塔里木油田高密度水泥浆固井实践

塔里木油田地区的深井、超深井钻井过程中,经常遇到高压油气层、盐水层和盐岩层,针对这些地层的特点和固井难点,进行相关技术调研,确定了高密度水泥浆的基本性能要求;根据水泥外加剂的生产技术水平,筛选水泥外加剂,形成了多套高密度水泥浆体系。还对加重隔离液和固井工艺方面进行技术研究,形成了适合塔里木油田高密度水泥浆固井的配套工艺。采用该工艺基本解决了塔里木油田的高密度水泥浆固井难题。     

高密度抗盐隔离液的研究与应用

普通隔离液难以解决有机盐泥浆和高密度水泥浆的相溶性问题，为解决这一难题，通过大量的室内试验，研究出高密度抗盐隔离液。并对其进行了室内评价，结果证明该隔离液流变性、稳定性与有机盐泥浆和高密度水泥浆的相溶性好并具有一定抗盐性。现场混配容易，能有效地隔离钻井液和水泥浆，并能清洗井壁，提高顶替效率。自2004年以来，共采用此隔离液进行了6口重点探井的现场应用，固井合格率100％，产生了良好的经济效益和社会效益。     

肯基亚克盐下油气田固井水泥浆研究

肯基亚克盐下油气田油气异常活跃,且地层孔隙压力和漏失压力非常接近,采用含30％盐的加重水泥浆固井,水泥胶结质量普遍较差。分析了导致固井质量差的原因,提出了其改善措施：按照流体顶替理论确定水泥浆和隔离液密度;将水泥浆的盐浓度降低到15％;为解决现场没有干混设施的问题,研制出了一种新型的可水分散的加重剂;设计出了与该加重水泥浆相容性好的BCS高密度隔离液。性能评价结果表明,用该加重剂制备的水泥浆具有良好的流动性和浆体稳定性,密度在2．1～2．3g／cm^3之间可调,稠化时间可调,抗压强度高,综合性能满足工程需要。BCS高密度隔离液可防止水泥浆与钻井液之间的混浆,保证水泥浆的胶结效果。     

国外高温高压固井新技术

介绍了国外几种高温高压油气井固井用新型水泥浆体系.柔性水泥浆配方中含有柔性外加剂、膨胀剂和常规外加剂,对挠曲强度和抗压强度、泊松比和渗透率、线性膨胀和水泥环寿命等性能指标的评价可知,该体系的特点是有弹性、可压缩性低、没有收缩、渗透率极低,可以避免由于井眼压力增加或温度升高引起的水泥环损坏.高密度高性能水泥浆体系(HDHPS)同常规水泥浆相比,浆体流变性可调、密度高(达2.88 g/cm3);具有更大的现场容忍性,更具稳定性;抗污染能力更强;有更高的抗压强度;在更宽的温度范围内,凝固更快、更均匀;最终的抗压强度更高;凝固水泥体积收缩少;凝固水泥的渗透率和孔隙度小.8次HDHPS作业均取得了很好的效果.介绍了北海Graben中部地区极高温/高压井(6口井平均井深在6000 m以上,温度超过200 C,破裂压力与孔隙压力的区间很小,井底压力超过110 MPa,井斜最大达35°)固井的成功经验.     

超高温高密度固井隔离液研究与应用

高温高密度井给提高顶替效率的固井隔离液提出了严峻的挑战.通过选用高分子聚合物,辅助高温稳定剂配制出了密度可达2.4 g/cm3的超高密度隔离液,室内研究表明,该隔离液抗温性能达到175℃,具有很好的悬浮稳定性和流变性,与钻井液和水泥浆有较好的相容性及抗污染性,并能延长水泥浆凝结时间,对固井施工安全有保证作用.通过现场一口钻井液密度达2.05 g/cm3的超深井固井应用,固井施工顺利,水泥浆返高界面清晰,过渡段短,水泥环胶结良好,固井质量合格.     

焉耆盆地固井难点与技术

河南油田焉耆盆地固井施工中存在着封固段长、上部井段因煤层造成大段“糖葫芦”井段、顶替效率低、下部井段地层流体比较活跃易窜槽等固井施工难点，通过分析、总结，采用了提高套管居中度、优化隔离波及冲洗液性能，并对原有的水泥浆体系进行改进，筛选出合适的水泥浆外加剂，较好地解决了焉耆盆地又塌又窜等因素对固井质量的影响。     

低密度水泥浆固井技术研究与应用

在压力系数低、易漏地层,特别是裂缝型、溶洞型碳酸盐岩地层固井中,采用密度为1.88 g/cm3左右的常规水泥浆固井,极易引起井漏,造成固井失败,固井质量不合格.根据紧密堆积理论,采用水泥 溧珠 微硅不同粒度的颗粒级配,研究出了低密度水泥浆体系.通过实验得出添加剂在不同密度下的干混最佳比例,从而达到了水泥浆低密度高强度的目的.该水泥浆在塔里木油田轮古地区20多口井中应用取得了很好的经济效益,特别是在井深6008.54 m的开窗侧钻水平井的ψ127 mm尾管固井中,水泥浆最低密度已达到1.20 g/cm3,固井质量全优.该水泥浆在固井中的密度在1.10～1.60 g/cm3范围内可调.     

固井水泥浆隔离液技术的应用

本文介绍了固井水泥浆隔离液在固井生产中的作用，并介绍了室内及现场试验情况。     

华北油田杨税务潜山内固井技术

华北油田为开发冀中坳陷廊固凹陷杨税务潜山内油气藏,先期部署了3口重点探井。该区块潜山内地质条件复杂,地层压力系数为0.94~1.09,存在多套活跃油、气层且埋藏深,容易发生漏失;地温梯度高、小井眼小间隙、尾管封固段长、对水泥环完整性要求高。综合分析以上因素,杨税务潜山内ϕ127 mm尾管固井风险较大,固井施工安全和固井质量难以保证。针对以上固井难点,主要从以下几方面进行研究。①优化井眼清洁技术,采用旋流短节扶正器,保证了套管安全下入。②用软件模拟顶替效率和关键点压力变化,合理调整施工参数,保障固井施工实现"三压稳"。③采用韧性水泥浆及冲洗隔离液体系,合理设计施工参数,确保水泥浆性能稳定,水泥石韧性满足体积压裂要求。通过3口井的现场应用表明,使用该技术后,固井质量明显提高,为华北油田杨税务潜山内固井提供了技术保障。      

苏桥深潜山枯竭油气藏储气库固井技术

位于河北省霸州市和永清县境内的苏桥储气库群,储层埋深最深达5 500 m,具有地层温度高、气藏亏空严重、孔隙压力系数低、易漏失、易垮塌、大井眼、长封固段等特点。通过技术攻关,研制的弹韧性水泥浆体系满足了储气库井水泥石力学性能要求;采用前导低密度、低黏度、低切力抗钙污染钻井液和低密度前置液抵消了地层承压能力不足的问题,防止了地层漏失,提高了顶替效率;研制的菱角形颗粒加重隔离液增强了对井壁的冲刷能力,保证了界面胶结质量;研究制定的一系列固井技术措施对提高苏桥深潜山枯竭油气藏储气库井的固井质量收到了明显效果。     

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

综合固井技术在胜利油田探井中的应用

随着胜利油田勘探开发的不断深入,原有的地层压力层系已破坏;另一方面由于勘探开发的需要,井越来越深。高压探井、长封固段探井及高难度探井不断增加,地下情况越来越复杂,影响探井固井质量的因素越来越多,但对探井固井质量的要求却日趋严格。针对胜利油田探井作业的实际情况,从井径扩大率、油气上窜速度、探井比例、封固段长度和扶正器数量等方面分析了影响探井固井质量的主要因素,兼顾固井工艺及水泥浆技术研究出一套适应胜利油田实际情况的固井工艺,并在实践中得到了应用。     

吐哈油田固井配套技术

详细介绍了吐哈油田低压低渗固井技术、高压及高低压并存防窜固井技术、盐水层和盐膏层固井技术等的研究和应用情况。吐哈油田固井、完井配套技术对提高油田的勘探开发水平和促进整体效益发挥了极其明显的作用 ,为玉门油田和吐哈油田的勘探开发和稳定发展奠定了良好基础     

哈萨克斯坦滨里海盆地巨厚盐膏层固井技术

哈萨克斯坦滨里海盆地Sagiski区块在盐间和盐下都有重大油气发现。但是,该区块巨厚盐膏层分布广泛,盐膏层井段容易产生溶蚀、蠕变,导致井眼不规则,从而在固井过程中固井顶替效率低,水泥浆不能完全充满环空,不能形成整体高强度的水泥环,使套管受到非均匀的外挤载荷(点载荷),致使套管发生变形甚至挤毁。此外,盐层的溶解会对水泥浆性能产生影响,使水泥浆稠化时间延长,影响水泥石强度的发展,严重影响固井成功率和固井质量。通过室内试验,优选出了FSAM-J优质抗盐降失水剂及配套的抗盐外加剂,配制了半饱和盐水水泥浆体系,其性能评价试验结果表明,该水泥浆体系具有流动性好、早期强度发展快、稠化过渡时间短等优点。应用该水泥浆体系,成功封固了Tasw-1井超过1 800 m的巨厚盐膏层,固井质量良好,为揭开盐下油气层提供了保障。     

霍10井超高密度水泥浆固井技术

霍10井是新疆油田公司准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜的一口重点探井,为寻找南缘新的勘探领域、研究南缘的油气及油气分布规律而部署.该井属于典型的高压油气井;第三系安集海河组以下地层均存在异常的高压地层,并且受山前构造高地应力的影响,井壁易塌、易漏、易缩径,地层极不稳定,目的层可能存在高压气层,不确定因素很多;固井施工工艺复杂,施工技术难度大.分析了霍10井的固井难点,进行了技术准备,采取了一些技术措施,配制了密度高达2.60 g/cm3的超高密度水泥浆,改进了固井设备,优化了固井参数,通过研究与应用,形成了一套超高密度水泥浆固井技术.应用所研究的技术在霍10井进行现场固井施工,固井质量为合格.     

沁水盆地煤层气井固井技术

沁水盆地煤层厚,主力煤层分布稳定,储集性好,含气量高,保存条件好,煤层气资源丰富。但是该地区煤层气井固井质量一直不高,影响了煤层气的勘探与评价工作。介绍了沁水盆地煤层气井固井的特点,提出了适合煤层气井的固井技术,筛选出了TG早强降失水剂。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地应用上述技术后,到2002年底为止共固井10口,固井优质率90%,合格率100%,解决了煤层气井长期存在固井质量差的问题,并探讨了以后煤层气井固井所要研究解决的问题     

缅甸PSC-2井复杂条件下双级固井工艺

缅甸PSC-2井地层压力当量密度"窗口"很窄,地层对钻井液密度和排量非常敏感,给固井施工带来很大的困难。该井在下完套管后,发生了钻井液漏失,一级固井封隔器失效后油气上窜,使固井工作无法按正常设计程序施工。随后采取了一系列技术措施,如借助地层能量,利用"U"形管原理重新建立循环;控制回压,保持进、出口流量一致,实现"平衡法"固井等,完成了该井的二级固井以及对一级固井的补救施工,初步形成了又涌又漏条件下高压气井的固井施工方案。重点介绍了PSC-2井244.5 mm技术套管在复杂井眼条件下的固井施工情况。     

泽74-1X井尾管固井技术

泽74-1X井是利用原上部井眼进行侧钻的1口重点评价井,井身剖面为"直增稳降直"五段制定向井。完钻井深3860m,进入潜山5m,最大井斜41.46°,最大井眼曲率11.03(°)/30m,水平位移574.21m。在?215.9mm井眼内下?177.8mm尾管先期完井,尾管实际下深3859.8m,尾管全长1852.49m,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点,针对该技术难点,优选了水泥浆体系,采取了合理的下套管固井措施。该井固井的成功为今后同类井的固井提供了有益的经验。     

赵53井泡沫水泥浆固井技术

因地层压力复杂、邻近断层,赵53井固井施工时存在易发生油气水窜和水泥浆漏失的问题,而且封固段较长.为此,研制开发了密度低、强度大且防窜性能好的新型泡沫水泥浆体系,并对其性能进行了试验研究.该井应用泡沫水泥浆固井施工顺利,固井质量合格.     

我国煤层气固井技术难点及对策

我国煤储层与美国煤储层特性不同,与常规油气储层特性及产出特点也有较大的差异,由于在制定适合我国煤层气储层特性及开采特点的固井技术上缺乏针对性,导致后期开采存在诸多难题。从煤层地质及工程因素的角度出发,对国内固井技术及存在的问题进行深入调研分析,指出了我国煤层气固井的难点、固井工艺及水泥浆体系应具备的特性,并提出了从煤层特性及开采角度出发,研究满足后期压裂以及储层改造的固井工艺及水泥浆体系,优选出煤岩吸附量少、早期强度高、保护储层,对渗透率影响小且外加剂在低温下配伍性好的水泥浆体系;建立固井工艺及水泥浆对煤层压裂裂缝影响的诊断与评估技术体系,合理设计水泥浆密度,实现近平衡压力固井,保护煤层等建议。