卡拉赞巴斯油田浅层调整井防窜固井技术

韦庭丛郭小阳程小伟辜 涛王升正杨雨佳（.西南石油大学材料科学与工程学院，四川成都 60500；.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 60500）

引用格式：韦庭丛，郭小阳，程小伟，等.卡拉赞巴斯油田浅层调整井防窜固井技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：49-53.

卡拉赞巴斯油田浅层调整井防窜固井技术

韦庭丛1郭小阳2程小伟1辜 涛2王升正1杨雨佳1
（1.西南石油大学材料科学与工程学院，四川成都 610500；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500）

引用格式：韦庭丛，郭小阳，程小伟，等.卡拉赞巴斯油田浅层调整井防窜固井技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：49-53.

摘要：卡拉赞巴斯油田老区浅层调整井固井后存在声幅测井质量合格率低、环空带压严重的问题，分析其原因是由于前期水泥浆设计指导原则脱离油田实际。针对现场实际要求，通过去掉降滤失剂、减少分散剂使用、选择合理实验温度、优化外掺料配比等措施调整水泥浆配方，调整后的低温早强水泥浆体系稠化时间、终凝时间可分别控制在2 h、4 h以内，8 h强度可达3 MPa以上。对调整后的水泥浆体系进行了8井次的现场应用，固井合格率由前期的69%提高到90%以上，基本上解决了该油田薄油层、薄隔层、活跃水层调整井固井难题，为油田的高效开发创造了良好条件。

关键词：固井；低温；浅层调整井；水泥浆；卡拉赞巴斯油田

卡拉赞巴斯油田位于哈萨克斯坦阿克套市西北向260 km，距里海约15 km。该油田于1973年投入开发，目前已进行了二次加密调整井布置，油田采用两开两完井身结构，表层套管下深170 m封固120 m处浅层水，油层套管下深至井底一次封固全井。油田经过长期的注水、注气开采，大部分油层含水率达80%以上，调整井固井难度加大，固井质量难以保证。随着调整井比例的逐年增加，由此带来的调整井固井质量问题也更加突出，主要表现为：测井声幅不过关，试压一次成功率过低，气窜导致的井口带压现象普遍。对于浅层调整井固井，需要解决的主要问题是固井后能够有效防止发生互窜，保证薄油层、薄隔层、活跃水层有效封隔。因此，通过实地跟踪作业考察，对油田情况进行了全面分析，认为现用水泥浆体系“防漏、压稳、高稳定性、低滤失控水”设计原则脱离了现场实际要求是发生环空带压的主要原因。从防窜机理入手，调整优选了适合卡拉赞巴斯油田地层特点的低温早强水泥浆体系，现场应用取得了良好效果，有效地解决了该油田井口带压、试压不合格、测井声幅评价差的固井难题。

1　地质特点及开发现状

卡拉赞巴斯油田自下而上依次发育古生代、中生代和新生代地层，受多期构造运动影响，地层剥蚀严重。储层由下白垩统的A、B、V、G、D1等5个小层和中侏罗统的D2、J1、J2等3个小层组成，含油层段厚度超过200 m。共发育3套含油层系：第1层系包括A、B、V共3个小层，第2层系包括G、D1 共2个小层，第3层系包括D2、J1、J2共3个小层，主力油层是A、G、D1、J1和J2共5个小层。中侏罗统J1、J2层，埋深约390~500 m，最大地层厚度125 m。下白垩系地层埋深约480 m，A、G、D1三个主要产层分别位于200~240 m、330~350 m、440~480 m左右，全区分布广泛。含油层平均有效厚度18.4 m，平均孔隙度34.3%，渗透率150~2 000 md，含油饱和度66%~72%，为典型中高孔隙度高渗透性砂岩储层。另外，浅层有游离天然气和淡水层，油田内分布区域不详，主油层胶结疏松，伴生溶解气容易释放。

布井依据70年代遗留井网，通过加密井提升产能，300 m井距井网可部署生产井120口，局部井网不完善。全部产区采用注水与注气方式补充地层能量，但达不到恢复原始值，地层压力下降2 MPa，层间压力分布不均匀。采空区因孔隙亏空和高连通性而出现井漏，属于渗透性漏失。地层岩性含水率高，岩性为松软、弱胶结的海滩淤泥沉积，泥质含量高，胶结系数低，局部连通性强，有邻井钻井液窜通现象。部分区域受底水的影响，油层水淹严重，制约了开发效果［1-3］。

2　固井难点

（1）目的层埋藏浅，循环温度低，水泥浆强度发展缓慢。该油田目的层埋深360~480 m，含有4个薄油层，局地缺失一层。油层温度32 ℃，井底循环温度仅24 ℃，低温下水泥浆强度发展缓慢，易受到动水和浅层气干扰。固井施工时间短，从注水泥到替浆结束仅需30 min，且为防漏采用双密度水泥浆体系，水泥浆面难以控制，对薄差层封固难度大［4-6］。

（2）地层岩性差，层间压差大，固井中压稳与防漏矛盾突出。封固段地层岩性为中高渗透率砂岩，渗透率高达150~2 000 mD，而盖层多为泥岩，钻进过程中遇水易膨胀垮塌形成大肚子井眼和糖葫芦井眼；且同一口井的纵向剖面上交互存在高、低压层（含气层）与欠压层，存在防漏与压稳的矛盾［7-10］。目前为了防漏及压稳，固井采用双凝双密度水泥浆体系，领浆为1.50~1.70 g/cm3低密度漂珠水泥浆，尾浆为1.90 g/cm3常规水泥浆。

（3）地层注入水、伴生气干扰严重。加密调整井的井间距小，钻固井期间不停注不停采。水泥浆在凝固过程中常处于液体压力动态变化的环境下，注水泥和候凝期间地层动水、伴生气易侵入水泥浆，影响水泥强度发展，易形成水气窜通道［11-13］。油层水淹严重，水窜造成层间封隔失效及全井漏封问题异常严重，在RBT测井曲线上表现为多段或长段的弱胶结或无胶结的空白段。

（4）固井温差大，影响水泥浆实验温度设计。油田气候属于大陆性气候，同时受里海气候的影响，季节温差大。固井时，水泥浆配浆水温度和井底循环温度易受气温影响。统计表明，环空带压井数在每年9月至次年3月份呈现高发的现象，这与冬季配浆水温度和井底循环温度低有关。

3　在用水泥浆体系设计思路及性能评价

3.1 在用水泥浆体系设计思路

低温、井浅、浅层气、地层水活跃共存的情况下，在用水泥浆体系设计指导原则为防漏、压稳、高稳定性、低滤失控水。以双密度水泥浆柱达到防漏失，以低密度领浆缓凝减少油层常规密度尾浆失重影响，引入降滤失剂欲以增加浆体黏度，防止地层水侵入水泥浆。

通过实地跟踪作业考察，初步分析认为在低温环境下，外加剂缓凝作用导致领浆有沉降分层、自由水离析、切力增长缓慢、强度发展迟缓、漂珠吸水体积回缩以及气体在候凝浆柱中窜流的可能，较长的凝结时间对产层封固亦有影响。低密度+高密度水泥浆柱结构虽能在一定程度上保持有效静液压力，但水泥浆胶凝结构增长缓慢，气体流动阻力小，即使压稳也会因浮力效应而滑脱上升，从而破坏水泥环完整性，最终造成井口带压。就抑制气体在水泥浆柱的窜流而言，胶凝结构迅速形成而产生的内部结构阻力是防止气体运移的主要原理。因此，“防漏、压稳、高稳定性、低滤失控水”的水泥浆设计思路基本正确，但是没有达到低温下快凝、早强的要求，与现场要求不符。

3.2 在用水泥浆体系性能评价

在用水泥浆配方组成为：G级油井水泥、分散剂USZ、早强剂CA66S、微硅、天然漂珠、降滤失剂FL12S，配方及性能见表1、表2。

表1　在用水泥浆配方

表2　在用水泥浆性能

由表3可以看出，在用领浆沉降稳定性较差，相比于30 min的实际作业时间，稠化时间、初终凝时间偏长。水泥浆长时间凝结极易带来油、气、水侵，导致固井质量差。影响水泥浆性能的因素包括实验温度设计、外加剂的使用等多方面，需通过实验进一步验证。

通过对实验条件、材料组分分析认为，造成水泥浆稠化时间、初终凝时间偏长进而带来水侵、气窜的主要原因有以下3个方面。

（1）实验设计温度过高，造成低温下配方失真。现场实测钻井液入口温度12 ℃、出口温度20 ℃，推算井底循环温度为24 ℃，同时考虑前置液的冷却作用以及早凝早强的要求，认为20 ℃的温度设计更符合现场设计要求。而室内实验设计温度取油层温度32 ℃，明显高于实际工况温度，造成低温环境下水泥浆配方失真。

从表3可以看出，实验温度相差10 ℃，稠化时间相差144 min、初终凝时间相差210 min，低温下强度也更低。采用双凝双密度水泥浆体系，若实验设计温度与环境温度不符合，可导致其在低的环境温度下凝结时间长达10 h以上，加上早期强度发展缓慢，极易造成水侵或气窜。

（2）低温下，粉体降滤失剂无法发挥作用并带来强度发展慢等副作用。在用水泥浆体系加入2%降滤失剂，是为了提高浆体稳定性，防止脱水保证作业安全。但该降滤失剂为PVA类粉末降滤失剂，需要在一定的温度、时间条件下才能充分溶解，形成阻止失水的聚合物膜。

表3　温度对领浆早期性能的影响

如表4所示，配方1加入降滤失剂与配方2不加降滤失剂相比，失水性能相差无几，说明在低温条件下该降滤失剂无法有效溶解并均匀分散，达不到应有的或室内评价得出的降滤失效果，还带来稠化时间、初终凝时间延长、早期强度发展慢等副作用。在低温下，浆体初始稠度较大，早强剂的加入也可控制浆体触变性，不加降滤失剂对浆体沉降稳定性不会造成较大影响。另外，地层孔隙度大，导致钻井液滤饼较厚，对于水泥浆的滤失也有一定的降低作用。故可考虑去掉降滤失剂，防止其带来副作用的影响。

表4　降滤失剂对水泥浆早期性能的影响

（3）高加量分散剂带来缓凝作用，不利于防窜。为了提高流变性，保证配浆密度控制，降低顶替泵压防漏以及泵注安全，在用水泥浆体系中引入1.01%分散剂USZ。此分散剂为抗高温减阻剂，由甲醛、丙酮等原料聚合改性而成。在高温、中温、低温条件下均具有良好的分散作用，但在低温下则会呈现较强缓凝作用，对防止表套与油套环空带压不利。由表5可看出，高加量（1.10%）分散剂能提高浆体流动度，但稠化时间、初凝时间、终凝时间分别延长260 min、300 min、330 min，早期强度发展缓慢，对防油、气、水侵极为不利，故应慎重使用。同时，该油田井深未超过500 m，流动度控制在18 cm左右完全满足施工要求，对浆体流动性可不用做太高要求。

表5　分散剂对水泥浆早期性能的影响

4　水泥浆体系改进技术措施

4.1 水泥浆体系新的设计思路

从前面分析可看出，在用水泥浆体系的设计温度偏高，忽略了降滤失剂、分散剂的缓凝作用导致的候凝时间偏长，造成了水泥浆低温下强度发展缓慢，极易形成油、气、水窜，进而带来固井质量合格率低、环空带压等问题。针对这些现象，提出“快凝、早强、高触变”水泥浆设计原则，主要改进技术措施为：

（1）以实际工况温度为设计依据，使水泥浆体系性能设计与季节温度相适应；

（2）去掉降滤失剂，减少其对快凝影响，促进早期强度发展；

（3）在安全泵注水泥条件下，降低减阻剂用量，消除缓凝效应；

（4）提高早强剂加量，控制水泥浆触变性，提高早期强度，减少气窜发生可能性；

（5）优化材料配比，提高浆体稳定性。

4.2 调整后水泥浆体系性能评价

按照上述思路对不同密度水泥浆配方进行优化调整，配方见表6，性能参数见表7。

表6　调整后水泥浆配方

表7　调整后水泥浆性能

如表7所示，调整后配方凝结时间缩短，早期强度提高，有利于低温浅井条件下的防窜。尾浆密度波动后的性能可以保证施工安全和凝结质量，波动0.05 g/cm3对凝结时间影响和强度发展可控。此外，调整后的水泥浆体系配方简单，可操作性强，同时可节约成本。

5　现场应用

应用调整后的水泥浆体系进行了8井次的油层套管固井试验，与同一时期进行的另外8口井（调整前水泥浆体系）固井结果相比，固井质量明显提高。单井最高合格率为100%、最低合格率为81.9%，固井平均合格率由调整前的69.54%提高到92.58%，油层段优质率由调整前的52.47%提高到72.52%，跟踪后期作业8口井均未出现井口带压现象（表8）。

现场应用结果表明，“快凝、早强、高触变”水泥浆体系设计思路符合作业要求，配方的优化有利于候凝时间的缩短、早期强度的提高，在保证作业安全的同时，提高了现场可操作性和经济性。初步证明了水泥浆体系设计思路的正确性、合理性及科学性，解决了该油田薄油层、薄隔层、活跃水层调整井固井难题，为油田高效开发创造了良好条件。

表8　水泥浆体系调整前后固井效果对比

6　结论

（1）通过现场跟踪作业对油田情况进行全面分析，得到现用水泥浆体系在设计原则、配方组成、实验条件等方面存在不合理之处是影响固井质量合格率低、引起早期气窜的主要原因。

（2）对前期水泥浆体系进行调整优化，主要是去掉降滤失剂和减少分散剂使用，调整后配方较调整前凝结时间大幅度缩短、早期强度显著提高，更有利于低温浅井条件下的防窜。现场试验8口井，取得良好作业效果，有效解决了固井后环空带压、固井质量声幅评价不理想的技术难题。

（3）针对此类低温、井浅、浅层气、地层水活跃共存的浅层调整井固井，水泥浆体系设计应以“快凝、早强、高触变”为原则，以候凝时间短、早期强度发展快来达到防窜目的。该水泥浆体系设计思路的成功试验，对低温浅层调整井及其他同类型井固井具有一定的借鉴意义。

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（修改稿收到日期 2015-08-15）

〔编辑 朱 伟〕

Anti-channeling cementing technology for shallow adjustment wells in Karazhanbas Oilfield

WEI Tingcong1, GUO Xiaoyang2, CHENG Xiaowei1, GU Tao2, WANG Shengzheng1, YANG Yujia1
（1. School of Materials Science and Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;
2. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China）

Abstract:After cementing job in the shallow adjustment wells in matured blocks of Karazhanbas Oilfield, there existed some problems like low acoustic amplitude logging pass rate, severe annulus pressure. Analysis shows that the reason for this is that the guidelines for design of previous cement slurry gradually deviated from the actual conditions of the oilfield. In view of the actual field requirements, the cement slurry formulation was adjusted by removing the fluid loss agent, reducing the use of dispersants, choosing reasonable experimental temperature and optimizing the admixture ratio. The thickening time and initial setting time of the adjusted low temperature early strength cement slurry system were controlled within 2 h and 4 h respectively. If controlled within 8 h, its strength may be over 3 MPa. This adjusted cement slurry system was applied for the eight well times, and the cementing qualification rate was up from 69% to over 90%, which has basically solved the difficulty in cementing of adjustment wells with thin oil layers, thin isolating layers, active aquifer, and has created a favorable condition for efficient development of the Oilfield.

Key words:cementing; low temperature; shallow adjustment well; cement slurry; Karazhanbas Oilfield

作者简介：韦庭丛，1990年生。在读硕士研究生，从事固井工程及水泥浆体系研究。电话：15828226478。E-mail：903538172@qq.com。通讯作者：郭小阳，1951年生。现主要从事油井固井完井工程及材料体系研究，教授，博士生导师。电话：028-83035412。E-mail：guoxiaoyangswpi@126.com。

基金项目：高等学校博士学科点专项科研基金“硅酸盐-磷铝酸盐水泥水化产物与其在高酸性环境下的腐蚀行为研究”（编号：20115121120006）；四川省教育厅重点科研项目“等离子改性废旧橡胶增强油井水泥石韧性机理研究”（编号：13ZA0182）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.013

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0049 – 05

文献标识码：B

中图分类号：TE256