吴起油田防水窜固井技术研究与应用

刘钰龙

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710021；2.低渗透勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

吴起油田防水窜固井技术研究与应用

刘钰龙1，2

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710021；2.低渗透勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

吴起油田地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，主力油层是侏罗系延安组延8、9、10，属低压高渗复杂油气藏，地层渗透率达到100 mD~300 mD，油藏埋深1 500 m左右，井底温度低（45℃）。针对该油田一次上返固井防漏压稳难度大，油层封固差，固完井后井口冒油、气、水等技术难题，通过对防窜水泥浆体系及防窜固井工艺的研究，形成了一套适合吴起油田地层特性的防水窜固井配套技术，对其他油田防水窜固井具有借鉴意义。

吴起油田；固井；水窜；防窜水泥浆

吴起油田2010年开始部署三次加密井，注水井网密集，注水时间长，由于停注停采工艺措施没有执行到位，导致地层压力异常，地层压力当量密度在1.35 g/cm3~1.82 g/cm3，同时洛河组地层承压能力低，容易发生漏失，进而使固井施工时存在防漏压稳难度大，水泥浆顶替到位及候凝期间出现稀释及窜槽，固完井后井口冒油、气、水等技术难题。为解决此类问题，有必要研究和制定出一套适合吴起油田地层特性的防水窜固井配套技术。

1 吴起油田固井技术难点

（1）吴起油田开发层系存在原始地层水、油水同层和边底水活跃的问题，并且水层跨度大，水层跨度在200 m~400 m，活跃的地层水容易侵蚀到水泥浆中，导致水泥石强度降低，胶结不良。

（2）侏罗系延安组地层渗透率相对较高，达到100 mD~300 mD，会导致水泥浆失水和井壁附着虚泥饼的问题，从而影响水泥石强度和第二界面胶结强度。

（3）侏罗系延安组油藏埋深浅及水泥浆存在失重的问题，会导致水泥浆凝固过程中难以平衡地层压力而导致水窜的情况。

（4）油层温度在40℃~45℃，一般的水泥浆体系稠化时间相对较长，会导致水泥浆在凝结过程中受油气水侵。

（5）洛河组埋藏深度为200 m~500 m，地层承压能力低，如果发生漏失，会导致静液柱压力降低，难以压稳水层，导致水窜及管外冒油气水。

2 解决思路

要想水泥浆不发生窜流，必须满足“三压稳”，即注水泥前压稳、注水泥过程中压稳和候凝过程中水泥浆处于失重状态时压稳，也即是任意时刻水泥浆液柱压力和水泥浆孔隙结构阻力之和大于地层压力。具体措施如下:

2.1 减少水泥石体积收缩

油井水泥水化时固有的体积收缩是造成水泥环胶结质量差和诱发水窜的主要原因之一。已有研究表明[1]:油井水泥凝固时，化学收缩量占水泥浆总体积的2.6% ~5.0%，其中初凝前最大收缩量小于0.5%，收缩主要发生在终凝后。要从根本上解决水窜和胶结质量问题，必须从补偿水泥石的体积收缩入手。

2.2 减少水泥浆失水

根据Sabins和Sutton的研究[2]，在综合考虑了水泥浆失水和收缩的影响后,提出了在过渡时间内因水泥浆体积减缩引起的最大压力损失（ΔP）与失水引起的体积收缩率（FLVR）、由水化引起的体积收缩（HVR）和胶凝强度达到0.025 MPa时水泥浆的压缩系数（Cf）之间的关系:ΔP=（FLVR+HVR）/Cf，显然，在其他条件不变的前提下，失水引起的体积收缩率（FLVR）越小，过渡时间内因水泥浆体积减缩引起的最大压力损失（ΔP）越小。

2.3 缩短水泥浆稠化时间和过渡时间

水泥浆稠化时间越长，受到地层水稀释的机会越大；在现场泵送水泥浆结束后，将进入候凝阶段，水泥浆的状态也将从液体状态到胶凝状态最后到固体状态，胶凝状态的水泥浆不完全是液体，也不完全是固体，不能够很好的传递压力，也不能够很好的承受压力，发生水窜的可能性较大，因此，过渡时间越长，处于胶凝状态的时间就越长，发生水窜的可能性也就越大。

2.4 避免水泥浆失重带来的影响

一般情况下，采用三凝水泥浆体系，使水泥浆从下到上依次凝固，凝固的时间差在1 h左右。

2.5 增大水泥浆孔隙结构阻力

通过引入触变剂和不渗透剂，有利于减少水泥浆受稀释的影响和减小水泥石渗透率，防止水窜的发生。

2.6 提高冲洗液冲洗效率和水泥浆顶替效率

井壁上泥饼和套管上油膜的冲洗效率低以及水泥浆顶替效率差，会导致第一、二界面完整密封性差，从而导致固完井后水窜的发生。

2.7 减少套管收缩带来的影响

憋压候凝时，套管处于膨胀状态，候凝完毕，放掉套管内压力，套管收缩会形成第一界面微间隙造成固完井后水窜。

3 防窜水泥浆体系研究

通过引入降失水剂，降低水泥浆在高渗透率地层失水，提高水泥石强度；引入早强锁水剂，提高水泥浆触变性和抗压强度；使用膨胀剂，补偿水泥石体积收缩，防止微裂缝的产生，改善一、二界面胶结强度。

3.1 外加剂优选

（1）早强锁水剂优选（见表1）。由表1看出，ZQ-3对油井水泥增强效果明显，加量2.0%时45℃/48 h强度达到54.2 MPa。

表1 早强锁水剂优选实验

（2）减阻剂优选（见表2）。由表2可以看出，JZ-2对加有2.0%的ZQ-3水泥浆体系流变性能改善良好，当JZ-2的加量为0.5%时，水泥浆体系流变性能好，且抗压强度不受影响。

（3）膨胀剂优选（见表3）。由表3可以看出，PZ-1加入后，水泥浆具有一定的硬化体膨胀，当加量达到0.5%时，48 h膨胀率达到0.43%。

3.2 防窜水泥浆体系配方组成及性能评价

通过添加剂复配及室内评价，室内形成了膨胀高强降失水防窜水泥浆体系。配方组成:葛洲坝G级水泥+2.0%降失水剂GSJ+0.5%膨胀剂PZ-1+2.0%早强剂ZQ-3+0.5%减阻剂JZ-2，45℃性能（见表4）。

表4显示该体系:（1）在较低温度条件下具有很好的降失水效果；（2）水泥浆稠化时间短，过渡时间短，直角稠化效果显著；（3）体系触变性好，可减少地层水的侵入；（4）水泥浆硬化后具有一定的膨胀性，可防止微裂缝、微间隙的产生，能有效改善一、二界面的胶结质量，该水泥浆体系总体上达到了设计要求。

表2 减阻剂优选实验

表3 膨胀剂优选实验

表4 膨胀早强降失水水泥浆综合性能

4 防窜固井工艺研究

（1）采用套管扶正器，改善套管居中条件。在井斜角、方位角变化不大的井段采用弹性扶正器，在井斜角、方位角变化大的井段采用刚性扶正器，每根套管加一个扶正器。

（2）调整钻井液性能使其达到低黏切、低失水、低含砂量、薄滤饼，并循环钻井液两周左右才开始进行固井施工。

（3）加大前置液注入量，一般情况下注前置液8 m3，每口井使用CXY冲洗液，冲洗液配方为:CXY 200 kg+清水4 m3，冲洗液注完后再注4 m3清水。

（4）注水泥浆要求:领浆（洛河顶界到地面）密度1.30 g/cm3~1.35 g/cm3；中浆（油层段以上50 m到洛河顶界）密度1.75 g/cm3~1.80 g/cm3；尾浆前4 m3~4.5 m3，不封固油层段，密度1.85 g/cm3~1.90 g/cm3；尾浆后4 m3~ 4.5 m3，封固油层段，密度1.92 g/cm3~1.95 g/cm3。

（5）对于易漏失井，合理控制施工参数，减小流动阻力，尽量保证返高。即单车以1 m3排量顶替，起压后以0.6 m3~0.8 m3排量顶替至碰压，中途不得倒档。

（6）候凝时环空加压，加压大小按照液柱压力和地层压力的差值来计算，一般3 MPa~5 MPa，憋压时间必须尽早为宜，根据现场经验，一般选择在水泥浆候凝60 min前进行憋压。

5 现场应用效果

在吴起区块共固井110口次，使用防窜水泥浆体系及配套工艺技术固井73口，油层段固井质量对比（见表5）。

表5 改进措施前后固井质量对比分析

从表5中的统计和声幅图可以看出，使用改进后的防窜水泥浆体系和配套工艺技术能够有效提高固井质量，对比改进前，油层段优质率同比提高到了45.6%。

6 结论与建议

（1）通过应用这套固井技术，解决了吴起油田防水窜固井技术难题，满足了吴起油田对固井质量较高的要求。

（2）应用不同的水泥浆体系，如胶乳水泥浆体系、泡沫水泥浆体系等，以进一步完善配套固井工艺。

（3）实验套管外封隔器，在水泥浆顶部和封固段顶部各使用一只管外封隔器,即采用机械方法分隔开环空层段以防止高压水层的窜流。

［1］American Petroleum Institute.Worldwide Cementing Practices.API，Dallas，USA，1991.

［2］Sabins F L.Interrelationship between critical cement properties and volume changes during cement setting［J］.SPE Drilling Engineering.June 1991:88-94.

［3］陈福安，黎足意，沈国敏，李长宏.低渗透油田开发后期调整井固井技术［J］.河南石油，2000，（3）:36-39.

［4］姚晓.调整井固井水窜的根源及现行防窜技术评析［J］.钻井液与完井液，2001，18（5）:13-16.

［5］罗长吉，刘爱玲，程艳.固井防水窜机理研究与应用［J］.石油钻采工艺，1995，17（5）:35-42+106-107.

［6］姚晓.中国油田调整井固井防水窜技术评述［J］.钻采工艺，2002，25（1）:17-20.

［7］孙清华，彭明旺，夏宏南，张俊，屈胜元，严维锋.调整井防窜水泥浆体系研究［J］.断块油气田，2008，15（6）:109-111.

［8］刘小利.长庆油田超前注水区块固井技术难点分析及配套工艺技术研究［J］.钻采工艺，2016，39（2）:16-18.

［9］冯文革.长庆油田侏罗系油藏固井技术研究及应用［J］.石油钻采工艺，2012，34（3）:59-61.

吐哈油田老井挖潜解放潜力层

吐哈鄯善采油厂丘东工区丘东31井在西山窑组老井复试中，日产天然气1.3万立方米，原油1.3吨。

今年年初以来，技术人员集中精力开展丘东、温2等相邻区块西山窑组的老井复查工作，一方面深化地质认识，开展区块地层对比，寻找标志层和精细完善砂组划分，明确纵向上地层水的变化规律。另一方面完善解释图版，深化老井精细解释，开展油藏分析，细致刻画区域内的油水关系。在此基础上，开展各区块多井对比和复查。通过复查，技术人员对丘东31井、温2-8井、温气806井等提出老井复试建议。丘东31井复试成功，揭示了吐哈西山窑组低效井挖潜的良好前景，降低了储层压裂改造的物性下限，有望解放一批物性偏差的潜力层，提升吐哈天然气生产能力。

（摘自中国石油新闻中心2017-04-12）

The research and application on anti-water channeling cementing technology of Wuqi oilfield

LIU Yulong1，2
（1.Drilling and Production Research Institute，Chuanqing Drilling Engineering Limited CNPC，Xi'an Shanxi 710021，China；2.Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development of the National Engineering Laboratory，Xi'an Shanxi 710021，China）

Wuqi oilfield is located in Yishan slope of Ordos basin,the major oil reservoir is Jurassic yan 8,9,10,and it belongs to low pressure high permeability oil and gas reservoir. The formation permeability is up to 100 mD~300 mD,and the reservoir buried depth is 1 500 meters,the bottom hole temperature is about 45℃.Facing the problems of anti-leakage and holding the formation pressure during one-time up-down period，poor cementing quality of oil reservoir and oil-gas-water flowing out of the casing after completion,we formed a set of suitable technology for Wuqi oilfield through studying the anti-water channeling slurry system and related onsite cementing engineering technique,which has a certain reference significance on other oilfields.

Wuqi oilfield；well cementation；water channeling；anti-water channeling slurry system

TE256.6

A

1673-5285（2017）04-0059-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.016

2017－02-23

刘钰龙（1988-），助理工程师，2008年毕业于长江大学石油工程学院石油工程专业，主要从事固井工艺、固井工具、水泥浆体系等方面的研究开发工作，邮箱:605347994@qq.com。