喇嘛甸油田南中东区块钻井提高固井质量探讨

李卫民，柴凤忠，左献军

1.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂工程技术大队 （黑龙江 大庆 163114）

2.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂第三油矿 （黑龙江 大庆 163114）

固井作业即下套管完毕后，向套管周围注入水泥浆，使套管串与井壁牢固地连成一体，封隔疏松、易漏、易塌等复杂地层和油、气、水层，防止油气的互窜。固井工程是钻井完井工程中的重要环节，固井质量的好坏关系到油气井寿命和采油气作业效果。

大庆油田有限责任公司以下简称大庆油田是一个多层系非均质陆相油气田，在纵向上各油层的渗透性和孔隙度存在较大差别，经过多年注水开发,形成了多压力体系，不同储层间形成较大层间压差。层间压差对固井质量的影响主要表现是高渗低压层固井质量差的问题，而喇嘛甸油田表现较为突出。根据统计结果，喇嘛甸油田调整井固井质量很差，2007年钻井285口，优质率30.8%，低于同期北三西区块的62.52%，北一断东的92.31%，五厂的74.59%，也低于2000年到2007年大庆油田老区固井的平均水平59%。喇嘛甸油田经过多年的注水开发，造成地层水淹严重，极大地影响了固井质量和油气层的开采，为进一步提高产能区块新钻井的固井质量，在喇嘛甸油田南中东一区首钻井，开展了提高固井质量现场试验[1-2]。

1 影响固井质量原因分析

1.1 影响固井质量的主要因素

地质因素：井漏、井垮、盐层、高渗低压、长期注水，地层含水较高；

油藏因素：温度、压力、渗透率、油气水分布等；

工程因素：井身结构、钻井固井设备、钻井液性能、井径、水泥浆性能与地层配伍性。

1.2 喇嘛甸油田固井质量低的主要原因

喇嘛甸油田经历了多年的高压注水开采，加之水驱油过程中油水界面运移不平衡，使地层压力系统变得相当的复杂，地层结构遭到破坏。平面上,同一层面地层内出现压力差，油水处于活动状态；纵向剖面上,同一口井内地层存在多套压力系统，甚至层与层之间相互窜通。尤其喇嘛甸油田断层发育，压力系统更为复杂，加上油层的连通性差或非均质,使本来存在的层间、层内及平面矛盾更加显著,在井眼剖面上,高压层、低压层、常压层相间交错存在。一口井中多套压力系统并存,给提高顶替效率、候凝过程中水泥浆失重时压稳问题及安全施工带来了很大的困难。

尽管在钻井或进入目的层前，进行停注、泄压、放溢流等措施，但地层流体压力的动态变化、注采不平衡及层间窜流等，特别是注水所形成憋压层及注水窜流等等，给固井作业带来很大难度，严重影响了固井质量。

2 提高固井质量主要措施

为提高固井质量必须从各方面入手,采取有效措施，降低各项因素对固井质量的影响，达到替净、压稳及防止油水窜的目的。目前提高调整井固井质量的主要技术有以下几种：

2.1 控制地层因素减少动态干扰

采取大面积停注、停采、泄压的静态固井或一定范围内的停注、停采、泄压的静动结合，为水泥浆侯凝提供一个相对静态的环境。

2.2 机械方法

主要可采取管外封隔器高效密封套管与井筒空间或注水泥后在环空加一定回压，以增加过平衡压力的环空憋压，以及降低封固段高度等方法。

3 试验及效果评价

根据影响固井质量原因分析，为了提高喇嘛甸油田南中东一区新钻井固井质量，在该区块东部42口井开展了提高固井质量试验。

3.1 试验区概况

南中东一区区域内发育大小断层10条，主要分布于区域的西侧和东南方向，均为正断层。该区域于1973年投入开发，先后部署基础井网、层系调整井、二次加密调整井、聚合物驱井等四套井网，划分了萨尔图油层、葡Ⅰ1-2油层、葡Ⅰ4及以下油层以及萨葡高差油层等7套层系。

2003年3月下旬，该区块发生嫩二段成片套管的损坏。套损区域内有176口油水井套管均发生不同程度损坏。在南中东一区范围内，套损区面积约2.5km2，有套损油水井约62口，其中油井44口，水井18口，已全部更新。另外区域内及附近有丢鱼井15口。

3.2 钻关试验及效果

3.2.1 钻关试验方案

本着钻井对注入量和产量影响最小原则，集中钻井，整体推进；适当缩短开钻前关井时间，按钻开油层时井口压力降到3.0MPa确定关井时间[3-4]。

为了确保钻开油层前井口压力降到3.0MPa以下，超过3.0MPa的井则需要放溢流降压；对萨葡油层井开钻前井口压力偏低，要进行补水，补水时井口压力控制在5.0MPa；钻控后注水井采取分步恢复注水的做法，逐渐恢复地层压力。采油井距新钻井50m以内以及距离新钻井50～120m、液量大于50m3/d的采油井，在钻井打开油层时到固井后48h之内关井。

3.2.2 钻关试验效果

试验区有3口井进行了地层压力测井，高渗透层共选点25个，实测压力与2010年相比有所提高（图 1）。

图1 2012年与2010年高压渗透层实测压力系数对比

由于试验区实施了新的钻关方案，采油井钻关距离由过去的50～80m增加到50～120m，同时，高渗层注水井关井时间改为开钻当天关井，钻关期间对压力较低的P1组注水井进行了补水处理，使高渗透层的压力有所提升。图1中可以看出，S2、S3压力系数增加幅度较大，新的钻关方案在提升压力方面起到了一定的作用。

3.3 新型钻井工艺试验

3.3.1 低渗透钻井液试验

低渗透钻井液是应用半刚性耐酸耐碱的超细短纤维材料，直径为2～10um，配合柔性合成纤维和超细软颗粒，在地层里可以构成一个三级的架桥网络，在高渗层表面快速形成钻井液泥饼。当水泥浆滤液侵入钻井液泥饼时，虽然钻井液泥饼中一部分颗粒被运移，但大部分钻井液泥饼的网络没有被破坏，有利于水泥浆降失水时滤饼的再次建立，从而起到了降低水泥浆失水的目的，保证水泥环的胶结质量[5]。

应用低渗透钻井液方案试验了42口井，48h声检优质井21口，合格井21口，优质率50%。15d声检优质井21口，合格井21口，优质率50%，合格率100%。喇 8-斜 PS2831 井 48h、7d、11d、15d 固井质量没有变化。15d声变检测21口井非优质井段高渗低压层胶结质量与其他岩性井段胶结质量相比没有明显的差异，15d与48h质量对比有变好的趋势。

3.3.2 低密度高强防腐水泥试验

该水泥是在G级水泥基础上，将高强度轻质材料合成于水泥生产过程，形成新型低密度固井水泥材料，具有密度低（1.75g/cm3）、防腐蚀、强度高，并且后期强度（15d）不降等优点。可降低水泥浆凝结前液柱压力,减小水泥浆滤液侵入高渗低压层程度。

应用低密度高强防腐水泥浆+低渗透钻井液方案试验了22口井，48h声检优质井17口井，合格井5口，优质率77.3%，合格率100%。15d声检优质井16口井，合格井6口，优质率72.7%，合格率100%。喇 10-PS2833 井 48h、7d、11d、15d 固井质量没有变化。15d声变检测3口井非优质井段高渗低压层胶结质量与其他岩性井段胶结质量相比没有明显的差异，15d与48h质量对比，3口井（喇9-PS2833受套管接箍胶结质量变差影响）有变好的趋势。

4 结论

1）喇嘛甸油田由于长期注水开采、注采不平衡及层间窜流，存在高渗低压层，水泥浆中的自由水会向地层中渗透，导致水泥浆在凝固过程中形成结构疏松、多孔隙的水泥石，严重影响了新井固井质量。

2）钻前关井措施的应用为水泥浆提供一个安静的候凝环境，减少动态干扰，对提高老油田新钻井固井质量十分必要。

3）现场试验表明，低密度高强防腐水泥浆+低渗透钻井液可以有效防止动态水进入地层，在一定程度上提高调整井固井质量，优质率达72.7%。

[1]赵静,刘义坤.影响调整井固井质量的主要因素及计算方法[J].钻井液与完井液.2007,24（2）：45-47.

[2]李在胜,崔军,薄和秋.提高固井质量技术[J].西部探矿工程.2001（3）：57-59.

[3]刘大为.现代固井技术[M].沈阳：辽宁科学技术出版社,1994.

[4]黄汉仁.泥浆工艺原理[M].北京：石油工业出版社,2008.

[5]李颖川.采油工程[M].北京：石油工业出版社.2001.