大港油田段六拨区块调整井固井技术研究与应用

黄杰，孙勤亮，林志辉，王贵富付家文，刘文明，齐奔

(中石油渤海钻探第二固井公司,天津 300280)

大港油田段六拨区块调整井固井技术研究与应用

黄杰，孙勤亮，林志辉，王贵富付家文，刘文明，齐奔

(中石油渤海钻探第二固井公司,天津 300280)

大港南部油区段六拨区块地质构造复杂，属于典型的高压低渗区块，其完钻斜深在3500～4200m之间，含油层位为沙三段，孔一段的枣0、枣Ⅱ、枣Ⅲ油组，油藏埋深2880～4100m，地质储量1038.51×104t，含油面积6.5km2。另外段六拨区块钻至孔一段时容易发生气侵、溢流、井涌并伴随井漏卡钻发生，泥浆安全密度窗口窄，因此固井施工风险大，质量难以保证。为实现勘探开发和地层评价的目的，针对以上难点开展了技术攻关，提出了采用高pH值泥浆裹砂，加重隔离冲洗液工艺。用纤维防窜高密度水泥浆体系，通过平衡压力固井技术和工艺措施，使得该区块固井质量明显提高，为今后该区块的固井积累了有益的经验。

固井技术；pH值；隔离液；高密度水泥浆；固井质量；大港油田

段六拨区块是大港油田采油三厂的一级风险区域，共有采油井92口(开井75口)，注水井66口(开井33口)，日产油235.7t，平均含水率79.45%，采油速度0.51%，核实采出程度16.92%，采出程度较低。其中沙三段枣0油组采出程度17.07%，枣Ⅱ、枣Ⅲ油组采出程度16.76%，该区域油气产量高，具有较大潜力，由于该区块构造压力高，油气活跃，气侵严重，而且井下垮塌严重，地层容易漏失，加之封固段长，给固井施工带来很大困难和风险[1～5]。

1 主要固井技术难点

1.1 地质条件复杂

该区块主要目的层位于沙三段及孔一段枣0、枣Ⅱ、枣Ⅲ油组。油层套管通常采用∅139.7mm套管下深在3500～4200m之间，固井油层封固段在1000m左右，地层纵向压力梯度变化大，水泥面上、下温差大，油气水层较多。钻遇高压层的同时存在低压易漏层，属于高压、低渗区块，泥浆安全密度窗口窄，易出现上漏下涌、下漏上涌等现象，压稳和防漏矛盾十分突出。

1.2 钻进过程中容易发生溢流、井漏

由于该区块原始地层压力以及孔隙度、渗透率都较低，开发前期泥浆密度未高过1.30g/cm3，长期的注水作业，造成地层的局部高压，但是地层岩石的裂缝性小，渗透率低，注入的压力释放缓慢，在打钻过程中释放的压力在泥浆中也许得不到显现，但是在水泥候凝过程中释放的压力却能够大幅度地影响固井质量。以段38-34井为例，钻进至井深3622m时溢流，测后效油气上窜速度378m/h，全烃100%，进口密度1.45g/cm3，出口密度1.32g/cm3。在后续的打钻过程中出现多次溢流、井漏，点火火苗最高达到6m，井下条件十分复杂，固井前泥浆密度1.53g/cm3，测后效还是油气上窜速度36m/h。电测无法进行，需强行固井。

1.3 泥浆性能差，影响固井质量

段六拨区块从开钻到完钻普遍使用由聚合物泥浆体系转化成的硅基泥浆体系，防塌和造壁性能强，但是膨润土含量最高达到405kg/m3，抗污染能力弱。段38-32井、段39-43-2井的泥浆屈服值和静切力高达10Pa以上，不能满足固井要求的性能。由于固井前未能很好地对泥浆进行降黏切和流变性处理，未采用高pH值化解絮凝基有效破坏絮凝物，也未采用抗钙稀释剂有效降低触变性，严重影响了水泥与井壁的胶结；个别井钻进过程中复杂事故频繁，井眼质量难以得到保证，部分井眼(段39-43-2井)局部井径扩大率高达15.61%(如表1所示)，规整性较差，影响顶替效率。此外，受井身结构限制，处理漏涌同层复杂情况会导致泥浆性能恶化，造成完钻与固井施工时泥浆处理困难，影响固井质量。

表1 井径和泥浆性能对固井质量的影响

1.4 压稳困难

泥浆密度普遍在1.25g/cm3以上，导致固井时水化、流动性都较差，入井后会在井壁形成较厚的虚泥饼，二次污染井壁，影响了水泥浆的顶替效率，虽然能压稳地层但是会导致固井二界面质量差[6]。

1.5 地质资料提供不准确

平衡压力固井设计是固井施工设计的一项重要内容，是指在固井注替水泥浆过程中井底的动压力不能超过地层破裂压力，而在候凝过程中的静压力不能低于地层压力。一方面要保证井底压力不大于地层破裂压力，不会造成压漏地层；另一方面要保证水泥浆在静态及失重的情况下，井底压力总是大于地层孔隙压力，保证压稳油气水层。因此提供比较准确的地层压力因数是做好平衡压力固井的前提。由于长期注水开发影响，原始地层压力状况已经被严重破坏，地层压力发生紊乱，在工程设计中提供的地层压力因数是开发初期的数据，不能准确地反映目前实际地层压力，给固井带来巨大的困难。

2 固井技术对策

2.1 提前停注泄压，降低地层压力

在即将开钻的调整井断块，对周围有影响的注水井，提前停注泄压，注水井停注的剩余压力不大于1.5MPa。注水井停注泄压后，井口剩余压力降下来，随之地层压力也降下来，钻开油气水层的泥浆密度也降下来，由被动压稳转为主动压稳(被动压稳是指在不降低地层压力的情况下，单靠提高泥浆密度来压稳高压层；主动压稳是指在不提高泥浆密度的情况下，降低地层压力，从而使泥浆密度对应的压力因数高于地层孔隙压力因数，来压稳地层中的流体，使之不外窜)。一方面可加快钻井速度，减少复杂情况，打出一口优质的井眼，同时有利于保护油气层；另一方面固井施工时，保证水泥浆密度与泥浆密度有一定的密度差值，既可压稳地层中的流体，又可提高顶替效率，对高压层和低压层都可以保证封固质量，同时利于解决二界面的胶结质量，可防止固井过程中井眼环空总动态液柱压力过高，而发生井漏。提前停注泄压，降低地层压力，变被动为主动压稳，为固井创造优良的井下环境，使调整井固井合格率、优质率在复杂区块得到提高[3]。

2.2 调节泥浆性能

固井之前，笔者对泥浆性能进行了调节，主要是通过加入碱液，提高了泥浆的pH值，使井壁的虚泥饼容易被冲蚀，泥饼变薄、致密，达到重新造壁的效果，有利于提高二界面水泥环的胶结质量[4]；其次是加入了稀释剂，使泥浆的流变性好、切力低，提高了顶替效率。表2是段38-32井和段38-30井施工后固井质量对比，其中段38-30井固井质量优质，是该区块有史以来固井质量最好的一口井，而段38-32井未有效调节泥浆性能，其固井质量合格率仅仅为26.07%。因此，固井前有效地调节泥浆性能，对固井质量至关重要。

表2 相邻井调节泥浆性能后固井质量对比

2.3 压稳技术

南部油田主力开发区块已经进入高含水开发阶段，由于地层结构复杂，断块破碎，加之非均质岩性强、断层遮挡和局部注采强度不平衡，原有的地层压力系统大多已遭到破坏。对于多压力体系实施平衡压力固井技术很重要，其关键技术在于“压稳”和“防漏”。这就要求在固井前压稳油气层，施工过程中注替水泥浆压稳油气层和候凝过程压稳。对于漏失井必须先堵漏后固井，有必要时做承压试验，以满足固井施工要求；对于高压层则必须测后效，使上窜速度不大于15m/h。对于高压低渗区块，应根据前面邻井的固井施工经验，参考并确定本井尾浆失重以后的当量泥浆密度，来实现过饱和压稳，根据经验段六拨区块一般是尾浆失重后井底当量密度大于泥浆密度0.1g/cm3。

2.4 隔离液性能

根据井下油气比较活跃的情况，为了稳定油气层，使用加重隔离液。隔离液配方：水+200%重晶石+5%缓凝剂HX-36L+20%冲洗剂OCW-1L+1.5%隔离剂O-SP+0.3%堵漏纤维ALF-1+0.1%消泡剂G603(密度1.90g/cm3)。通过试验验证隔离液性能，首先分别测试了加重隔离液、泥浆、50%加重隔离液+50%泥浆的流动性，试验结果见表3，可以看出三者流体的流动性能相似。再将泥浆、加重隔离液、水泥浆混合，测试其相容性。泥浆∶加重隔离液∶水泥浆(体积比)=1∶1∶1，试验循环温度118℃，试验压力69MPa，稠化时间250min，试验证明该加重隔离液与水泥浆、泥浆具有很好的相容性，三者之间接触均不产生增稠、絮凝现象，这有利于提高顶替效率和改善水泥环胶结质量。

表3 流动性对比试验

注：Nφ600、Nφ300、Nφ200、Nφ100、Nφ6、Nφ3分别为六速旋转黏度计600、300、200、100、6、3r/min对应的读值。

2.5 优选水泥浆体系

针对该区块的固井难点，优选出高密度纤维防漏防窜水泥浆体系。

领浆配方：华银G级+30%油井水泥加重剂HW-1S+8%防窜剂FLOK-2+0.2%堵漏纤维ALF-1+4%降失水剂HX-12L+3%减阻剂FS-13L+1%缓凝剂HX-36L+0.1%消泡剂G603(密度2.10g/cm3)。

尾浆配方：华银G级+5%微硅+9%防窜剂FLOK-2+0.2%堵漏纤维ALF-1+4%降滤失剂HX-12L+5%减阻剂FS-13L+0.5%缓凝剂HX-36L+0.1%消泡剂G603(密度1.92g/cm3)。

表4为水泥浆的综合性能，可以看出该水泥浆体系流动性、降滤失性能良好，而且水泥浆体系稳定，水泥石抗压强度随着时间延长而缓慢增长。从图1、2可以看出，水泥浆的初始稠度低，稠化曲线平稳，而且可以实现直角稠化，有利于现场施工。

表4 水泥浆性能

2.6 其他配套措施

1)根据循环温度，分别在85±5℃范围内进行稠化试验，确保施工安全[6～8]。

2)下套管前，组织人员上井，严格落实固井措施，扶正器的安放、循环洗井、调整泥浆性能，达到固井要求方能固井。

3)施工结束后关闭环空加回压，压力值根据地层承压能力确定，一般为3～5MPa，即至少要补偿环空循环压耗[8]。

图1 领浆稠化曲线

图2 尾浆稠化曲线

3 现场应用

段六拨区块实施10口井(表5)，可以明显看出调整了水泥浆设计和泥浆性能以后，段六拨区块的固井质量都是良好或优质。

以段38-30井为例，分析其固井难点及固井实施情况。段38-30井是一口三开五段制定向井，完钻井深3731m，∅139.7mm生产套管下深3727.702m，最大井斜23.3°，油顶3150m，油底3691m，水泥返深2850m，泥浆体系为硅基防塌泥浆(密度1.45g/cm3)。

表5 段六拨区块实施井统计

注：套管直径均为139.7mm；水泥浆体系为高密度防窜体系；泥浆体系为硅基防塌泥浆。

1)固井难点 ①该井为五段制定向井，套管不易居中，影响顶替效率。②地层压力高，固井期间和水泥候凝期间易发生油气侵，影响水泥胶结质量。③采用硅基防塌泥浆易在井壁形成虚泥饼，影响二界面胶结质量。④井眼不规则，该井平均井径258.1mm，形成“死泥浆”较难替干净。

2)采取的主要措施 ①电测完后，带扶正器原钻具组合进行通井，有效清除井壁上的虚泥饼。②套管到底后，开泵排量由小到大，先用小排量顶通，再用大排量(2.1～2.2m3/min)循环洗井3～4周，有效冲洗井眼，并调整泥浆性能，动切力小于8Pa，pH值在10～11之间，泥浆进出口密度一致。③为了有效清洗井壁，该井采用冲洗型加重隔离液(密度1.90g/cm3)，环空高度1200m，冲洗液占环空高度200m。④采取平衡压力设计原则，缓凝浆返至2750m(附加100m)，速凝浆返至3050m，控制水泥浆稠化时间，保证固井过程中及候凝期间有效压稳。⑤采用防窜性能较好的防窜水泥浆体系，防止水泥浆候凝期间发生油气侵。⑥在3100～3700m，每根套管下入一只弹性双弓扶正器，共计60只。

3)水泥浆体系及配方 ①缓凝浆配方：华银G级+铁矿粉+防窜剂FLOK-2+减阻剂FS-13L+降失水剂HX-12L+缓凝剂HX-36L+消泡剂G603+纤维。水泥浆性能：密度2.1g/cm3，API滤失量30mL，稠化时间256min×100Bc，48h抗压强度28.9MPa。②速凝浆配方：华银G级+微硅+防窜剂FLOK-2+减阻剂FS-13L+降失水剂HX-12L+缓凝剂HX-36L+消泡剂G603+纤维。水泥浆性能：密度1.92g/cm3，API滤失量24mL，稠化时间94min×100Bc，48h抗压强度17.3MPa。

4)固井施工情况 2014年10月26日8:00至27日1:00下套管；1:00～9:00循环泥浆，排量1.8 ～1.9m3/min。9:28～11:00注隔离液30m3(平均密度1.90g/cm3)，排量1.8～1.9m3/min，注冲洗液5m3，排量0.7～0.8m3/min。11:52～12:25注入领浆8m3(平均密度2.0g/cm3)，注尾浆17m3(平均密度1.91g/cm3)，排量0.7～0.8m3/min。12:28～12:56用水泥车压入压塞液2m3，排量0.5～0.7m3/min，用泥浆泵替泥浆38m3，排量1.9～2.1m3/min，用水泥车替清水2.5m3至碰压(压力为15MPa)，排量0.5～0.7m3/min。

5)固井质量 24h后检测声幅，水泥返深2525m，人工井底3714m，全井固井质量优质。

4 结论和认识

1)对钻进过程中发生溢流、井漏等复杂情况的井，首先做好堵漏、地层承压试验，保证井底当量密度对应的压力大于地层孔隙压力，小于地层破裂压力。固井要求最后一趟通井时，油气上窜速度小于15m/h。

2)采用性能良好的加重隔离液取代传统重浆有利于提高顶替效率和改善水泥环胶结质量。

3)对于硅基泥浆体系，优化泥浆性能提高泥浆的pH值，有利于提高固井二界面胶结质量。

4)为防止水泥浆“失重”造成油气水窜，采用平衡压力固井技术，合理的环空液柱结构，实现水泥浆尾浆失重后井底当量密度大于泥浆密度0.1g/cm3以上确保压稳地层。

该文属“中石油渤海钻探重大科技专项”(2016ZD07K-5)基金产出论文。

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[编辑] 帅群

2016-06-25

黄杰(1983-)，男，工程师，长期从事固井技术现场施工设计工作，275906301@qq.com。

TE256.1

A

1673-1409(2017)15-0060-05

[引著格式]黄杰，孙勤亮，林志辉，等.大港油田段六拨区块调整井固井技术研究与应用[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(15):60～64,68.