大庆油田单级双封固井工艺的应用研究

杨乐 杨旭

摘要：大庆油田经过长期的高压注水开发，在底层纵向形成负责的压力系统，再加上底层之间的间隔较短，长期受到高压，给固井技术造成一定的困难，而单级双封固井工艺是油田开采中的关键技术。文章通过对大庆油田的环境分析，加强油田的单级双封固井技术的应用进行探讨，对前置水泥浆、中间液和后置水泥浆等数据进行了计算和分析，提高固井质量，保障石油的有效开采。

关键词：大庆油田；单级双封固井；前置水泥浆；后置水泥浆

中图分类号：TE26 文献标识码：A文章编号：1009-2374（2012）10-0155-02

一、大庆油田固井工艺环境分析

近年来，大庆油田为了增加油产量，不断加强固井技术的研究，提高固井施工的质量。但是，由于受到地质条件的限制，固井封固的技术难道相对来说比较大，油田固井出现蹿气现象，对后期试气、压裂作业都有较大的影响。因而，对于大庆油田来说，强化固井技术和质量，提升固井工艺是非常重要的。

大庆油田地质具有密度高、粘度高的特点，随着油田的深度增加密度也逐渐增加，在固井过程中，当井中的温度超过临界点的时候，水泥浆将会在管套的外侧形成水泥石，随着温度升高强度不断降低，从而丧失支撑密封的固井作用，导致固井质量得不到保障。

由基岩风化壳、断陷内部砂砾岩、火山岩和登娄库组砂岩等组成的大庆油田深层是天然气储层，储层空间的空隙和裂缝较大。在油田深层，地层孔隙压力的系数大致在0.9～1.2之间，且随着地温梯度的为3.8℃～4.0℃/100m的变化，井底的最高温度可以达到200℃以上。再加上大庆油田地层火山岩比较脆弱，井壁容易掉快，稳定性不强，因而产层流体主要是天然气和二氧化碳气体。

油田结构的复杂性也对固井技术造成一定的阻碍，大庆油田的井深一般在4000m左右，在固井工艺中，三层套管（339.7×244.5×139.7）体系，以密度为1.15～1.25g/cm3的有机硅为钻井液体系，且技术套管下深为3000m左右。

大庆油田的固井技术具有高难度的作业环境还体现在其采用尾管悬挂固井方式，悬挂尾管的斜角大于80度，并且水平段多比较长，透砂岩裂缝油藏，使用的油包水逆乳化钻井液的替净问题比较严重。

二、单级双封固井技术优势分析

单级双封固井技术是大庆油田技术中的关键，与常规的双级固井技术相比，单级双井技术具有比较牢固的终极封固效果，具有较强的经济优势。首先，比常规的双级固井技术在结构上省去了一个分级箍，大大缩短了大庆油田的作业时间，节省了十小时左右的施工程序时间；其次，节省了钻分级箍作业和刮管作业时间，通过交叉作业，有效的时间无钻机的时间侯凝；再次，能够节约时间强化固井质量的监测。

在施工过程中，单级双封固井的基本工序是先注入冲洗液和隔离液—释放底塞，—前置水泥浆—中间液—后置水泥浆—释放底塞—替尾水—监测回流—候凝。前置液主要是指对单级双封固井技术结构中的泥浆进行稀释和冲洗，保障泥浆与套管有较强的胶结。前置水泥浆则是对一般的封固上不套管环空和井眼环空进行封固，防止在垂直井段中井眼互蹿。后置水泥浆则是对油田中的油、水和气等层次的封隔，保障油田的能够正常的开采。

三、大庆油田单级双封固井工艺难点分析

大庆油田单级双封固井技术存在一定的障碍和难度主要取决于油田自身的环境限制和单级双封固井工艺的技术要求。

第一，油田的技术环境受限。大庆油田深层，气藏受横向连通性差和非均质影响，容易发生劈裂压力变化，压力系数为1.5～2.0之间的地层，还可能伴有钻井液漏失的危险，大庆油田深层以天然气为主，油田气流以天然气和二氧化碳为主，其中CO2腐蚀气体含量最高可达90%，对套管及水泥有较强的腐蚀性。根据大庆油田的测井资料显示，油田的地温梯度在3.8℃～4.0℃/100m，井底最高温度可以达到200ºC，但是固井水泥浆的上下温差一般都要控制在65℃～85℃，因而对水泥浆具有较高的要求，但是高温对固井工艺造成了很大的难题。井径扩大率比较高，是另外一个障碍。当前，大庆油田的井段平均井径达250.81mm，井径扩大率为16.17%，在施工过程中，收到的压力比较大，顶替排量受到限制，在水泥浆环空返速为1.1～1.2m/s的情况下，注水泥量不容易受控，在洗出水泥浆的时候，可能造成一定的污染。

另外，在大庆油田深井作业中，井口深在4000m左右，水泥浆的密度为1.90g/cm3，每级封固井段在1700～2300米左右，所以压力非常大，即便是采用重浆顶替技术，压力也可能达到20MPa。

第二，单级双封固井技术的要求较为严格。在大庆油田中，运用单级双封固井技术具有很大的优势，主要是由于单级双封技术自身具有的特点决定。单级双封固井技术是同时对不相邻的两个段目进行封固，当技术层管套需要对两个层段进行封固的时候，实现中间液的隔开注入。一方面，单级双封固井技术一般运用于定向井或者直井进行作业，对其技术套管以及油层套管进行固井作业的操作，但是，单级双封固井技术一般不运用于高温高压或者压力比较敏感的井。另一方面，单级双封固井作业在进行作业的时候，需要准备恰当的附件，例如浮鞋、顶塞额套管弹性扶正器等。

四、单级双封固井工艺在大庆油田中的运用

大庆油田的固井技术通过长期的研究和勘察，在单级双封固井工艺中取得了一定的成绩，在垂直井中能够有效的保障固井质量，节省时间，提高油田的固井效率。在大庆油田中，单级双封固井技术的具体设计思路如下：注入冲洗液（将前置水泥浆发挥到上层的套管，保障有足够的前置水泥浆能够返回到预设的位置，然后对整个裸眼环空进行冲洗，注入隔离液进行前置水泥浆的封固）—释放底塞（保障水泥浆注入之后还能有效的释放底塞，然后投入底塞，注入前置水泥浆。）—前置水泥浆注入（根据工程需要及井内压力和环空精液柱压力等的实际情况，注入密度相适应的水泥浆，能够较好的满足固井工程的需要。）—注入中间液—后置水泥浆注入—候凝。

值得注意的是：在施工之前，要对其井眼具体情况进行分析，计算井下压力及封固的具体要求，保障两段水泥浆的密度及长度与计算中的相适应，并计算各段中所需要的前置液、后置水泥浆以及中间液的量。在施工过程中，需要对底层进行比较严格的检查，通过对地面管汇的试压，按照具体步骤进行作业。

按照大庆油田的具体实际进行分析，采用了单级双封固井技术的某油田的横向井距为15m，纵向为17m，339.7mm表层套管的下深在2500m左右，大多数井的造斜点在2800～3000m之间。

在钻井深3978m，244.5rm油层套管的下深为3974m，泥浆密度1.22，黏度58mP·s，油顶深度3655m。因此技术上封固要求为：（1）前置水泥浆封固339.7mm套管鞋以上100m至该套管鞋以下200m；（2）后置水泥浆返高至3455m。

根据单级双封固井技术思路进行设计油田前置水泥浆封固段2146～2446m，水泥浆密度1.85；后置水泥浆封固段3455～3974m，水泥浆密度1.90。而实际的额注入情况为：前置液27m3；前置水泥浆12.8m3，平均密度1.85；中间液70.6m3；注入后置领浆4.1m3，平均密度1.70；注人后置尾浆24.3m3，平均密度190。通过完成单级双封固井技术工艺，利用非钻机时间进行候凝，最后后置水泥浆实际返高至3398m，最后检测固井质量良好。

五、结语

综上所述，在大庆油田开采中，单级双封工艺运能够有效的降低开采成本，提高固井质量。

参考文献

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（责任编辑：文森）