海拉尔探区影响固井质量的因素分析

万 征

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

1 海拉尔盆地基本特征

1.1 地质因素

对海拉尔盆地的地质构造压力系统、地层流体分布状况认识还不够全面，该地区属于拉张型裂陷盆地，凹陷多以箕式断陷为主，具体可划分为三坳两隆五个一级构造单元，进一步分为16个凹陷，四个凸起共20个二级构造单元。地层分布自下而上依次为基底，上侏罗统兴安岭群，下白垩统铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组，上白垩统青元岗组，第三系和第四系。

1.2 储集层岩性特征

（1）海拉尔盆地发育多种类型储集层，包括砂岩、砂砾岩、泥岩裂缝、火山岩裂缝及变质裂缝洞五种类型。

（2）岩屑组分中岩屑含量很高，平均含量大于50%，岩石类型为长石质岩屑砂岩或长石砂岩。只有乌尔逊凹陷南上段砂岩岩屑含量较低，小于25%，为混合砂岩或长石砂岩。

（3）砂岩胶结物种类多，含量高，胶结类型以孔隙式为主，胶结物有泥质、方解石、硅质等，总量大于20%。

（4）砂岩中的粘土矿物主要有蒙皂石、高岭石、伊利石、混合层及少量绿泥石。海拉尔盆地砂岩中粘土矿物绝对含量比松辽盆地要高得多。

2 储层及底层分析

2.1 储层的孔隙结构特征

海拉尔盆地砂岩储集层有四种基本孔隙类型，它们是原生粒间孔隙、溶蚀孔隙、微孔隙和裂缝孔隙。其中，粒间孔隙和微孔隙分布最广。

2.2 储层的物性特征

总的来说海拉尔盆地砂岩储层物性具有“中孔低渗”的特点，部分地区和层段也有高渗透砂岩分布。

（1）砂岩孔隙度随深度增加而减少。在1200m深度以内孔隙度大于20%，1200～2000m深度内，孔隙度为30%～20%，2000m以下，孔隙度小于10%。和松辽盆地相比，海拉尔盆地砂岩所经受的压实作用要强得多。这是因为该区砂岩多属岩屑砂岩，刚性组分少，不稳定组分岩屑含量高，骨架颗粒抗压能力差。另一方面砂岩中泥质多，也易被压实。

（2）大多数井段砂岩平均渗透率低，一般小于1×10-3μm2或只有几个1×10-3μm2，仅有少部分井段高。

（3）孔隙度和渗透率之间的相关关系不像松辽盆地那样明显。孔隙度大，渗透率不一定高。主要原因是微孔隙所占体积太大。

2.3 地质情况复杂

海拉尔盆地内存有断层，凹陷、裂缝比较发育，并且地下水层的连通状况不一，造成地下压力系统比较紊乱，相邻两井无参考性和可比性。如：伦2井，双级固井，在二级替浆时，排量是2.6m3，替至8m3，泵压由2MPa升至6MPa，井口排量减小，替至12m3时泵压仍为6MPa，井口不返，后改单泵排量1.5m3，替压由3MPa升至8MPa结束，井口始终不返。而相邻的德3井一次性封固1000m以上，并没有发生井漏。

海拉尔探区地质构造的复杂性对固井设计、施工及固井质量等方面有一定的影响。

长封固井（1000m以上）对固井质量的影响：由于海拉尔地区地质分层多，无法割舍，故多为浅井长封井，在较低井温条件下，井底与水泥面的温差较大，且使用适合深井的G级油井水泥固井，加之固井用水的水质影响，使得水泥浆凝结时间长、稠化时间长带来了一系列不良影响。

水泥浆水泥面和井底的凝结时间对比见表1。

表1 水泥浆水泥面和井底的过渡时间对比

从表1可以看出，水泥浆水泥面和井底的过渡时间差别较大，使用原浆固井不可避免地造成温度低处过渡时间过长，增大了水气窜的可能性。

不同温度对水泥石抗压强度的影响见表2。

表2 不同温度对水泥石抗压强度的影响

据有关研究表明，水泥石抗压强度大于18MPa就能得到一个稳定的声变结果，但从表中看出，35℃时抗压强度小于18MPa，对声变产生一定影响。

2.4 地层压力的影响

为了掌握地层压力对固井质量的影响，统计了近几年试油结果得出的油气层地层压力数据，具体情况见表3。

从表3可以看出，海拉尔地区探井的油气层压力属于正常压力系统，一般压力系数在0.92～1.08之间，而水层的地层压力数据欠缺，但从实钻情况[霍1井固井后，环空出水，当时钻井液密度1.15g/cm3，巴4井钻井过程中，钻井液密度1.10g/cm3，多次出现低粘、低密度井段，并且在1300～1350m井段，完井电测多次遇阻，通井下套管也在此井段遇阻，钻井液密度1.19g/cm3循环钻井液发现水侵。贝3-1井钻遇水层14层（1314～1315m取芯证实）,贝9井钻进过程中发生水浸，导致井塌],说明海拉尔探区部分井地下水层压力存在异常。而该区地下水层压力系数比较可疑，从钻井过程中出现的水侵推断，水层压力系数在1.20左右。

由于钻井液密度是依据油层的压力设计的，而没有考虑水层压力情况，又由于水泥浆胶凝失重，导致水层压不稳，发生水窜。

2.5 地层水极其发育并含有溶解CO2气

通过对海拉尔固井质量的分析，发现大多数井中浅层段的水层对固井质量影响很大，以霍1井、贝301井为例来说明地下水层的发育情况及对应的声变结果。具体情况见图1、图2。

表3 海拉尔盆地部分井地层压力系数统计表

海拉尔地区水层发育，有的水层长达100m，由于地层水极其发育并含有溶解CO2气，水气窜的控制显得极为重要。

图1 霍1井测井综合解释图

图2 贝301井测井综合解释图

3 水质因素对固井质量的影响

3.1 水质化验基本情况

取海拉尔探区固井用水（河水、井水）、地下水（红3井、铜4井）进行了水质化验分析，具体情况见表4。

从以上可以看出，海拉尔地表水和地层水矿化度较高，尤其是Cl-、SO42-、Mg2+浓度高。特别是从铜字号井地下水看含有大量的HCO3-离子。室内试验表明，用这种矿化度的水配制的水泥浆其稠化时间延长、流变性变差并伴有发泡和水泥石体积收缩等现象，这无不对水泥封固质量造成负面影响。另外，用地下水养护的水泥石体积严重收缩。

3.2 胶凝强度实验

取现场水和自来水进行胶凝强度对比实验，实验结果见图3、图4。

经研究表明，水泥经过胶凝过渡期（即静胶凝强度从100lb/100ft2发展到500lb/100ft2的时期）越快，就越适合于防止水气窜。

从图3的胶凝强度发展曲线1可以看出，现场水配浆胶凝强度从100lb/100ft2到500lb/100ft2的过渡期为35min左右，而从图4胶凝强度发展曲线2中得知，自来水配浆胶凝强度100lb/100ft2到500/lb/100ft2的过渡期为15min左右，显然看出用现场水配浆胶凝过渡期长，对防止水气窜不利。

表4 水质化验分析情况

图3 现场水胶凝强度发展曲线

图4 自来水胶凝强度发展曲线

3.3 有害离子对固井质量影响分析

Mg2+与硅酸盐水泥水化物Ca(OH)2反应生成水镁石，这是一多孔结构，这种结构促进Mg2+更进一步浸入腐蚀水泥体。具体反应如下：

从掺入MgCl2混浆及在恒定温度不同浓度的MgCl2溶液中养护28d龄期后的水泥试件材料看出：Mg2+对水泥石的腐蚀是严重的，此外Mg2+对水泥的流变性及稠化、强度等性能影响较大，其结果见表5。

CO32-也同样破坏水泥石结构，使渗透率和孔隙度上升。

表5 Mg2+盐对抗压强度的影响

3.4 海拉尔地区循环温度对固井质量的影响

按常规计算循环温度的公式如下：

计算与实际循环温度下水泥浆的稠化时间如下：

（1）水泥浆：稠化时间52℃×26.9MPa·min，稠化时间63℃×35.9MPa·min；

（2）现场水原浆：稠化时间130min/70Bc142min/100Bc，100min/70Bc119min/100Bc。

可看出2300m左右的井底静止温度为83℃，循环温度为47℃，比计算的循环温度63℃低15℃，稠化时间长了22min，说明海拉尔探区固井循环温度低于大庆长垣同井深的固井循环温度，如果还用计算循环温度进行固井设计，将严重影响水泥浆的性能和固井质量。

3.5 完井时间长对固井质量的影响

海拉尔探井完井时间较长。海拉尔探区距大庆较远，完钻到固井等待时间长，这样致使裸眼浸泡时间长，井眼条件变差，泥浆性能受到影响，死泥浆多，顶替效率差，从而影响固井质量。静态泥饼的形成，随时间的增加，泥饼厚度显著增加，泥饼过厚，泥饼的质量就不能得到保证，在一定程度上影响二界面的胶结质量。

3.6 双级注固井的影响

由于地层破裂压力较低(如：巴1井2030m处为32.3MPa，1899m处为34.4MPa，1798m处为27.4MPa)，且封固段长，使用低密度水泥浆受到条件限制，因此部分井采用双级注水泥工艺，海拉尔探区自1998年以来不合格井中贝6、贝8、贝17、巴2、巴3皆为双级注固井，分析双级注对固井质量的影响主要以下三个方面：①水泥浆没过双级箍，造成泥浆钙化，形成“豆腐渣”影响顶替效率。②钻双级箍时碰撞套管，在一界面形成微间隙。③由于缩短施工时间使用承托式双级箍，一级压不稳。

3.7 地理条件的影响

海拉尔地处外围探区组织施工难度大，施工受自然环境及水泥存放等条件的限制。从海拉尔至井场最近的距离也得250km以上，且路面状况不好，车况保障难度较大。海拉尔用水泥经过长途运输，存放时间较长，易结块，装灰时水泥脏，有碎纸片塑料片。易造成前期注灰速率高，后期注灰速率低，前期水泥浆密度高，后期水泥浆密度低，易形成“盖帽”。海拉尔盆地地处高寒地区，冬季长，施工组织难度大，如苏17井，固井时地面温度达-40℃，稍有停顿管线就有被冻的可能性。

4 结论

贝尔凹陷和乌尔逊凹陷的主要区别如下：两区块泥岩矿物含量明显不同，大一段贝尔凹陷蒙脱石远远高于乌尔逊北部，而伊敏组蒙脱石含量乌尔逊北部高于贝尔凹陷，由于蒙脱石水敏性强，易吸水膨胀，造成贝尔凹陷大一段易塌，乌尔逊凹陷北部伊敏组易剥落。统计各区块井径扩大率情况，贝尔凹陷井径扩大率较大。贝尔凹陷的裂缝发育程度远远高于乌尔逊凹陷北部，且裂缝极其发育，由于裂缝发育使得贝尔凹陷易塌，而乌尔逊凹陷苏仁诺尔构造严重时只是剥落，没有大块坍塌。乌尔逊凹陷南二段油层平均有效孔隙度18.1%，属中孔中渗储层，压力系数0.97，地层水平均总矿化度5339.7mg/L，属NaHCO3水型。贝尔凹陷储层平均有效孔隙度20.8%，属中等孔渗储层，地层水平均总矿化度3556.17mg/L，属NaHCO3水型。储层原油性质具低密度、低粘度和低凝固点特点。相对比较而言，贝尔凹陷地层有效孔隙度大，含水饱和度高，孔渗条件好，地层压力高。