利用矿渣MTC技术解决复杂地层固井难题

分析了矿渣MTC浆失水、稠化时间、抗压强度、流变性、静胶凝强度发展等性能特点及技术优势，并与常规水泥浆进行了对比分析，认为矿渣MTC体系大部分性能指标优于水泥浆体系，可以满足现场固井技术要求。应用矿渣MTC固井技术解决了低压易漏失井、高压气井、调整井、长裸眼长封固段及复杂压力体系固井等固井技术难题，固井质量明显优于常规水泥浆固井。     

注采井长封固段固井技术的研究与应用

油田区域的长期开采造成了地层下部压力明显低于上部,给注采井固井,特别是长封固段注采井固井带来许多困难.试验研究表明,适应于长封固段的梯度多凝水泥浆是由不同比例的水泥、降失水剂、分散剂、缓凝剂、膨胀剂和消泡剂组成.该水泥浆性能、水泥石强度、封固质量、油层保护方面均远远优于常规固井水泥浆,采用该水泥浆固井技术,提高了固井质量,减少了施工压力.现场应用表明,双级梯度多凝水泥浆固井技术能减少施工压力,防止压漏地层;在长封固段,双级梯度多凝水泥浆可以有效地防止水泥浆在凝结过程中因失重造成的油气窜槽,有效地压稳地层,保证固结质量;可以减少对地层的污染,快速封固好易漏、易塌等复杂地层,实现水泥浆在长封固段的紊流顶替,提高了封固质量.     

低压易漏井提高固井质量的研究与应用

普光3井是一口典型的低压易漏井,由于该地区地质条件较为复杂,固井时存在长裸眼、长封固段、多压力系统易漏的特点,给固井施工造成很大的困难,固井质量一直不甚理想.文中综合了提高固井质量的措施,从水泥浆性能与用量设计入手,通过顶替排量优选,现场应用取得了满意的效果.     

漂珠水泥浆在下二门油田固井中的应用

下二门油田具有产层裂缝发育、地层孔隙喉度大，地层破裂压力低，漏失层多等特性，加之水泥封固段又特别长，对固井质量提出了很高的要求。针对下二门油田固井的特点和难点，采用漂珠低密度水泥浆进行长封固段固井施工，现场实践证明，漂珠水泥浆各项性能均能满足油层固井的需要，有效地解决了下二门油田易漏地层长封固段固井难题。     

漂珠水泥浆在下二门油田固井中的应用

下二门油田具有产层裂缝发育、地层孔隙喉度大,地层破裂压力低,漏失层多等特性,加之水泥封固段又特别长,对固井质量提出了很高的要求。针对下二门油田固井的特点和难点,采用漂珠低密度水泥浆进行长封固段固井施工,现场实践证明,漂珠水泥浆各项性能均能满足油层固井的需要,有效地解决了下二门油田易漏地层长封固段固井难题。     

低密度水泥浆在冀东油田的应用

为了解决低压易漏失长封固井作业过程的水泥浆流失问题,研究、优选出适合于冀东油田低压易漏地层的低密度水泥浆.在全面分析固井的技术难点和影响固井质量原因的基础上,针对地层破裂压力低、封固段长、间隙小、水泥浆顶替效率低等特点,对不同温度和不同水泥浆密度的水泥浆配方进行了实验,优选出由水泥、漂珠、增强剂(PZW-A)以及相应配套外加剂组成的低密度水泥浆,从流动度、游离液、失水量、稠化时间、抗压强度几方面进行评价.该低密度水泥浆综合性能优良,具有密度可调、游离液低、失水量易控制、过渡时间短、水泥石均匀致密不收缩、抗压强度高、抗腐蚀和防气窜等特点,能够很好地满足低压油气井、深井长封固段固井需要.17口井的现场应用表明,固井优质率达到47%,尤其提高了低压易漏井、长封固段、大井眼等特殊井固井质量,同时能更好地保护油气层和最大程度地开发有效产能.     

低密度高强度水泥浆固井技术在吐哈油田的应用

吐哈油田属于低压低渗油藏,井下漏失问题一直是钻井和固井过程中的最大难题,为解决长封固井段固井、低压易漏井固井、全井封固的气井固井和使用微泡沫钻井液钻井后的固井的难题,采用低密度高强度水泥浆体系固井.经现场应用表明,低密度高强度水泥浆通过合理调整外加剂的加量,水泥浆的稠化时间和其它性能可任意调节,在温度为40～90 ℃下,密度为1.3～1.6 g/cm3时,该水泥浆体系稳定,流变性能良好,抗压强度高,失水量低,游离液低,凝结成水泥石后体积不收缩,结构致密,渗透率低并有一定的防窜能力.该水泥浆有效地解决了长封固段低压易漏层油气井固井过程中的难点,保证了固井施工质量,固井合格率为100%,优质率为70.8%.     

泡沫水泥固井技术研究

吐玉克油田和巴喀油田均属典型的裂缝-孔隙型油藏,具有地层压力低、封固段长、地层裂缝发育、浅层气活跃等特点,这些都给固井作业带来了很大困难[1,2].根据泡沫水泥的基本组分和性能特点,提出了泡沫水泥浆密度设计要求和灰量计算公式,筛选出了泡沫水泥浆配方.室内研究和现场试验表明,泡沫水泥浆性能优良,施工方便,成本低廉,能提高低压易漏长封固段复杂的固井质量.     

鄂尔多斯盆地北部气井长裸眼段固井技术

分析了鄂北气井长裸眼段固井的难点，针对由于封固段长而引起的施工时间长、施工压力和液柱压差大等问题，采取了双级固井工艺、选用双凝水泥浆及低密度水泥浆体系等技术措施。现场应用表明，这些技术措施较好地解决了该地区封固长裸眼段的难题。     

哈10-1X超深井固井技术实践

哈10-1X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡构造,一级及二级固井前均出现井下复杂情况.为解决该区块地层承压能力低,易漏失,水泥封固段长,常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用了双凝双密度水泥浆固井,并采用了高密度钻井液顶替技术,以降低施工压力.一级固井采用1.45和1.88g/cm3双密度水泥浆,封固段为3800～6758 m;二级固井采用1.45g/cm3的低密度水泥浆,封固段为0～3001.64m.声幅测井结果显示,技术套管固井质量合格.现场应用结果表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量.     

大北X井盐膏层尾管精细控压固井技术

大北X井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带的一口预探井,该井五开φ177.8+182 mm尾管固井存在纯盐层易发生蠕变、高低压互存,裸眼段长、环空间隙小、套管下入深、钻井液安全密度窗口只有0.03 g/cm3,极易出现上喷下漏、上漏下喷、漏涌交替发生等复杂,为了解决该井固井施工存在的技术难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过精确控制井口压力,防止溢流、井漏的发生,采取正注精细控压固井+反挤平推水泥浆的方案,配套防窜压稳和防漏等固井技术措施,安全顺利完成了大北X井固井施工,经CBL/VDL测井,重叠段和裸眼段封固质量合格,管鞋以上200 m封固质量优质,六开降钻井液密度后钻进正常。该技术为窄密度窗口井段安全固井施工积累了经验,并对该区块类似复杂井固井施工提供了借鉴意义。      

长庆油田苏平1井固井技术研究与应用

苏平l井完井方式运用了技术套管一次上返、悬挂尾管和筛管技术。该井技术套管段井眼大、裸眼段长，加上大斜度、小间隙的尾管段．对水泥浆体系的性能要求较高。总结分析了长庆天然气水平井苏平l井的固井技术问题，介绍了苏平l井的井身结构与地层性质。通过研究．确定采用低失水GSJ水泥浆体系。该体系成功地应用在三次工程建井过程中，解决了长裸眼、大灰量、大斜度、尾管小间隙等固井技术问题。固井质量达到工程要求。     

肯基亚克盐下石炭系高压油气藏防气窜尾管回接固井技术

石炭系碳酸盐岩储层是肯基亚克盐下油田的主力开发层,由于该储层地层压力高,安全密度窗口窄,存在溢漏同层,钻井液和水泥浆之间的密度差小,封固段长,循环压耗高,水泥浆失重严重,环形间隙小,井眼不规则,套管居中度差,造成固井后水泥胶结质量差,易发生环空气窜。为提高水泥胶结质量,该油田采用了防气窜尾管回接固井技术,并采取了一系列配套技术措施。10口井的现场应用表明,防气窜尾管回接固井技术提高了固井质量,解决了环空气窜问题。介绍了该油田防气窜尾管回接固井技术方案、技术措施,并以两口井为例介绍了该油田直井和大斜度井防气窜尾管回接固井的施工程序。     

窄密度窗口及小间隙超深井尾管固井技术

针对西南油气田超深井五探1井φ168.3 mm尾管悬挂固井存在钻井期间漏失严重,井深、井底温度高,大段盐膏层、油基钻井液与水泥浆污染严重、后期作业井筒温度压力变化影响水泥环密封完整性等难题。采用低密度高强度韧性微膨胀防窜水泥浆体系,通过优化浆柱结构,控制井底动态当量密度与钻进时井底动态当量密度相当的平衡压力固井等配套工艺技术,有效防止了固井施工漏失,解决了水泥浆与油基钻井液污染严重的问题,确保了固井施工顺利,固井质量合格率100%,优质率99.8%,为深井窄密度窗口、油基钻井液固井提供了技术支撑。      

塔河油田长裸眼φ177.8套管双级固井技术分析

塔河油田Φ177.8套管双级固井裸眼封固段长,固井存在漏失,下部井段井径极不规则、顶替效率低,造成第一级固井质量不理想。通过合理安放分级箍位置、强化下套管技术措施、使用复合前置液、优选水泥浆体系等一系列措施,在一定程度上解决了塔河油田Φ177.8套管双级固井存在的问题,对延长油气井寿命起到良好的作用。     

哈德油田水平井固井工艺技术

哈德油田油层具有埋藏深(5100 m左右)、油层薄的特点.针对该油田地质构造复杂、井深、井身结构简单、裸眼长达5000 m左右、井斜、方位变化大,垮塌掉块、井漏严重、水平位移大、井底温度高、井下复杂、地层压力系数变化大等情况,为保护套管,提高油井寿命,油层套管为全封双级固井,一级固井为典型的大斜度水平井作业;二级固井为长裸眼、小间隙固井作业.对固井水泥浆进行了优选,确定一级固井水泥浆采用由嘉华G级水泥 硅粉(100∶36)和LANDY806L系列水泥外加剂组成的水泥浆,二级固井水泥浆采用嘉华G级水泥、漂珠、微硅为基本成分,加入LANDY806L系列水泥外加剂,密度为1.35～1.46 g/cm3 的低密度水泥浆.配合使用引导浆和隔离液以及其他固井技术措施,该套固井水泥浆在哈德油田得到了很好的应用,固井质量为优质.     

乌兹别克复杂水平井固井工艺技术

1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术.     

塔河油田盐下井AT9井复合尾管固井技术

为解决塔河油田盐下井后期完井裸眼段长、完井工具难以配套等问题,AT9井实施了一种新的盐下井井身结构,即在同一开次中穿越不同压力体系地层,完钻后结合扩孔、承压堵漏工艺,下入复合套管.通过分析AT9井盐层固井施工难点,提出了具体的技术措施,选用了抗高温抗盐水泥浆及高温隔离液,介绍了固井液的配方及性能.固井施工结果表明,AT9井盐层固井施工顺利,各项指标基本达到设计要求,试压合格,盐膏层段、φ177.8 mm套管鞋处封固质量为优质;采用的抗高温抗盐水泥浆及隔离液性能满足塔河油田盐膏层井的固井要求,具有推广应用前景.提出了有关优化钻井液性能和管串结构的建议.     

中原油田濮 7区块漏失井固井技术

中原油田濮 7区块漏涌并存,且油气层分散,水层发育,注水井多,出水现象严重,盐层分布散且段长,固井难度很大。针对区块特点,强化了一系列技术措施:完钻通井过程中调整钻井液性能,尽可能做到低黏低切低失水,以保证充分压稳油气层,并用钻进时的 1.2倍排量充分洗井,为水泥浆的胶结和提高顶替效率创造条件;合理选择平衡液达到防漏的目的;使用扶正器提高套管居中度;应用裸眼封隔器有效解决层间水窜问题;优化水泥浆设计,运用塞流顶替、采取分段加回压等项措施。在濮 7-侧 9等 8口井进行了现场应用,取得了固井优良率 100%的良好效果。     

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题,通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究,形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施,解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题,保证了固井施工安全,固井质量合格率为94.5%,优质率为74.8%,解决了固井质量差的难题,为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑,为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。