勘探新區的一口重點探井，目的層為距今4.4億年的古老海相碳酸鹽巖地層，埋深近8000.00m[1]。該井的井身結構：一開，采用φ444.5mm鉆頭鉆至井深 1498.00m，φ365.4mm 套管下至井深1498.00m；二開，采用φ333.4mm 鉆頭鉆至井深5209.50m，φ273.1mm 套管下至井深 5209.50m；三開，采用 φ241.3mm 鉆頭鉆至井深 7509.50m，φ196.9mm套管下至井深 4700.00～7509.50m；四開，采用φ168.3mm 鉆頭鉆至井深 7665.60m，裸眼完井[2]。三開鉆遇的志留系、奧陶系為破碎地層，鉆進中灰色泥巖剝落掉塊嚴重，造成井眼不規則、存在多段大肚子井眼，嚴重影響固井時的頂替效率[3]。多口鄰井三開下套管、固井期間發生漏失，后期作業中環空氣竄等問題頻發，加上目的層一間房組油氣顯示活躍，井筒壓穩和地層防漏矛盾突出，固井質量難以滿足奧陶系生產套管管鞋及以上井段連續膠結優質水泥環長度不少于25.00m的設計要求。針對以上技術難點，采用了具有良好防氣竄能力，遇油氣可自動修復微裂縫，并具備二次發育能力的自愈合水泥漿。針對該井的具體情況，在根據地質和工程 “一體化”[4]準確判斷漏層位置的基礎上，采用了正注反擠固井工藝，確保了奧陶系下部地層以及志留系地層和套管重疊段的有效封固，解決了環空帶壓難題，保證了下一開次鉆進和完井試油工序的正常進行。

1 尾管固井技術難點

滿深1井三開采用φ241.3mm鉆頭鉆至井深7509.50m，下入 φ196.9mm 尾管進行尾管固井作業，尾管懸掛器位于井深4904.70m處。三開鉆進中因井眼失穩，造成回填側鉆；該井為定向井，井斜角較大，尾管難以居中[5]；而且，鄰井三開在下套管、固井期間均發生不同程度的漏失，井漏風險高。

1）該井三開在鉆進奧陶系桑塔木組7392.50～7480.60m井段時井下情況十分復雜，由于地層破碎，井眼因應力釋放而出現失穩垮塌，且亞微米級裂縫對鉆井液濾液敏感性強，剝落掉塊一直存在，上提下放阻卡嚴重，距井底30.00m長井段的劃眼時間長達 2d，在鉆至井深 7480.60m 時發生斷鉆具事故，因打撈困難回填側鉆，側鉆時使用高性能防塌水基鉆井液順利鉆至井深7509.50m中完。由于未進行標準測井，無井徑數據，無法量化判斷井身質量，但從側鉆前后的掉塊情況可以定性判斷，該井段井徑擴大率大、井眼不規則。

2）井斜角較大，套管居中度難以保障。該井回填后于井深 7150.00m 定向鉆進，鉆至井深 7509.50m中完時，井斜角達到40.4°，雖然下入尾管時加入了套管扶正器，但套管與井壁環空間隙不均勻，水泥漿上返及替漿質量難以保障，影響頂替效率。

3）地層承壓能力低，固井漏失風險高。鄰井富源210H井三開進入一間房組4.00m，鉆至井深7446.00m 中完時，鉆井液密度為 1.28kg/L，三開固井水泥漿密度1.88～1.90kg/L，固井及替漿期間發生漏失，漏失量達150.6m3；鄰井果勒1井三開使用密度1.48kg/L的鉆井液鉆進，中完通井時發生漏失，后將鉆井密度降至1.46kg/L進行中完作業。滿深1井中完時鉆井液密度1.44kg/L，結合鄰井資料可判斷，該井固井時的井漏風險相對較高。

4）奧陶系一間房組孔隙發育，屬中高孔隙度、中高滲儲層，且地層壓力系數較小，在水泥漿失重前水泥漿靜液柱壓力遠高于地層壓力，易發生滲透性漏失，在第二界面產生微間隙，引起膠結質量下降和層間竄流，影響固井質量。

5）試油及后期儲層改造時套管內壓力變化大，目的層套管與水泥環承受應力變化大，對水泥環界面膠結質量、力學性能和其長期完整性要求高[6]。

2 自愈合水泥漿配方確定及性能評價

為保證滿深1井四開鉆進和后期開發的需求，要求水泥環遇油氣后能自修復因壓裂形成的裂縫，保證井筒的完整性，進而使井筒的生命周期達到設計要求。為了確保尾管固井施工安全，要求水泥漿具有以下性能：1）領漿，封固 4710.00～6627.00m井段，密度 1.88kg/L，流動度 20～23cm，稠化時間360～420min，濾失量不高于 50mL，游離液量為 0，頂部 48h 抗壓強度不低于 7.0MPa。2）尾漿，封固6627.00～7627.00m 井段，密度 1.88kg/L，流動度20～23cm，稠化時間 200～240min，濾失量不高于50mL，游離液量為 0，底部 48h 抗壓強度不低于7.0MPa。

國內外有不少遇油氣具有自愈合性能的自愈合劑，考慮成本等因素采用自愈合劑BCY-200S[7]配制自愈合水泥漿。

2.1 自愈合劑的作用機理

自愈合水泥漿是在水泥漿中加入自愈合劑，當水泥環產生微裂縫和微間隙時，油氣會沿微裂縫或微間隙竄流而激活自愈合劑，自愈合劑的體積發生膨脹，體積膨脹后的自愈合劑可以對微裂縫進行封堵，由此實現固井水泥環微裂縫的自修復，從而抑制油氣竄流[8]。

圖1 自愈合劑 BCY-200S 的作用機理Fig.1 Mechanism of action of self-healing agent BCY-200S

自愈合劑BCY-200S采用刺激響應型聚合物技術，通過在聚合物分子中引入具有特殊功能的基團、優化聚合工藝和結構聚合而成，是一種智能響應型自愈合劑，通過吸收竄流流體中的油氣而產生膨脹，進而修復水泥環中的裂縫和竄流通道，實現自修復，其作用機理如圖1所示。

2.2 自愈合性能評價

因滿深1井井深達7509.50m，井底溫度超過110℃，因此需要在水泥漿中加入硅粉，以防止水泥石強度在高溫下發生衰退。分別在加有35%硅粉的水泥漿中加入5%和10%的自愈合劑BCY-200S，將其密度調至1.87kg/L，并將其形成的水泥石在142℃×20.7MPa 條件下養護 48h 后，測其抗壓強度、彈性模量和泊松比，結果見表1。

表1 加入自愈合劑 BCY-200S 水泥石的力學性能Table1 Mechanical properties of consolidated cement with BCY-200S

由表1可知，加入和未加入自愈合劑BCY-200S水泥石的抗壓強度均大于14MPa，均滿足固井質量要求，但加入5%和10%自愈合劑BCY-200S水泥石的彈性模量均降低58%以上，泊松比均增大11%以上，說明加入自愈合劑BCY-200S的水泥石具有一定的彈塑性，在外力作用下能產生可恢復的變形。

將養護好的含有和不含有自愈合劑BCY-200S的水泥石進行人工造縫，裝入密封裝置內，在底部通清水和原油，測量清水和原油通過水泥石的流量，結果見圖2。

圖2 清水和原油通過不同水泥石的流量Fig.2 Flow rate of clear water and crude oil passing through different cement stones

從圖2可以看出：自愈合劑對水沒有明顯的反應，而輕質原油在加入自愈合劑水泥石中產生滲流時，自愈合劑可以膨脹封堵微裂縫，阻止滲流[9]；加入5%自愈合劑水泥石的滲流持續約12min后停止，說明加入5%自愈合劑就能有效封堵微裂縫。結合力學性能評價結果（見表1）可判定，加入5%自愈合劑就可滿足設計要求。

2.3 自愈合水泥漿配方及性能評價

自愈合水泥漿基礎配方為G級水泥+5%自愈合劑BCY-200S+35%硅粉+40%水。結合滿深1井固井設計要求，需要控制水泥漿的濾失量、加強防氣竄能力，有效控制水泥漿的稠化時間，改善其流動性和可泵性。因此，加入降濾失劑BCG-200L、減阻劑BCD-210L、緩凝劑BXR-200L、消泡劑G603等水泥添加劑，設計不同配方的自愈合水泥漿，通過評價其性能，確定適用于滿深1井三開固井的自愈合水泥漿配方。

1）降濾失劑BCG-200L是一種三元共聚物，其抗鹽耐溫性能好，降濾失能力強[10]。由BCG-200L組成的基體抗侵水泥漿具有輕微的觸變性和較高的內聚力，能夠有效提高水泥漿基體防止地層流體竄流的能力[11]；同時其自身的微膨脹性可避免水泥石因體積收縮導致第一、二膠結界面出現微縫隙，從而防止地層流體在水泥環中的竄流。

2）減阻劑BCD-210L是一種聚合物類油井水泥減阻劑，與水泥外摻料和水泥添加劑均具有良好的配伍性，具有良好的分散減阻效果，可明顯提高水泥漿的流動性，改善水泥漿的流性和動切力，降低水泥漿的稠度[12]。

3）緩凝劑BXR-200L是一種小分子有機物類中高溫緩凝劑，具有良好的緩凝效果，與其他水泥添加劑的配伍性良好，稠化時間與其加量具有良好的線性關系，對水泥石早期強度發展影響較小[10]。

4）消泡劑G603具有較強的消泡能力和抑泡能力，能有效消除高分子聚合物、表面活性劑產生的泡沫。

根據所用水泥添加劑的推薦加量，初步設計了8種自愈合水泥漿配方：

配方1為G級水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+2.00%BCG-200L+0.30%BXR-200L+0.05%G603+51.50% 水；

配方2為G級水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+3.00%BCG-200L+2.00%BCD-210L+0.30%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方3為G級水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+3.00%BCG-200L+3.00%BCD-210L+0.50%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方4為G級水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+5.00%BCG-200L+3.00%BCD-210L+0.50%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方5為G級水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+5.00%BCG-200L+3.00%BCD-210L+0.30%BXR-200L+0.05%G603+51.50%水；

配方6為G級水泥+35.00%硅粉+5.00%BCY-200S+5.00%BCG-200L+2.00%BCD-210L+0.10%BXR-200L+0.05%G603+52.00%水；

配方7為G級水泥+35.0%硅粉+5.0%BCY-200S+5.0%BCG-200L+3.0%BCD-210L+0.5%BXR-200L+0.5%G603+49.5%水；

配方8為G級水泥+35.00%硅粉+5.50%BCG-200L+5.00%BCY-200S+2.00%BCD-210L+0.10%BXR-200L+0.05%G603+50.00%水。

評價了8種配方自愈合水泥漿的性能，結果見表2。

表2 不同配方自愈合水泥漿的性能Table2 Performance of self-healing cement slurries with different formulas

由表2可知：不加減阻劑BCD-210L，水泥漿的流動性太差不易泵送，減阻劑BCD-210L的加量為3%～5%時，水泥漿的流動性較為合適；緩凝劑BXR-200L加量在0.1%～0.5%時，可將水泥漿的稠化時間控制在118～410min，滿足領漿和尾漿對稠化時間的要求；降濾失劑BCG-200L加量在3%～5%時，可將水泥漿的濾失量控制在50mL以內；8種配方自愈合水泥漿靜置上下無密度差，沉降穩定好，流動度可大于22cm，抗壓強度均大于14MPa，稠化過渡時間短（小于15min）、防竄性能優良（防竄系數小于3），彈性模量小于8GPa，表現出彈性水泥的特點，水泥環徑向抗變形能力高，可降低由內壓增大擠壓水泥環帶來的損傷風險。綜合考慮8種配方水泥漿的性能和配方7、配方8所形成水泥石的自愈合時間（不長于12min），以配方7為領漿、配方8為尾漿能夠滿足該井三開固井要求。

2.4 固井技術措施

針對水泥漿上返及替漿質量難以保障，影響頂替效率，同時漏失風險大的技術難點，優化了固井工藝。下入φ196.9mm尾管進行尾管固井施工，尾管下至井深 7509.50m，雙凝界面在井深6500.00m處，尾管懸掛器位于井深4905.60m，封固井段為4705.60～7509.50m，與上層套管重合段 4905.60～5209.50m。如果下尾管、循環期間沒有發生漏失，采用尾管固井工藝、一次注水泥方案，封固井段為4705.60～7509.50m，水泥漿密度 1.88kg/L；如果下尾管、循環或固井過程中發生漏失，根據漏失泵壓判斷是否是井底一間組漏失，如果泵壓高于10.0MPa，說明漏失位置在上部志留系，則以志留系底為目標，進行反擠水泥作業，以確保水泥環有效對接。

2.4.1 提高頂替效率措施

為提高頂替效率和驅替效果，改善界面的膠結質量，選用抗高溫堵漏型前置液，采用高效沖洗液+隔離液，前置液環空占高 1000.00m，接觸時間大于20min，以提高沖洗效率、降低漏失風險。提高鉆井液黏度并加入纖維進行洗井，纖維分散在鉆井液中，形成網狀結構，可以更好地清潔井眼[14]。

在井下條件受限的情況下，優化頂替工藝，采用前置液紊流頂替、部分尾漿塞流頂替的復合頂替模式，在防漏的前提下有效提高水泥漿頂替效率。

2.4.2 “三級固井” 工藝優化

提高動態、靜態承壓能力，以避免在固井過程中發生漏失。對于承壓能力低的井，采用 “正注反擠” 工藝，從套管頭進行反擠水泥作業。

模擬固井時液柱壓力和循環摩阻，進行地層承壓試驗。如承壓能力滿足要求，則按常規固井工藝進行固井施工；如地層承壓能力低，堵漏困難，采用水泥漿定位技術，應用 “正注反擠” 工藝進行雙級固井，完畢后從套管頭進行反擠水泥作業，形成 “三級固井” ，以最大程度地縮短承壓堵漏時間，實現水泥環有效對接，滿足井筒完整性要求。

3 現場施工

根據不同配方自愈合水泥漿性能評價結果，結合滿深1井三開固井要求，以配方7為領漿、配方8為尾漿（主要性能見表3）進行現場施工，尾漿封固 7509.50～6500.00m 井段，領漿封固 6500.00～4700.00m 井段。尾管內留 227.00m 水泥塞，懸掛器頂部留200.00m上水泥塞。

表3 滿深 1 井三開自愈合水泥漿的性能Table3 Performance of self-healing cement slurries in the third spud of the Well Manshen1

圖3和圖4為滿深1井三開固井所用領漿和尾漿的稠化曲線。由圖3和圖4及表3可知，領漿和尾漿的流動性好，能夠降低頂替過程中的循環摩阻和上部發生漏失的風險，同時尾漿具有一定的滲流阻力，可防止候凝期間水泥漿滲漏；領漿和尾漿具有較強的內聚力，防竄系數小于3，靜膠凝過渡時間短（尾漿水泥漿靜膠凝過渡時間10min），可避免層間發生竄流，提高隔層段的封固質量。

圖3 領漿的稠化曲線Fig.3 Thickening curve of the lead slurry

圖4 尾漿的稠化曲線Fig.4 Thickening curve of the tail slurry

下尾管固井前，采用雙穩定器通井鉆具組合進行通井。使用φ127.0mm非標準鉆桿送入尾管，尾管總長 2606.60m，下至井深 4803.00m，控制立壓小于5MPa循環2h，尾管下至井底后頂通循環。

尾管管柱組合為φ196.9mm浮鞋+變扣短套管+φ196.9mm 套管×10 根+變扣短套管+φ196.9mm浮箍+變扣短套管+φ196.9mm 套管×10 根+變扣短套管+φ196.9mm 球座+變扣短套管+φ196.9mm 套管×218根+尾管懸掛器總成+密封短節+回接筒+送入工具+511×410+411×NC52T+φ127.0mm 非標準鉆桿，浮鞋下至井深7509.50m，浮箍下至井深7395.60m，球座下至井深 7282.20m，喇叭口位于井深 4905.60m。

下入尾管后，頂通循環鉆井液，頂通壓力7.5MPa，循環 11h 后投球，投球后逐級加壓至 16.0MPa，懸掛器坐掛成功，加壓至25.0MPa憋通球座，下放懸重至 1650kN，正轉 45 圈，成功丟手尾管懸掛器，注入 20m3膨潤土漿。

固井管線試壓（30MPa）合格后，注入密度 1.03kg/L的前置液 15m3、密度 1.86～1.88kg/L 的領漿 41m3、密度 1.86～1.88kg/L 的尾漿 27m3。投鉆桿膠塞，替入密度 1.45kg/L 的鉆井液 98m3，最高泵壓 12.0MPa，未碰壓，泄壓無回流，漏失鉆井液101m3。

將送入管柱起至井深4406.00m，進行反擠作業。試擠密度 1.45kg/L 的鉆井液 10m3，排量 26L/s，立壓 17.0～19.5MPa，套壓 9.8MPa；注入 20m3前置液，排量 20L/s，泵壓 9MPa；注入密度 1.86～1.88kg/L的水泥漿 25m3，排量 20L/s，泵壓 7～9MPa；注入密度 1.03kg/L 的后置隔離液 10m3（注入 3.4m3時關井）；正擠密度 1.45kg/L 的鉆井液 35.4m3，排量30L/s，立壓 24.0MPa，套壓 11.5MPa；反擠密度1.45kg/L 的鉆井液 11.8m3，排量 42L/s，立壓 7.7MPa，套壓 8.8MPa。停泵觀察，立壓 2.7MPa，套壓 1.5MPa。關井憋壓候凝，套壓 14.96MPa，候凝 57h 后逐步泄壓至0，開井觀察出口正常。

起鉆下入φ241.3mm牙輪鉆頭進行探塞掃塞作業，水泥塞位于井深4727.00m，實鉆喇叭口位于井深 4906.60m，喇叭口試壓 20MPa，穩壓 30min，壓降為0。下入φ168.3mm牙輪鉆頭探下塞至井深7283.80m 遇阻 50kN（球座位于 7283.80m），掃塞至井深 7489.00m，尾管試壓至 20MPa，穩壓30min，壓降為 0.49MPa，合格。

該次固井封固地層油氣顯示活躍，防竄難度大，利用自愈合水泥漿成功封固了有效產層，在后期作業中也未出現環空氣竄現象。用φ10.0mm油嘴求產，日產原油 624m3、天然氣 37.1×104m3。

4 結 論

1）選用的自愈合劑與常用水泥添加劑配伍性好，形成的自愈合水泥漿綜合性能良好，濾失量小于 50mL，抗壓強度大于 14MPa，稠化時間可調，具有良好的力學性能，彈性模量小于8GPa。

2）自愈合水泥漿漿可以減少地下流體（油、氣、水）層間竄流，增強水泥環的封隔作用，提高固井質量，可以大幅縮短完井周期，延長油氣井壽命。

3）根據地質結構、地層特征、鉆井過程中的漏失情況及固井過程中的漏失泵壓，判斷漏層位置，可為反擠水泥作業提供依據。

4）滿深1井三開成功封堵氣層，未出現環空氣竄現象，表明可利用自愈合水泥漿解決高壓油氣井環空帶壓及層間竄流的問題。