大港油田段六撥區(qū)塊調整井固井技術研究與應用

黃杰，孫勤亮，林志輝，王貴富付家文，劉文明，齊奔

(中石油渤海鉆探第二固井公司,天津 300280)

大港油田段六撥區(qū)塊調整井固井技術研究與應用

黃杰，孫勤亮，林志輝，王貴富付家文，劉文明，齊奔

(中石油渤海鉆探第二固井公司,天津 300280)

大港南部油區(qū)段六撥區(qū)塊地質構造復雜，屬于典型的高壓低滲區(qū)塊，其完鉆斜深在3500～4200m之間，含油層位為沙三段，孔一段的棗0、棗Ⅱ、棗Ⅲ油組，油藏埋深2880～4100m，地質儲量1038.51×104t，含油面積6.5km2。另外段六撥區(qū)塊鉆至孔一段時容易發(fā)生氣侵、溢流、井涌并伴隨井漏卡鉆發(fā)生，泥漿安全密度窗口窄，因此固井施工風險大，質量難以保證。為實現(xiàn)勘探開發(fā)和地層評價的目的，針對以上難點開展了技術攻關，提出了采用高pH值泥漿裹砂，加重隔離沖洗液工藝。用纖維防竄高密度水泥漿體系，通過平衡壓力固井技術和工藝措施，使得該區(qū)塊固井質量明顯提高，為今后該區(qū)塊的固井積累了有益的經(jīng)驗。

固井技術；pH值；隔離液；高密度水泥漿；固井質量；大港油田

段六撥區(qū)塊是大港油田采油三廠的一級風險區(qū)域，共有采油井92口(開井75口)，注水井66口(開井33口)，日產油235.7t，平均含水率79.45%，采油速度0.51%，核實采出程度16.92%，采出程度較低。其中沙三段棗0油組采出程度17.07%，棗Ⅱ、棗Ⅲ油組采出程度16.76%，該區(qū)域油氣產量高，具有較大潛力，由于該區(qū)塊構造壓力高，油氣活躍，氣侵嚴重，而且井下垮塌嚴重，地層容易漏失，加之封固段長，給固井施工帶來很大困難和風險[1～5]。

1 主要固井技術難點

1.1 地質條件復雜

該區(qū)塊主要目的層位于沙三段及孔一段棗0、棗Ⅱ、棗Ⅲ油組。油層套管通常采用?139.7mm套管下深在3500～4200m之間，固井油層封固段在1000m左右，地層縱向壓力梯度變化大，水泥面上、下溫差大，油氣水層較多。鉆遇高壓層的同時存在低壓易漏層，屬于高壓、低滲區(qū)塊，泥漿安全密度窗口窄，易出現(xiàn)上漏下涌、下漏上涌等現(xiàn)象，壓穩(wěn)和防漏矛盾十分突出。

1.2 鉆進過程中容易發(fā)生溢流、井漏

由于該區(qū)塊原始地層壓力以及孔隙度、滲透率都較低，開發(fā)前期泥漿密度未高過1.30g/cm3，長期的注水作業(yè)，造成地層的局部高壓，但是地層巖石的裂縫性小，滲透率低，注入的壓力釋放緩慢，在打鉆過程中釋放的壓力在泥漿中也許得不到顯現(xiàn)，但是在水泥候凝過程中釋放的壓力卻能夠大幅度地影響固井質量。以段38-34井為例，鉆進至井深3622m時溢流，測后效油氣上竄速度378m/h，全烴100%，進口密度1.45g/cm3，出口密度1.32g/cm3。在后續(xù)的打鉆過程中出現(xiàn)多次溢流、井漏，點火火苗最高達到6m，井下條件十分復雜，固井前泥漿密度1.53g/cm3，測后效還是油氣上竄速度36m/h。電測無法進行，需強行固井。

1.3 泥漿性能差，影響固井質量

段六撥區(qū)塊從開鉆到完鉆普遍使用由聚合物泥漿體系轉化成的硅基泥漿體系，防塌和造壁性能強，但是膨潤土含量最高達到405kg/m3，抗污染能力弱。段38-32井、段39-43-2井的泥漿屈服值和靜切力高達10Pa以上，不能滿足固井要求的性能。由于固井前未能很好地對泥漿進行降黏切和流變性處理，未采用高pH值化解絮凝基有效破壞絮凝物，也未采用抗鈣稀釋劑有效降低觸變性，嚴重影響了水泥與井壁的膠結；個別井鉆進過程中復雜事故頻繁，井眼質量難以得到保證，部分井眼(段39-43-2井)局部井徑擴大率高達15.61%(如表1所示)，規(guī)整性較差，影響頂替效率。此外，受井身結構限制，處理漏涌同層復雜情況會導致泥漿性能惡化，造成完鉆與固井施工時泥漿處理困難，影響固井質量。

表1 井徑和泥漿性能對固井質量的影響

1.4 壓穩(wěn)困難

泥漿密度普遍在1.25g/cm3以上，導致固井時水化、流動性都較差，入井后會在井壁形成較厚的虛泥餅，二次污染井壁，影響了水泥漿的頂替效率，雖然能壓穩(wěn)地層但是會導致固井二界面質量差[6]。

1.5 地質資料提供不準確

平衡壓力固井設計是固井施工設計的一項重要內容，是指在固井注替水泥漿過程中井底的動壓力不能超過地層破裂壓力，而在候凝過程中的靜壓力不能低于地層壓力。一方面要保證井底壓力不大于地層破裂壓力，不會造成壓漏地層；另一方面要保證水泥漿在靜態(tài)及失重的情況下，井底壓力總是大于地層孔隙壓力，保證壓穩(wěn)油氣水層。因此提供比較準確的地層壓力因數(shù)是做好平衡壓力固井的前提。由于長期注水開發(fā)影響，原始地層壓力狀況已經(jīng)被嚴重破壞，地層壓力發(fā)生紊亂，在工程設計中提供的地層壓力因數(shù)是開發(fā)初期的數(shù)據(jù)，不能準確地反映目前實際地層壓力，給固井帶來巨大的困難。

2 固井技術對策

2.1 提前停注泄壓，降低地層壓力

在即將開鉆的調整井斷塊，對周圍有影響的注水井，提前停注泄壓，注水井停注的剩余壓力不大于1.5MPa。注水井停注泄壓后，井口剩余壓力降下來，隨之地層壓力也降下來，鉆開油氣水層的泥漿密度也降下來，由被動壓穩(wěn)轉為主動壓穩(wěn)(被動壓穩(wěn)是指在不降低地層壓力的情況下，單靠提高泥漿密度來壓穩(wěn)高壓層；主動壓穩(wěn)是指在不提高泥漿密度的情況下，降低地層壓力，從而使泥漿密度對應的壓力因數(shù)高于地層孔隙壓力因數(shù)，來壓穩(wěn)地層中的流體，使之不外竄)。一方面可加快鉆井速度，減少復雜情況，打出一口優(yōu)質的井眼，同時有利于保護油氣層；另一方面固井施工時，保證水泥漿密度與泥漿密度有一定的密度差值，既可壓穩(wěn)地層中的流體，又可提高頂替效率，對高壓層和低壓層都可以保證封固質量，同時利于解決二界面的膠結質量，可防止固井過程中井眼環(huán)空總動態(tài)液柱壓力過高，而發(fā)生井漏。提前停注泄壓，降低地層壓力，變被動為主動壓穩(wěn)，為固井創(chuàng)造優(yōu)良的井下環(huán)境，使調整井固井合格率、優(yōu)質率在復雜區(qū)塊得到提高[3]。

2.2 調節(jié)泥漿性能

固井之前，筆者對泥漿性能進行了調節(jié)，主要是通過加入堿液，提高了泥漿的pH值，使井壁的虛泥餅容易被沖蝕，泥餅變薄、致密，達到重新造壁的效果，有利于提高二界面水泥環(huán)的膠結質量[4]；其次是加入了稀釋劑，使泥漿的流變性好、切力低，提高了頂替效率。表2是段38-32井和段38-30井施工后固井質量對比，其中段38-30井固井質量優(yōu)質，是該區(qū)塊有史以來固井質量最好的一口井，而段38-32井未有效調節(jié)泥漿性能，其固井質量合格率僅僅為26.07%。因此，固井前有效地調節(jié)泥漿性能，對固井質量至關重要。

表2 相鄰井調節(jié)泥漿性能后固井質量對比

2.3 壓穩(wěn)技術

南部油田主力開發(fā)區(qū)塊已經(jīng)進入高含水開發(fā)階段，由于地層結構復雜，斷塊破碎，加之非均質巖性強、斷層遮擋和局部注采強度不平衡，原有的地層壓力系統(tǒng)大多已遭到破壞。對于多壓力體系實施平衡壓力固井技術很重要，其關鍵技術在于“壓穩(wěn)”和“防漏”。這就要求在固井前壓穩(wěn)油氣層，施工過程中注替水泥漿壓穩(wěn)油氣層和候凝過程壓穩(wěn)。對于漏失井必須先堵漏后固井，有必要時做承壓試驗，以滿足固井施工要求；對于高壓層則必須測后效，使上竄速度不大于15m/h。對于高壓低滲區(qū)塊，應根據(jù)前面鄰井的固井施工經(jīng)驗，參考并確定本井尾漿失重以后的當量泥漿密度，來實現(xiàn)過飽和壓穩(wěn)，根據(jù)經(jīng)驗段六撥區(qū)塊一般是尾漿失重后井底當量密度大于泥漿密度0.1g/cm3。

2.4 隔離液性能

根據(jù)井下油氣比較活躍的情況，為了穩(wěn)定油氣層，使用加重隔離液。隔離液配方：水+200%重晶石+5%緩凝劑HX-36L+20%沖洗劑OCW-1L+1.5%隔離劑O-SP+0.3%堵漏纖維ALF-1+0.1%消泡劑G603(密度1.90g/cm3)。通過試驗驗證隔離液性能，首先分別測試了加重隔離液、泥漿、50%加重隔離液+50%泥漿的流動性，試驗結果見表3，可以看出三者流體的流動性能相似。再將泥漿、加重隔離液、水泥漿混合，測試其相容性。泥漿∶加重隔離液∶水泥漿(體積比)=1∶1∶1，試驗循環(huán)溫度118℃，試驗壓力69MPa，稠化時間250min，試驗證明該加重隔離液與水泥漿、泥漿具有很好的相容性，三者之間接觸均不產生增稠、絮凝現(xiàn)象，這有利于提高頂替效率和改善水泥環(huán)膠結質量。

表3 流動性對比試驗

注：Nφ600、Nφ300、Nφ200、Nφ100、Nφ6、Nφ3分別為六速旋轉黏度計600、300、200、100、6、3r/min對應的讀值。

2.5 優(yōu)選水泥漿體系

針對該區(qū)塊的固井難點，優(yōu)選出高密度纖維防漏防竄水泥漿體系。

領漿配方：華銀G級+30%油井水泥加重劑HW-1S+8%防竄劑FLOK-2+0.2%堵漏纖維ALF-1+4%降失水劑HX-12L+3%減阻劑FS-13L+1%緩凝劑HX-36L+0.1%消泡劑G603(密度2.10g/cm3)。

尾漿配方：華銀G級+5%微硅+9%防竄劑FLOK-2+0.2%堵漏纖維ALF-1+4%降濾失劑HX-12L+5%減阻劑FS-13L+0.5%緩凝劑HX-36L+0.1%消泡劑G603(密度1.92g/cm3)。

表4為水泥漿的綜合性能，可以看出該水泥漿體系流動性、降濾失性能良好，而且水泥漿體系穩(wěn)定，水泥石抗壓強度隨著時間延長而緩慢增長。從圖1、2可以看出，水泥漿的初始稠度低，稠化曲線平穩(wěn)，而且可以實現(xiàn)直角稠化，有利于現(xiàn)場施工。

表4 水泥漿性能

2.6 其他配套措施

1)根據(jù)循環(huán)溫度，分別在85±5℃范圍內進行稠化試驗，確保施工安全[6～8]。

2)下套管前，組織人員上井，嚴格落實固井措施，扶正器的安放、循環(huán)洗井、調整泥漿性能，達到固井要求方能固井。

3)施工結束后關閉環(huán)空加回壓，壓力值根據(jù)地層承壓能力確定，一般為3～5MPa，即至少要補償環(huán)空循環(huán)壓耗[8]。

圖1 領漿稠化曲線

圖2 尾漿稠化曲線

3 現(xiàn)場應用

段六撥區(qū)塊實施10口井(表5)，可以明顯看出調整了水泥漿設計和泥漿性能以后，段六撥區(qū)塊的固井質量都是良好或優(yōu)質。

以段38-30井為例，分析其固井難點及固井實施情況。段38-30井是一口三開五段制定向井，完鉆井深3731m，?139.7mm生產套管下深3727.702m，最大井斜23.3°，油頂3150m，油底3691m，水泥返深2850m，泥漿體系為硅基防塌泥漿(密度1.45g/cm3)。

表5 段六撥區(qū)塊實施井統(tǒng)計

注：套管直徑均為139.7mm；水泥漿體系為高密度防竄體系；泥漿體系為硅基防塌泥漿。

1)固井難點 ①該井為五段制定向井，套管不易居中，影響頂替效率。②地層壓力高，固井期間和水泥候凝期間易發(fā)生油氣侵，影響水泥膠結質量。③采用硅基防塌泥漿易在井壁形成虛泥餅，影響二界面膠結質量。④井眼不規(guī)則，該井平均井徑258.1mm，形成“死泥漿”較難替干凈。

2)采取的主要措施 ①電測完后，帶扶正器原鉆具組合進行通井，有效清除井壁上的虛泥餅。②套管到底后，開泵排量由小到大，先用小排量頂通，再用大排量(2.1～2.2m3/min)循環(huán)洗井3～4周，有效沖洗井眼，并調整泥漿性能，動切力小于8Pa，pH值在10～11之間，泥漿進出口密度一致。③為了有效清洗井壁，該井采用沖洗型加重隔離液(密度1.90g/cm3)，環(huán)空高度1200m，沖洗液占環(huán)空高度200m。④采取平衡壓力設計原則，緩凝漿返至2750m(附加100m)，速凝漿返至3050m，控制水泥漿稠化時間，保證固井過程中及候凝期間有效壓穩(wěn)。⑤采用防竄性能較好的防竄水泥漿體系，防止水泥漿候凝期間發(fā)生油氣侵。⑥在3100～3700m，每根套管下入一只彈性雙弓扶正器，共計60只。

3)水泥漿體系及配方 ①緩凝漿配方：華銀G級+鐵礦粉+防竄劑FLOK-2+減阻劑FS-13L+降失水劑HX-12L+緩凝劑HX-36L+消泡劑G603+纖維。水泥漿性能：密度2.1g/cm3，API濾失量30mL，稠化時間256min×100Bc，48h抗壓強度28.9MPa。②速凝漿配方：華銀G級+微硅+防竄劑FLOK-2+減阻劑FS-13L+降失水劑HX-12L+緩凝劑HX-36L+消泡劑G603+纖維。水泥漿性能：密度1.92g/cm3，API濾失量24mL，稠化時間94min×100Bc，48h抗壓強度17.3MPa。

4)固井施工情況 2014年10月26日8:00至27日1:00下套管；1:00～9:00循環(huán)泥漿，排量1.8 ～1.9m3/min。9:28～11:00注隔離液30m3(平均密度1.90g/cm3)，排量1.8～1.9m3/min，注沖洗液5m3，排量0.7～0.8m3/min。11:52～12:25注入領漿8m3(平均密度2.0g/cm3)，注尾漿17m3(平均密度1.91g/cm3)，排量0.7～0.8m3/min。12:28～12:56用水泥車壓入壓塞液2m3，排量0.5～0.7m3/min，用泥漿泵替泥漿38m3，排量1.9～2.1m3/min，用水泥車替清水2.5m3至碰壓(壓力為15MPa)，排量0.5～0.7m3/min。

5)固井質量 24h后檢測聲幅，水泥返深2525m，人工井底3714m，全井固井質量優(yōu)質。

4 結論和認識

1)對鉆進過程中發(fā)生溢流、井漏等復雜情況的井，首先做好堵漏、地層承壓試驗，保證井底當量密度對應的壓力大于地層孔隙壓力，小于地層破裂壓力。固井要求最后一趟通井時，油氣上竄速度小于15m/h。

2)采用性能良好的加重隔離液取代傳統(tǒng)重漿有利于提高頂替效率和改善水泥環(huán)膠結質量。

3)對于硅基泥漿體系，優(yōu)化泥漿性能提高泥漿的pH值，有利于提高固井二界面膠結質量。

4)為防止水泥漿“失重”造成油氣水竄，采用平衡壓力固井技術，合理的環(huán)空液柱結構，實現(xiàn)水泥漿尾漿失重后井底當量密度大于泥漿密度0.1g/cm3以上確保壓穩(wěn)地層。

該文屬“中石油渤海鉆探重大科技專項”(2016ZD07K-5)基金產出論文。

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[編輯] 帥群

2016-06-25

黃杰(1983-)，男，工程師，長期從事固井技術現(xiàn)場施工設計工作，275906301@qq.com。

TE256.1

A

1673-1409(2017)15-0060-05

[引著格式]黃杰，孫勤亮，林志輝，等.大港油田段六撥區(qū)塊調整井固井技術研究與應用[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(15):60～64,68.