勝利油田深探井固井技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)策

隋 梅

(中石化勝利石油工程有限公司技術(shù)裝備處，山東東營(yíng) 257001)

?鉆井完井?

勝利油田深探井固井技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)策

隋 梅

(中石化勝利石油工程有限公司技術(shù)裝備處，山東東營(yíng) 257001)

針對(duì)勝利油田深探井固井面臨地層壓力層系多、井壁穩(wěn)定性差、高溫、高壓等復(fù)雜地質(zhì)條件，固井施工工藝復(fù)雜，壓穩(wěn)、防漏難度大，固井工具可靠性差，導(dǎo)致固井質(zhì)量合格率偏低等問(wèn)題，通過(guò)系統(tǒng)分析固井技術(shù)難點(diǎn)及其主要影響因素，研究了配套的深探井固井工藝技術(shù)。針對(duì)深探井高溫、高壓條件下進(jìn)行固井施工時(shí)防竄、防漏等的需要，研制了高溫水泥漿、晶格膨脹水泥漿、低密度高強(qiáng)度水泥漿、防竄抗?jié)B水泥漿等4種水泥漿體系；通過(guò)壓穩(wěn)設(shè)計(jì)分析、鉆井液性能調(diào)整、前置液優(yōu)選、高壓井防竄、固井工具優(yōu)選等，研究了具有針對(duì)性的固井技術(shù)措施。2012年，該深探井固井工藝技術(shù)在勝利油田61口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，結(jié)果表明，固井質(zhì)量得到明顯提高，其中第二界面固井質(zhì)量合格率由之前的40％～50％提高到82％。實(shí)踐證明，綜合配套的深探井固井工藝技術(shù)能夠滿(mǎn)足該油田深探井固井施工需要。

探井 高溫 高壓 固井 水泥漿 勝利油田

經(jīng)過(guò)50余年的勘探開(kāi)發(fā)，勝利油田目前已轉(zhuǎn)入以斷塊油氣藏和巖性油氣藏為主的勘探階段，其主要勘探開(kāi)發(fā)區(qū)域——濟(jì)陽(yáng)坳陷中、淺層的資源探明程度已達(dá)50％以上，屬中、高勘探程度區(qū)，該區(qū)域深層(指3 500 m以深的目標(biāo)層位，包括沙4段和孔店組、中生界、古生界和太古界地層)已成為新增地質(zhì)儲(chǔ)量的重要層段。在勘探過(guò)程中，深探井(指深層油氣探井)固井面臨著地層壓力層系多、井壁穩(wěn)定性差、高溫、高壓等復(fù)雜地質(zhì)條件[1]，固井施工工藝復(fù)雜，壓穩(wěn)、防漏難度大，固井工具可靠性差，導(dǎo)致固井質(zhì)量合格率偏低，特別是固井第二界面合格率僅為40％～50％，嚴(yán)重影響了勘探試油效果和油氣儲(chǔ)量評(píng)價(jià)結(jié)果。為此，筆者深入分析了勝利油田深探井固井技術(shù)難點(diǎn)，提出了技術(shù)對(duì)策，以提高該油田深探井的固井質(zhì)量。

1 深探井固井技術(shù)難點(diǎn)

1.1 地質(zhì)情況復(fù)雜

濟(jì)陽(yáng)坳陷包括東營(yíng)凹陷、沾化凹陷、車(chē)鎮(zhèn)凹陷和惠民凹陷，其中東營(yíng)凹陷、沾化凹陷和車(chē)鎮(zhèn)凹陷的古近系—新近系地層多異常高壓。東營(yíng)凹陷、沾化凹陷地層壓力與埋深的關(guān)系如圖1所示。

圖1 東營(yíng)凹陷和沾化凹陷地層壓力與埋深關(guān)系Fig.1 Diagram of formation pressure vs.burial depth in Dongying Sag and Zhanhua Sag

從圖1可以看出，2 000 m(相當(dāng)于沙3段)以深，隨著埋深增加，地層壓力逐漸偏離靜水壓力，且常壓與超壓并存(以超壓為主)，壓力窗口窄，導(dǎo)致在同一裸眼段存在多套壓力層系，上涌下漏或上漏下涌并漏涌共存，固井工藝和水泥漿體系難以同時(shí)滿(mǎn)足保證固井質(zhì)量的需要，造成高壓油氣上竄和低壓層漏失[2-4]；另外，深井鉆遇的地層層系多而且復(fù)雜，有易水化的泥巖、疏松砂巖、易剝蝕的碳質(zhì)頁(yè)巖及礫石，部分區(qū)塊地層含有高壓鹽水或膏巖、鹽巖等，這都給鉆井、固井施工帶來(lái)較大影響。2012年，勝利油田共鉆深探井61口，鉆井中發(fā)生漏失的井有24口，占39.34％；發(fā)生井涌的有8口，占13.11％；這些復(fù)雜情況的出現(xiàn)給固井質(zhì)量帶來(lái)了嚴(yán)重影響。

1.2 地溫梯度高且變化較大

隨著勘探深度的不斷加大，較高的井底溫度對(duì)固井作業(yè)也會(huì)產(chǎn)生一定影響。根據(jù)703口井1 538個(gè)試油溫度數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)[3]，濟(jì)陽(yáng)坳陷地溫梯度平均為3.55 ℃/100m，總體高于國(guó)內(nèi)大部分盆地的地溫梯度；而且，濟(jì)陽(yáng)坳陷不同地區(qū)、不同井深的地溫梯度變化也較大[5-6]。

地層地溫梯度高對(duì)固井施工帶來(lái)的影響主要表現(xiàn)在2個(gè)方面:1)鉆井液、水泥漿體系穩(wěn)定性變差，水泥將體系不能完全適合高溫和大溫差(上下溫差大于60 ℃)、長(zhǎng)封固段固井；2)對(duì)固井工具、附件的抗高溫性能提出了更高要求。

另外，對(duì)比發(fā)現(xiàn)，深井高溫井段的固井質(zhì)量比中深井段差，特別在井深超過(guò)3 500 m、井底靜止溫度超過(guò)130 ℃后，固井質(zhì)量有明顯變化。例如，SHK1、SFSH4、SXLSH1、SH14、SY23、SB681和SL76等井的井底靜止溫度都超過(guò)130 ℃，固井施工正常，但下部井段固井質(zhì)量卻都較差；特別是SL76井，聲幅曲線(xiàn)顯示下部水泥封固段無(wú)水泥，而該井施工中并未發(fā)生井漏等異常問(wèn)題。

1.3 高壓油氣竄的影響嚴(yán)重

勝利油田深井大多采用長(zhǎng)裸眼井身結(jié)構(gòu)，固井后受高壓油氣竄的影響大;另外,對(duì)探井地層壓力系數(shù)掌握不準(zhǔn)確，部分地區(qū)存在異常壓力，水泥漿候凝期間能否壓穩(wěn)油層也存在不確定性，影響到固井質(zhì)量。2011年施工的28口高溫深井統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果表明，平均井深3 952 m，完鉆鉆井液密度平均為1.76 kg/L，固井二界面合格率僅為28.6％。

1.4 井眼易失穩(wěn)

探井鉆井周期長(zhǎng)，期間需要進(jìn)行取心、中途測(cè)試及其他資料的獲取工作，井壁受到鉆井液浸泡時(shí)間長(zhǎng)，井壁掉塊和坍塌現(xiàn)象嚴(yán)重，在重點(diǎn)封固段易形成“大肚子”井眼和“鋸齒狀”井壁，頂替過(guò)程中該處鉆井液滯留，影響固井質(zhì)量[7]。如2010年，7口深探井的目的層段井徑超標(biāo)，其中目的層段第二界面合格的只有1口，合格率僅為14.29％。另外，探井鉆進(jìn)過(guò)程中的油氣上竄速度一般較高，有時(shí)需要進(jìn)行中途測(cè)試，這都會(huì)使鉆井液中含有油氣，井壁和套管壁上形成油膜，導(dǎo)致水泥石和井壁、套管間的膠結(jié)力降低，造成固井質(zhì)量較差。

1.5 完井工藝復(fù)雜

探井固井時(shí)，較多地采用尾管(回接)、雙級(jí)以及其他復(fù)雜工藝，施工程序復(fù)雜，影響因素多，容易給固井帶來(lái)一定影響。例如尾管固井，尾管坐掛后喇叭口處過(guò)流面積減小，導(dǎo)致注替壓力高，施工中容易造成漏失，固井質(zhì)量難以保證[8]。據(jù)統(tǒng)計(jì)，在探井固井施工中，尾管固井約占總固井?dāng)?shù)的32％，分級(jí)固井或篩管頂部注水泥工藝約占9％。另外，深探井固井施工前，井下情況一般較為復(fù)雜，有時(shí)不具備施工條件，但由于沒(méi)有更好的補(bǔ)救方法，只能進(jìn)行強(qiáng)行固井作業(yè)。如ST769井、ST181井下完套管后發(fā)生井漏，無(wú)法建立循環(huán)(井口只進(jìn)不出)，由于套管發(fā)生壓差卡鉆，難以實(shí)施起套管和堵漏措施，只能強(qiáng)行固井，因頂替效率差、固井混漿竄槽，造成固井質(zhì)量差。

1.6 特殊工具失效時(shí)有發(fā)生

現(xiàn)場(chǎng)對(duì)懸掛器、分級(jí)箍等特殊工具附件缺乏必要的檢測(cè)手段，工具可靠性難以保證，直接影響到固井施工和質(zhì)量。例如懸掛器掛不住、膠塞復(fù)合不好導(dǎo)致不碰壓和替空、阻流環(huán)失靈無(wú)法憋壓候凝等，既影響施工安全又影響固井質(zhì)量。2011—2012年，勝利油田采用分級(jí)固井或篩管頂部注水泥工藝固井的探井有15口，其中分級(jí)箍提前打開(kāi)2口，未打開(kāi)1口；尾管固井31口，懸掛器掛不住2口，浮箍失靈倒返1口，不碰壓2口。例如SY941井尾管固井時(shí)懸掛器失效、碰壓后浮箍失靈；SG946井套管完井膠塞問(wèn)題不碰壓，下部替空；SF170井分級(jí)固井，在一級(jí)固井施工過(guò)程中分級(jí)箍提前打開(kāi)，目的層漏封，造成重大質(zhì)量事故。

2 深探井固井技術(shù)對(duì)策

針對(duì)上述深探井固井技術(shù)難點(diǎn)，研發(fā)了不同類(lèi)型的水泥漿體系，調(diào)整了工藝技術(shù)方案及技術(shù)措施。

2.1 水泥漿體系研究與開(kāi)發(fā)

為滿(mǎn)足深探井高溫、高壓、防竄、防漏等固井施工的需要，重點(diǎn)研究了高溫水泥漿、晶格膨脹水泥漿、低密度高強(qiáng)度水泥漿、防竄抗?jié)B水泥漿等4種水泥漿體系。

2.1.1 高溫水泥漿體系

以微硅粉、石英砂、鐵礦粉、分散劑、降失水劑、緩凝劑和抑泡劑等為主要成分，研制了高溫水泥漿體系。水泥漿配制試驗(yàn)中，密度、抗壓強(qiáng)度、稠化時(shí)間、流變性能、靜失水量、自由水等參數(shù)的測(cè)定均按照API RP 10B中的規(guī)定程序進(jìn)行。開(kāi)發(fā)的高溫緩凝劑引入了磺酸基料，使該緩凝劑具有較好的耐高溫、抗鹽性能。緩凝劑抗高溫試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1，抗鹽性能見(jiàn)表2。

表1 緩凝劑抗高溫性能試驗(yàn)結(jié)果

表2 緩凝劑抗鹽性能試驗(yàn)結(jié)果

為合成耐高溫、耐鹽的優(yōu)良降失水劑，采用在基料AM這一聚合體系中引入第3種單體共聚合成高溫降失水劑，選用 3-烯丙基氧基-2-羥基丙磺酸鈉(AHPS)、2丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)等進(jìn)行聚合，進(jìn)行了水泥漿試驗(yàn)。加量分別為2％，3％，4％和5％時(shí)，水泥漿30 min的失水量分別為60，42，28和22 mL，而其在鹽水環(huán)境中的失水量見(jiàn)表3。

表3 鹽水環(huán)境中水泥漿的失水量

又在不同的溫度范圍內(nèi)進(jìn)行了高溫高壓試驗(yàn)。在熱穩(wěn)定性、流變性能等滿(mǎn)足要求的基礎(chǔ)上，通過(guò)添加不同量的緩凝劑、分散劑、降失水劑進(jìn)行稠化時(shí)間、失水、游離水、抗壓強(qiáng)度試驗(yàn)，滿(mǎn)足不同溫度井段的設(shè)計(jì)要求，則水泥漿體系的綜合性能[9-10]見(jiàn)表4。

表4 高溫水泥漿體系綜合性能

通過(guò)表4可以看出，該高溫水泥漿體系不僅具有抗高溫(井底靜止溫度90～220 ℃)、抗鹽、適應(yīng)溫差大、體系穩(wěn)定性強(qiáng)、降失水效果好、防氣竄性能強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)，而且水泥漿凝固后能形成致密的水泥環(huán)，滿(mǎn)足高溫條件下的抗壓強(qiáng)度，能夠滿(mǎn)足深井超深井的固井需要。

2.1.2 晶格膨脹水泥漿體系

水泥漿易收縮產(chǎn)生微間隙，從而導(dǎo)致二界面膠結(jié)不好，或者形成油氣竄流通道。晶格膨脹水泥漿體系在水泥漿凝固時(shí)產(chǎn)生輕度體積膨脹，可以封閉環(huán)空微隙，改善水泥環(huán)與套管、地層的界面膠結(jié)狀況，特別是能提高第二界面的固井質(zhì)量[11]。

2.1.3 低密度高強(qiáng)度水泥漿體系

根據(jù)緊密堆積理論，采用“水泥+中空玻璃微球珠(漂珠)+微硅”不同粒度的顆粒級(jí)配，并配合增強(qiáng)劑、降失水劑、分散劑、懸浮劑和緩凝劑，研究了密度為0.90～1.00 kg/L的低密度水泥漿體系。通過(guò)試驗(yàn)得出不同密度下與混料的最佳比例，從而達(dá)到了水泥石低密度高強(qiáng)度的目的。表5—7是以國(guó)產(chǎn)漂珠為減輕材料的低密度水泥配方及強(qiáng)度、性能指標(biāo)[12]。

表5 不同密度的低密度水泥漿體系配方

表6 不同密度的漂珠水泥石強(qiáng)度

表7 50 ℃/0.1 MPa/30 h 條件下的水泥漿體系性能指標(biāo)

從表5可以看出，通過(guò)調(diào)節(jié)水泥、漂珠、增強(qiáng)劑之間的配比，可以配制出不同密度的低密度水泥漿體系。從表6—7可以看出，低密度高強(qiáng)度水泥漿具有穩(wěn)定性好、早期強(qiáng)度高、候凝時(shí)間短等特點(diǎn)，能夠防止固井施工過(guò)程中井漏的發(fā)生。

2.1.4 防竄抗?jié)B水泥漿體系

防竄抗?jié)B水泥漿是基于緊密堆積原理開(kāi)發(fā)的。該體系在保證良好的水泥漿流變性能的條件下，提高單位體積水泥漿中的固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)，應(yīng)用與水泥漿密度無(wú)關(guān)的較高的堆積體積分?jǐn)?shù)(PVF)，增加給定密度水泥石的抗壓強(qiáng)度和降低水泥石的孔隙度和滲透率。添加微硅、晶格膨脹劑和增強(qiáng)劑等外加劑，使形成的水泥石滲透率降低，以獲得更好的抗?jié)B能力。配制的防滲透水泥漿密度達(dá)到2.0 kg/L，依然可以保持很好的流變性。該體系與晶格膨脹劑相配合，可顯著提高水泥漿體系的防竄性能。

2.2 固井技術(shù)措施

2.2.1 壓穩(wěn)設(shè)計(jì)與施工

根據(jù)地層壓力、鉆井中的油氣后效顯示、中途測(cè)試情況及油氣上竄速度等數(shù)據(jù)資料，充分考慮水泥漿失重影響，進(jìn)行固井壓穩(wěn)設(shè)計(jì)與施工。一般應(yīng)設(shè)計(jì)為雙凝或多凝水泥漿體系，分析各段水泥漿在膠凝期間的靜液柱壓力損失，計(jì)算環(huán)空液柱壓力對(duì)油氣層的壓穩(wěn)系數(shù)，確保水泥漿候凝期間能始終壓穩(wěn)油氣層，保證固井質(zhì)量。

2.2.2 鉆井液性能調(diào)整

固井前對(duì)鉆井液性能進(jìn)行調(diào)整，降低鉆井液的切力、塑性黏度，降低流動(dòng)摩阻，既有利于鉆井液的凈化，改善泥餅質(zhì)量，提高第二界面膠結(jié)質(zhì)量；也有利于在固井中提高頂替效率，防止頂替過(guò)程中泵壓過(guò)高而壓漏薄弱地層。

2.2.3 前置液優(yōu)選

開(kāi)發(fā)了黏性有效層流高抗污染前置隔離液，以防止鉆井液對(duì)水泥漿的污染。在高溫高壓條件下，該隔離液具有良好的高溫穩(wěn)定性、流變性和高密度的沉降穩(wěn)定性，并具備抗鹽水污染的能力[13]，為高溫固井作業(yè)中有效頂替鉆井液提供了充分的技術(shù)保障。另外，在高壓井中采用加重沖洗液和隔離液，利用頂替液的密度差、動(dòng)塑比差來(lái)提高頂替效率，取得了良好效果。

2.2.4 高壓井防竄

1)管外封隔器與防竄抗?jié)B水泥漿配合使用。在高壓井中高壓油氣層上部20～30 m加裝管外封隔器，對(duì)于控制油氣上竄具有明顯效果。在高壓油氣井中，選擇使用了封隔式尾管懸掛器，不僅可以避免高壓油氣竄通問(wèn)題，而且可以解決水泥漿返高不夠或重疊段水泥膠結(jié)質(zhì)量差而帶來(lái)的密封失效問(wèn)題[14]。

2)采用雙管外封隔器隔離雙油層。在鉆進(jìn)過(guò)程中遇到高壓油層與高壓水層，或者兩種不同壓力系統(tǒng)的層位，常規(guī)固井無(wú)法將其隔開(kāi)，采用雙封隔器圈閉技術(shù)防止兩層互相干擾，保證固井質(zhì)量。

3)環(huán)空憋壓候凝。通過(guò)從環(huán)空憋壓補(bǔ)償由于水泥失重造成的液柱壓降，從而防止水泥漿候凝過(guò)程中的油氣竄。

2.2.5 固井工具優(yōu)選

加強(qiáng)工具制造過(guò)程中的質(zhì)量控制和進(jìn)貨檢驗(yàn)，建立質(zhì)量跟蹤與反饋機(jī)制，確保特殊工具附件的可靠性。對(duì)于高溫井，根據(jù)測(cè)井、測(cè)試給出的井底溫度數(shù)據(jù)，優(yōu)選抗高溫工具，滿(mǎn)足高溫固井的需要。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

3.1 典型井例

SY185井為勝利油田一口深深井。該井一開(kāi)，φ339.7 mm表層套管下深353 m；二開(kāi)，φ244.5 mm技術(shù)套管下深3 609 m;三開(kāi)，φ215.9 mm鉆頭鉆至井深4 700 m，φ139.7 mm套管下深4 699.5 m，完鉆鉆井液密度1.80 kg/L，油氣上竄速度為28.4 m/h，井底靜止溫度170 ℃，循環(huán)鉆井液出口溫度74 ℃。

3.1.1 固井施工難點(diǎn)

SY185井屬于高溫、高壓井，鉆井液密度高；在3 856 m以深鉆遇高壓油氣層，在注水泥過(guò)程中和候凝期間，高壓地層流體(氣)易竄出，影響固井質(zhì)量；水泥封固段長(zhǎng)，水泥漿失重效應(yīng)加劇，易引發(fā)高壓地層流體外竄，影響水泥石膠結(jié)質(zhì)量；井底靜止溫度為170 ℃，高溫影響水泥漿的穩(wěn)定性。

3.1.2 主要施工方案與技術(shù)措施

1)套管柱設(shè)計(jì)。套管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)為：浮鞋+套管(1根)+浮箍+套管(1根)+浮箍+短套管(1根)+球座+套管串+懸掛器(懸掛井深3 400 m)+送井鉆具。

2)前置液設(shè)計(jì)。使用加重前置液，提高前置液對(duì)鉆井液的清洗和隔離能力[15]，加重前置液設(shè)計(jì)密度1.85 kg/L，環(huán)空高度300 m，用量10 m3。

3)水泥漿體系設(shè)計(jì)。根據(jù)地層壓力及油氣顯示情況進(jìn)行油氣層壓穩(wěn)設(shè)計(jì)(設(shè)計(jì)結(jié)果見(jiàn)表8)，設(shè)計(jì)采用雙凝水泥漿體系。上部使用高流變性長(zhǎng)稠化時(shí)間緩凝水泥漿，以減小流動(dòng)阻力，提高頂替效率；油層段采用高密度塑性微膨防竄水泥漿體系，確保4 100 m以深井段水泥漿初凝情況下的環(huán)空液柱壓力仍大于地層孔隙壓力，從而壓穩(wěn)高壓油氣層。

表8 水泥漿柱體系設(shè)計(jì)

4)套管扶正器設(shè)計(jì)。 為確保套管居中，提高水泥漿頂替效率，套管扶正器安裝數(shù)量及方式見(jiàn)表9。

表9 套管扶正器數(shù)量及安裝方式

注：技術(shù)套管鞋、管外封隔器、尾管懸掛器處各安裝剛性套管扶正器2只。

5)其他措施。高壓油氣層上部安裝2只管外封隔器，壓穩(wěn)油氣層，提高水泥膠結(jié)質(zhì)量。

3.1.3 施工結(jié)果

嚴(yán)格按照設(shè)計(jì)進(jìn)行施工，固井施工正常，循環(huán)出多余水泥漿后，環(huán)空憋壓(3 MPa)至下部水泥漿初凝。候凝時(shí)間48 h，電測(cè)固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)。

3.2 總體應(yīng)用效果

應(yīng)用高溫抗鹽水泥漿體系、晶格膨脹水泥漿體系、低密度高強(qiáng)水泥漿體系和防竄抗?jié)B水泥漿體系及防漏、防竄固井技術(shù)措施后，勝利油田深探井固井質(zhì)量提高明顯。2012年該油田實(shí)施深探井固井61口，其中應(yīng)用低密度高強(qiáng)度水泥漿體系固井16口、防竄水泥漿體系固井21口、晶格膨脹水泥漿體系固井10口，固井質(zhì)量均有大幅度提高，其中第二界面固井質(zhì)量合格率由之前的40％～50％提高到了82％。

4 結(jié)論與建議

1)深探井面臨高溫高壓、地質(zhì)及井下環(huán)境復(fù)雜、工具可靠性差等一系列固井技術(shù)難點(diǎn)，需要開(kāi)發(fā)合適的水泥漿體系和相配套的固井技術(shù)措施，才能滿(mǎn)足固井施工的需要。

2)開(kāi)發(fā)的高溫抗鹽水泥漿體系、晶格膨脹水泥漿體系、低密度高強(qiáng)水泥漿體系和防竄抗?jié)B水泥漿體系，結(jié)合綜合壓穩(wěn)防竄、防漏固井技術(shù)方案及措施，使深探井固井質(zhì)量得到明顯提高。

3)應(yīng)進(jìn)一步開(kāi)展固井水泥漿體系研究，以提高其對(duì)深層固井的適應(yīng)性。重點(diǎn)是高溫高壓防竄水泥體系研究、高溫抗鹽水泥漿體系優(yōu)選與性能評(píng)價(jià)研究，水泥漿體系與地層巖性適應(yīng)性研究，以適應(yīng)勝利油田繼續(xù)向深層勘探的要求。

4)應(yīng)加強(qiáng)固井工具與套管附件等的研究攻關(guān)，重點(diǎn)是提高非金屬材料的耐高溫性能，研究高溫條件下不同熱膨脹性能材料的熱應(yīng)變效果，提高完井固井的可靠性。

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TechnicalDifficultiesandCountermeasuresinCementingofDeepExplorationWellsinShengliOilfield

SuiMei

(TechnicalEquipmentDepartment，SinopecShengliOilfieldServiceCorporation,Dongying,Shandong,257001,China)

Cementing technologies for deep exploration wells have been researched and developed by means of system analysis on the technical difficulties and major influencing factors of deep exploration wells in Shengli Oilfield,to deal with the complicated geological conditions like multiple strata pressure systems,poor borehole stability,high temperature and high pressure,and complex cementing process,as well as high difficulty in stable killing and leakage-proof and low cementing conformity rate caused by poor reliability of cementing tools.Furthermore,R&D of four types of cement slurry systems,including high temperature cement slurry,lattice dilatation cement slurry,low density high strength cement slurry and anti-channeling/anti-leaking cement slurry,have also been presented in this article to deal with the channeling/leaking problems during cementing of HTHP deep exploration wells.On the basis of in-depth study on stable killing design,drilling fluid properties adjustment,pre-flush optimization,anti-channeling for high pressure wells and cementing tool optimization,etc.,the specific cementing technical measures targeted to those problems noted above have been worked out,and widely applied in Shengli Oilfield and improved deep exploration well cementing quality significantly.The cementing conformity rate of the second interface has increased from 40％-50％ to 82％.The practice suggests that the cementing technologies for deep exploration wells can meet requirements of deep exploration well cementing in Shengli Oilfield.

exploratory well；high temperature；high pressure；cementing；cement slurry；Shengli Oilfield

2012-10-31；改回日期2013-04-24。

隋梅(1970—)，女，山東東營(yíng)人，1991年畢業(yè)于勝利石油學(xué)校鉆井專(zhuān)業(yè)，2008年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油工程專(zhuān)業(yè)，工程師，主要從事鉆井工程技術(shù)管理工作。

聯(lián)系方式：(0546)8713230，suimei.slyt@sinopec.com。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.03.014

TE256+.3

A

1001-0890(2013)03-0073-07

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