元坝气田超深探井小尾管防气窜固井技术

元坝气田是我国最深的生物礁海相大气田,具有超深、高温、高压、高含硫等特点,开发的主要目的层为二叠系长兴组,随着勘探的深入,近年来如川深1井已探至更深的灯影组,井深达到了8 420 m,井身结构复杂、套管层次多。为解决最后一层小尾管固井时所面临的小井眼、窄间隙及“一超、三高”技术难题,开展了元坝气田超深探井小尾管固井技术研究。优选了抗高温胶乳和纳米硅乳液作为防气窜剂,配套防腐蚀剂,基于颗粒级配原理设计了高密度水泥浆,建立了防止水泥石高温下强度衰退技术和防酸性气体腐蚀技术,开发了抗高温增强型防气窜防腐蚀水泥浆体系,适应温度达180 ℃,密度1.88～2.25 g/cm3,SPN值＜1,水泥石180 ℃下48 h抗压强度大于14 MPa,弹性模量小于8 GPa,且长期强度不衰退,耐H₂S、CO₂腐蚀。在元坝7侧1井、川深1井?139.7 mm超深小尾管固井进行了应用,固井质量优良率100%,并应用到元坝204-1H井、河嘉202H井、川深1井等3口井的?193.7 mm生产套(尾)管固井,固井质量综合评定优良率67%。研究与应用结果表明,高温高压防气窜防腐蚀固井技术可以有效解决元坝地区超深探井及类似高酸性气田固井技术难题。     

元坝地区固井技术难点与对策探讨

川东北元坝地区面临井深、高温、高压、固井安全密度窗口窄、防漏防窜矛盾突出等诸多技术固井难题。针对元坝地区已完成井固井质量不稳定、环空窜气的现状,创新性地在元坝15口井固井作业中使用了泥饼固化防气窜固井技术,该技术有效提高了固井质量,对下步该地区提高固井质量、减少环空窜气有一定的借鉴意义。     

深部开窗侧钻井元坝1–侧1井固井技术

元坝1–侧1井是在元坝1井的基础上进行开窗侧钻的一口重点探井,目的是为了进一步揭示元坝地区礁滩相储层气藏情况。完钻斜深7427.23 m,?146.1 mm无接箍尾管下深7425.81 m,是目前川东北地区完钻和套管下深最深的一口井。具有井深、温度高、压力高、钻井液密度高、环空间隙小、井斜、位移大、裸眼段长、小间隙、无接箍套管不能加装扶正器、套管在井眼中居中困难、地层破裂压力梯度不详、面临井漏等技术难题。通过采取优选抗高温水泥浆体系、加重隔离液体系,合理设计入井管柱结构,采用平衡压力固井技术,改进配浆方式等一系列技术措施固井。保证了套管顺利下入,解决了井漏、顶替效率低、施工泵压高、气体窜槽等问题。固井施工顺利,测井解释固井质量优,为超深井、小间隙井固井提供了可借鉴的依据。     

元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术

为解决元坝气田开发井三开技术尾管安全下入和提高封固质量的技术难点,在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上,根据套管悬重与悬挂器坐挂后的过流面积选择合理的非标准尾管悬挂器,确定了尾管悬挂器的性能参数;根据固井防气窜与提高固井质量的要求,选择了合适的水泥浆与前置液体系;为保证套管安全下入和提高水泥环胶结质量,制定了针对性的通井、承压及循环洗井等井眼准备措施;为提高水泥浆顶替效率,设计了合理的入井管串结构与固井工艺措施,形成了可以提高陆相复杂地层固井质量的综合固井技术。该技术在元坝气田现场应用后,固井质量合格率达100%,优质率达54.5%。研究结果表明,大尺寸非标准尾管固井技术可以解决元坝气田陆相地层的固井技术难点。      

元坝地区φ146.1mm尾管固井技术难点与对策

元坝地区已完成11口井的φ146.1 mm尾管固井施工,其中有5口井固井质量不合格,合格率只有54.6%,这严重影响了地层评价及油气勘探开发进程。计算分析认为,不能压稳易导致气窜、窄间隙偏心、环空顶替效率低、井下高温及存在腐蚀性气体是该地区产层固井质量低的主要原因。室内数值模拟结果表明,水泥浆顶替效率随着偏心度的增大近似呈指数降低,而通过改善隔离液的稠度系数与流性指数可有效提高顶替效率,从而提出了合理设计环空液柱结构并采取环空加压措施以确保压稳、改善隔离液的流变性能、应用高温胶乳水泥浆体系等提高固井质量的技术措施,并在元坝11井φ146.1 mm尾管固井中进行了应用,固井质量合格率100%,优良率85.9%。     

川西首口页岩气水平井固井技术

目前页岩气水平井的固井面临着套管难以下入、居中度低、顶替效率低、水泥环弹韧性差等技术难题.基于川西地区地质条件和钻井状况的认知,分析了川西首口页岩气水平井XYHF-1井的固井难点,总结了有效通井、优化扶正器安装、滑套固井技术、优选水泥浆体系等提高该并固井质量的技术措施,对固井质量进行了分析总结并认为SCW冲洗液、三级冲洗工艺、弹韧性水泥浆体系的应用是提高页岩气水平并固井质量的有效措施.图1表2参5     

气体钻井集成技术在元坝地区陆相地层的应用

气体钻井技术是解决复杂地层井漏、水敏性坍塌、可钻性差、钻速慢、周期长等问题的重要手段。为此,从地质特征及钻井技术难点入手,分析了川东北元坝地区陆相地层气体钻井技术适应性,集成了泡沫钻井、空气钻井、空气锤钻井、干法固井、气液转换等气体钻井技术进行应用,形成了针对元坝地区上部陆相地层出水、井壁垮塌、易井斜等井下复杂问题的预防、监测和处理的钻井技术。气体钻井综合集成技术的推广应用,使深度在3 100 m以浅地层的钻井提速难题得到了较好的解决,应用井平均施工周期节约29.75 d,缩短36.52％,为川东北元坝地区陆相地层钻井的提速增效提供了重要技术保障。     

浅层气井防气窜固井技术

浅层气井固井防窜是国内外固井作业不断探索研究的技术难题之一。结合多年来在不同地区的气井固井作业经历对浅层气固井技术进行了分析,归纳得出一系列浅层气固井的防窜技术措施。     

元坝1井钻井设计与施工

元坝1井是中国石化在川东北地区元坝区块的一口区域重点探井,完钻井深7 170.71 m,完钻层位为上二叠统长兴组.该井侧钻后对飞仙关组地层酸压测试获得50×104m3/d的产气量,标志着元坝区块油气勘探取得重大突破.该井在钻井过程中存在地层易漏失、陆相地层可钻性差、地层压力预测及检测准确性差、钻井周期长、气层申富含HzS(井控工作压力大)等技术难题.为此,该井采用了以Ф273.1 mm套管为主要技术套管的井身结构,应用了气体钻井技术和复合钻井技术来提高机械钻速,优选及研制了适用地层特性的钻头及聚合物磺化防塌钻井液体系,确保了该井顺利钻至设计井深.详细介绍了该井工程设计,现场施工及钻井新技术的应用效果.元坝1井的成功,对于加快南方海相地区钻井速度、提高勘探成功率,将起到重要的指导和借鉴作用.     

四川盆地井漏处理技术实践与研究

针对四川盆地钻井漏失频率高、处理措施效果不理想的现状,对四川地区的地形进行了分析和评价,分析钻井、固完井作业发生井漏的原因及特点。通过钻井、固完井施工过程中,川西马蓬15-1HF井、新22-1H井典型井漏及处理情况;川东HF203井、元坝29井、元坝102-侧1井、元坝21井典型井漏及处理情况;固完井马蓬26井、马蓬46井、马蓬11井、川孝489井、新沙23-18HF井、HF203井典型井漏及处理情况进行综合案例分析,总结出了四川地区井漏的处理方法。     

胶乳防腐水泥浆在元坝地区的应用

元坝地区高压气层天然气中普遍含有H2S,影响固井质量和气井的寿命。为此,借鉴其他地区应用胶乳水泥浆的经验,结合元坝地区的特点,确定了胶乳水泥浆的基本配方。通过室内试验分析了影响胶乳水泥浆性能的敏感因素,结果表明,剪切速率、水质和密度等因素对其性能影响不大,虽然水泥浆的稠化时间随温度升高而缩短,但能满足元坝地区固井施工要求。采用扫描电镜观察水泥石腐蚀前后的结构变化、对比水泥石腐蚀前后的抗压强度和渗透率、测试水泥石的腐蚀率,评价了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的性能,分析了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的机理。试验结果表明,胶乳防腐水泥浆形成的水泥石具有较好的抗H2S腐蚀性能,在H2S体积分数为4.0%环境中的腐蚀率不到16%,远低于常规水泥石的腐蚀率。34井次的现场应用表明,胶乳防腐水泥浆可提高元坝地区气井固井质量。      

超深井注水泥塞技术

近几年,超深井逐年增多,由于井下落物、井斜超标、封隔高压层等原因,超深井注水泥塞也在增加。文章分析了超深井注水泥塞存在井下高温对水泥浆性能要求高;井下高压气层使水泥塞质量不好保证;井眼小、注灰量少,易混浆;井深替浆量大,准确计量困难等技术难点。针对以上问题进行研究,并根据川东北和塔里木注超深井水泥塞的现场实践经验,从做好水泥塞设计、水泥浆化验与损害试验、现场施工控制等方面介绍了注超深井水泥塞的技术对策,以川东北超深井YB3井(井深7450m)和塔里木超深井YQ6井(井深7510m)为例介绍了注超深水泥塞施工的技术措施与实施效果,并提出了注超深井水泥塞的建议,为今后超深井注水泥塞施工提供重要的借鉴作用。     

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF）,探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。     

吉林油田双坨子地区气井固井技术

针对吉林油田双坨子地区上部地层低压易漏、气层多、分布井段长、气水层间互易造成固井漏失和层间互窜的技术难题,进行了气井固井对策分析。根据防气窜水泥浆体系应满足的条件,对防窜水泥浆外加剂进行了选择,筛选出了具有良好防窜性能的G302水泥浆体系,对防窜水泥浆体系性能进行了评价,形成了以采用G302防窜水泥浆为主,配合采用双凝水泥和"三压稳"为辅的综合防窜技术,提出了以JSS-1冲洗液配合NCH-2隔离液为主的适合低压易漏条件下提高顶替效率的技术措施。2005年在双坨子地区应用该技术进行了4口井现场施工,固井质量全部优质,解决了该地区多层系、长封固段条件下气井固井难题,形成了一套指导该地区气井固井的综合配套技术,并为解决类似的气井固井问题探索出了一条有效的技术途径。     

靖南区块漏失井固井工艺研究

为了提高苏里格气田靖南区块漏失井填充段固井质量,考察了不同堵漏剂对水泥浆性能的影响,研制了一套适合该区块的轻珠堵漏水泥浆体系。首先优选出植物颗粒（A）、纤维混合物QD-2和复合纤维DF-NIN堵漏剂,并通过正交实验可知,3种堵漏剂的质量分数分别按照2%、2%和3%复配堵漏效果最好,水泥石的抗压强度为7.6 MPa。通过堵漏性能评价可知,水泥浆的漏失量大幅度降低,且基本性能均满足固井质量要求。通过对该区块地质特征进行调研,制定出一套新的固井工艺技术,该工艺技术在靖南区块试验8井次,其一界面固井质量合格率均在95%以上,二界面固井质量合格率均在99%以上。这说明轻珠堵漏水泥浆体系及漏失井固井工艺能大幅提升填充段固井质量,最大程度地满足漏失井全井段封固质量的要求。      

小间隙高压气井固井技术

毛坝1井是1口高压气井,要求全井封固,固井施工和候凝过程容易出现水泥浆稠化憋泵、水泥浆污染盐岩层、井漏、气窜或井涌等风险。经过对该井的认真研究,采用了尾管固井再回接的方法,优选了套管工具附件、水泥浆体系等配套技术,使该井固井成功,创造了该地区复杂井固井先例。文中详细介绍了毛坝1井的固井设计和施工技术,为今后小间隙高压气井固井提供了经验。     

西部地区复杂深井固井技术

西部地区深井固井难题主要包括盐膏层固井、高压防气窜固井，长封固段固井和小间隙固井，在详细分析上述主要固井问题的基础上，提出了针对性的固井工艺措施，并指出应针对不同地质条件选用不同的综合性能良好的水泥浆及隔离液体系：对于盐膏层固井，应选用高早强抗盐水泥浆体系；对于高压气层固井，应选用防气窜水泥体系；对于长封固段固井，应选用优质高强低密度水泥体系；对于小间隙固井，应选用抗高温MS-R前置液体系。以T914井盐膏层固井、DLK3井高压气层固井以及永1井小间隙固井为例，介绍了深井固井配套技术在西部地区的应用情况。     

阿塞拜疆Bz-1R井超高压固井技术

Bz-1R井是阿塞拜疆Karabagil油田的一口重点探井，其地层压力系数异常，钻井过程中钻井液密度最高达2．28kg／L，且钻井液安全密度窗口窄，易发生溢流或钻井液漏失，固井施工时压稳与防漏的矛盾突出，水泥浆密度的确定、水泥浆浆柱结构设计、平衡注水泥困难。该井井下地层流体活跃，容易在水泥浆候凝过程中侵入环空，影响第二界面的胶结质量而引发环空窜流，压稳防窜候凝困难，加上环空间隙小、水泥浆密度高等的影响，导致该地区固井施工难度极大。为此，研制应用了密度2．3～2．6kg／L性能稳定的超高密度水泥浆体系，采用旁通式自动灌浆浮箍解决了大尺寸套管在高压易漏井的下入问题，配合使用剪销式注水泥前隔离塞及水泥塞定位器，并采取了一系列有针对性的固井技术措施，保证了固井施工的顺利进行，使该井成为该油田第一口固井成功的超高压复杂井。     

抗循环温度210℃超高温固井水泥浆

随着勘探开发不断向深层迈进,超深井、超高温井逐渐增多,超高温对水泥浆抗温能力提出了更高挑战。为了解决现有水泥浆体系抗高温能力差的问题,研制了抗高温降失水剂DRF-1S、抗高温缓凝剂DRH-2L及其他配套抗高温水泥外加剂,并形成了超高温常规密度固井水泥浆,在室内对该水泥浆的性能进行了评价结果表明,该水泥浆能够满足井底循环温度210℃、井底静止温度230℃的固井要求,水泥浆API失水量可以控制在100 mL以内,稠化时间可调,高温沉降稳定性不大于0.04 g/cm3,230～250℃超高温下水泥石强度高且不衰退。该水泥浆在华北油田杨税务地区高温深井安探4X井φ127 mm尾管固井进行应用,固井质量优质,为该地区勘探开发提供了固井技术支撑。