淺析人工島固井質(zhì)量影響因素

張?jiān)?孫暢 徐瑋 霍磊磊 仲現(xiàn)

摘要：冀東油田人工島受自身環(huán)境制約，島體面積小，完井總數(shù)已超數(shù)百井次，上產(chǎn)壓力大，還在不斷新井開(kāi)鉆計(jì)劃。該調(diào)整區(qū)塊所鉆新井固井面臨著壓力窗口窄，后效高等諸多技術(shù)難點(diǎn)，影響固井質(zhì)量的因素越來(lái)越多。本文旨在分析影響固井質(zhì)量因素，合理指導(dǎo)固井生產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：冀東油田;人工島;固井質(zhì)量;水泥漿

前言

近年來(lái)，冀東油田三號(hào)人工島開(kāi)發(fā)力度加大，地層存在大段或互層的特殊巖性，有異常壓力系統(tǒng)及易漏地層，鉆遇復(fù)雜情況增多，井網(wǎng)密集程度增加，新井固井面臨著涌、漏并存，后效高，壓力窗口窄，井眼質(zhì)量差，頂替效率低等諸多技術(shù)難點(diǎn)。在我們不斷改進(jìn)固井技術(shù)的情況下，仍舊固井質(zhì)量不理想，下文將結(jié)合4口生產(chǎn)井的固井質(zhì)量進(jìn)行分析。

1現(xiàn)場(chǎng)固井施工情況

2019年分別完成了N-30、N-40、N-36、N-23油層固井，固井施工過(guò)程出現(xiàn)不同程度的問(wèn)題。

1.1 N-30井

本井鉆進(jìn)至2966m（垂深2568m），發(fā)生溢流，全烴值由0.57%升至36.84%，靜止觀察溢流量2.4m3，節(jié)流循環(huán)，入口密度1.47g/cm3，出口密度1.44 g/cm3。鉆進(jìn)至2975m發(fā)生漏失，循環(huán)時(shí)發(fā)現(xiàn)井漏;降排量至1.0m3/Min循環(huán)觀察，起鉆至套管內(nèi)關(guān)井，共計(jì)漏失17.4m3;泵入堵漏漿16m3，替堵漏漿26m3。固井過(guò)程中鉆井泵替漿至23m3時(shí)發(fā)生失返性漏失，泵壓5.5Mpa，排量1.36m3/Min，降排量至1.1m3/Min，壓力4MPa。至大泵替漿結(jié)束時(shí)，壓力為7MPa。

1.2 N-40井

本井揭開(kāi)油氣層后，后效高，鉆進(jìn)至2907m時(shí)，全烴值達(dá)到100%，鉆井液密度由設(shè)計(jì)密度1.40g/cm3增至1.48g/cm3，RFT測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)顯示地層壓力系數(shù)：2910/1.12，3006/0.9，3019m /1.40，3025m/1.42，3034m/1.46/，3151/0.76。本井固井及候凝期間鄰井均有壓裂施工，且為同一層位，地層壓力失衡且短時(shí)間難以閉合，影響了油層段固井質(zhì)量;油層段3028-3083m幅值全部達(dá)40-50%左右。施工結(jié)束后雖進(jìn)行關(guān)井，為防止漏失，未環(huán)空加壓。使用兩個(gè)水力脹封管外封隔器，卡封的層位選擇不準(zhǔn)確，沒(méi)有封住高壓層;封隔器脹封后形成斷路，壓力不能有效傳遞。

1.3 N-36井

2820-3052m，3251-3288m井徑較大不規(guī)則，根據(jù)這兩段聲幅情況看，頂替效率較差。2.3m3/min的替漿排量下返速仍達(dá)不到1m/s?，F(xiàn)場(chǎng)施工雖進(jìn)行了關(guān)井，環(huán)空加壓，壓力超過(guò)3Mpa即漏，壓力降至0Mpa，未達(dá)到加壓效果。本井從完鉆至固井周期跨度較長(zhǎng)達(dá)15天，期間常規(guī)電測(cè)遇阻，穿心打撈，等壓裂施工，在井壁上形成較厚的虛泥餅，對(duì)界面的膠結(jié)質(zhì)量有一定影響。

1.4 N-23井

本井鉆進(jìn)至井深2919m氣測(cè)異常，復(fù)合鉆進(jìn)至2935米，全烴最高升至60%，全烴最高時(shí)密度由1.40g/cm3降至1.33g/cm3;完鉆循環(huán)測(cè)后效9.94m/h?，F(xiàn)場(chǎng)注加重隔離液時(shí)，加重隔離液罐未與泥漿罐完全隔開(kāi)，混入了泥漿，影響加重隔離液性能，造成沖洗效果不理想，影響了固井質(zhì)量。技套鞋下50m與井底以上80m均為大肚子井眼，根據(jù)這兩段聲幅情況看，頂替效率較差。（平均井徑258.88mm，擴(kuò)大率20%，大肚子井段更差，2.3m3/min的替漿排量下返速仍達(dá)不到1m/s）。

2影響固井質(zhì)量因素

2.1地理地質(zhì)因素

三號(hào)人工島位于冀東油田南堡1號(hào)構(gòu)造，有限于特殊的地理環(huán)境，所鉆井基本都是三開(kāi)五段制大位移井，目的層井斜位移較大，影響頂替效率，不易頂替干凈，造成油氣水串。開(kāi)發(fā)加大后，造成三號(hào)島地層壓力體系復(fù)雜，高低壓互層，斷層發(fā)育，壓力窗口幾乎沒(méi)有，在漿柱設(shè)計(jì)上存在極大難點(diǎn)。由于長(zhǎng)期注水，圈閉壓力得不到有效釋放，存在異常高壓層，鉆井液的完井密度加大。油氣顯示活躍，在鉆進(jìn)過(guò)程中經(jīng)常出現(xiàn)全烴100%的情況，完井后效居高不下，油氣上返300m/h以上，先天的地理地質(zhì)因素制約了固井質(zhì)量的提高。

2.2井眼條件因素

三號(hào)人工島特殊的地質(zhì)條件造成卡鉆、氣侵事故、復(fù)雜情況多，鉆井周期長(zhǎng)，井徑不規(guī)則，易形成“糖葫蘆”“大肚子”井眼，固井時(shí)提高頂替效率困難，嚴(yán)重影響封固效果。良好的井眼條件是套管安全下入和保證固井質(zhì)量的前提條件，現(xiàn)存的井眼很難再通過(guò)通井措施得到良好改善。

2.3水泥漿體系因素

為了滿足三號(hào)島區(qū)塊固井質(zhì)量要求，水泥漿配方性能要求失水量低、稠度適宜，漿體穩(wěn)定性及防竄性好，要達(dá)到壓穩(wěn)防竄困難，優(yōu)選水泥漿配方困難。我們先后采用了渤星膠乳水泥漿體系、渤星液降體系、渤星干混體系、歐美科體系、衛(wèi)輝干混體系并配合BCS系列沖洗液使用，但是效果仍舊良莠不齊，優(yōu)選困難。

2.4現(xiàn)場(chǎng)施工因素

a受到島上物資運(yùn)送制約，人員設(shè)備跟蹤不及時(shí)，施工設(shè)備大打折扣。b現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)膠乳水泥漿密度不能達(dá)到設(shè)計(jì)值，漿體性能受到影響。c化驗(yàn)溫度選取偏高，化驗(yàn)結(jié)果不能真實(shí)反映井下情況。d三號(hào)島最近在產(chǎn)層進(jìn)行同層壓裂，未避開(kāi)固井，影響固井質(zhì)量。eBCS系列加重隔離液及膠乳在冬季施工中其防凍性能，保質(zhì)周期不適應(yīng)現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

3結(jié)論和認(rèn)識(shí)

三號(hào)島固井質(zhì)量出現(xiàn)問(wèn)題的原因有很多，最關(guān)鍵的還是本身的地質(zhì)因素，地層涌、漏并存，后效高，壓力窗口窄，平衡壓力固井實(shí)現(xiàn)困難。在產(chǎn)層進(jìn)行同層壓裂，相鄰注水井因素也是影響三號(hào)島固井質(zhì)量的另一原因，對(duì)照聲幅圖可以看到，幅值有高低變化的井段基本都能與顯示層或水層找到對(duì)應(yīng)關(guān)系。大部分井在三開(kāi)鉆進(jìn)過(guò)程中的地層異常情況，沒(méi)有引起足夠的重視，未能第一時(shí)間對(duì)現(xiàn)場(chǎng)施工做出正確的指導(dǎo)是固井質(zhì)量差的管理原因。

參考文獻(xiàn)：

「1」來(lái)東風(fēng)，趙永光，等.冀東油田南堡1-2號(hào)和1-3號(hào)人工島大斜度井固井施工難點(diǎn)及解決對(duì)策.[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)（自科版）.2014（11）：185-187.