大庆提高固井界面封固质量技术取得突破

大庆钻探钻井二公司与钻井工程技术研究院、钻技一公司联合攻关的固井界面封固质量技术,成功解决了薄油层固井质量不高的难题。截至目前,该项技术在喇嘛甸油田102口井试验推广,固井优质率达81.1%,合格率达100%,与同区块非试验井相比,固井优质率高出38.6%,彻底扭转了喇嘛甸油田固井质量长     

大庆葡南油田三、五断块调整井固井技术

葡南油田三、五断块地质条件复杂，钻井和完井过程中多次发生井漏、井涌、下套管后管外冒和井喷等复杂事故，固井质量不易保证，完井工作难度较大。在分析影响固井质量因素的基础上，结合具体施工情况，制定了相应的固井对策。低压易漏区以防漏为主，分别采用了免钻双级固井、防漏堵漏水泥浆固井、双凝水泥浆固井技术；低渗高压区以防窜为主，采用了防窜固井技术。2010年在葡南油田三、五断块进行了45口井的现场施工，固井施工一次成功，固井质量全部合格，优质率达到了75%，形成了一套指导该地区固井的配套技术。     

漂珠低密度水泥浆在安棚碱井的应用

安棚区块地层破裂压力低，地层易漏失；碱井矿化度高，矿石易溶蚀，导致井壁存在不同程度的“葫芦串”，井径不规则，固井施工顶替效果差。上部井段采用漂珠低密度水泥浆进行固井施工，下部目的层（碱层段）仍使用常规密度水泥浆。漂珠低密度水泥浆配方为：夹江G级水泥 37.5%漂珠 1.8%KJS-1 1.5%KJS-2 0.2%S501。漂珠水泥浆在高温条件下具有足够的稠化时间和良好的流动性，保证了固井施工安全，顺利，现场应用表明，漂珠低密度水泥浆有效地解决了安棚碱井易漏地层长封固段固井难题，确保了安棚碱井的固井质量。2000年固井4井次，上部漂珠段固井1次合格率为100%，碱层段固井优质率达到100%。     

风化店油田二次开发固井技术

风化店油田采出程度高、综合含水高、油层间隔小、层间矛盾突出,给老油田二次开发工程中的固井质量提出了更高的要求。针对固井难点问题,从压稳、承压、防窜、膨胀等方面入手,摸索出了加重隔离液、变排量顶替等调整环空浆柱结构的设计方法,形成了以固体降失水、组合膨胀水泥浆体系为核心的固井配套工艺技术。现场应用表明,该技术有效解决了层间固井封隔质量差的难题,现场实施5口井,固井质量优质率较以往提高了37.2个百分点,满足了油田二次开发对固井质量的要求。     

长庆油田侏罗系油藏固井技术研究及应用

.针对长庆油田侏罗系渗透率相对较高、油水同层、油藏底水活跃的固井难题,研究开发出具有微膨胀、早强、降失水作用的水泥浆体系,经过2010年在靖安油田123口井的现场应用证明,该水泥浆体系具有流变性好、失水量小、稠化曲线呈直角,早期抗压强度高的特点,解决了靖安油田侏罗系固井质量差的难题,固井合格率100%、优质率81.3%,大幅度地提高了固井质量,为甲方快速有效开发侏罗系油藏提供了可靠的技术支撑。     

泡沫水泥浆固井工艺技术

花土沟油田是青海石油管理局1个开发多年的主力油田,井深为1300m左右,现在所钻的井多为调整井,地层压力系数很低,仅为0.6~0.8,油层分布特点是薄、散、多,且上部80~150m还有浅气层,油层固井要求全井封固,水泥返至地面。该区块原来油层固井合格率为92%,优质率仅为48%,固井质量严重影响了该油田的产能建设和合理开发。为了解决这一固井难题,对泡沫水泥浆固井技术进行了研究,并对5口井进行了油层封固,固井施工顺利,未发现漏失现象,经声幅测井证实,5口井水泥均返至地面,油层固井优质率高达100%。实践证明:这种新型的低密度化学泡沫水泥解决了低压易漏井、长封固段井和稠油热采井的固井难题,提高了固井质量,缩短了建井周期,节约了成本,经济效益十分显著。     

复合型膨胀增韧剂的研究与应用

针对温北油田油气井水泥石高收缩、高脆性带来的固井质量问题，制备了一种油井水泥复合型膨胀增韧剂(代号EF35),并利用该剂开发了一套适用于温北油田油层套管固井的膨胀增韧型水泥浆体系。实验结果表明：EF35的膨胀率达1.5%,弹性模量降到7 GPa;水泥浆的可混拌性与流变性良好，各性能指标均满足现场施工要求。经温北油田7口井的现场检验，一、二界面的固井质量合格率均达到100%,平均优质率达94.52%。     

吐哈油田葡北3-12井超长封固段固井技术

葡北3-12注气井位于吐哈盆地葡北构造带中断葡北1号构造．井深为3610m。针对该区块地层承压能力低，易漏失，油气水窜严重，常规固井方法无法满足固井要求的问题，该井采用三段三凝制、常规水泥浆和泡沫水泥浆体系固井，并采用重钻井液顶替技术．降低施工压力。该技术能保证固井候凝过程中井底压力平衡，施工安全。现场应用表明，采用常规水泥浆和泡沫水泥浆固井技术．提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量，解决了水泥返高不足的问题；并通过一次常规固井工艺实现了全井封固，简化了施工工艺，节约了成本，经济效益和社会效益十分显著。该井封固优质段累计达2600m，优质率达85％，固井结果良好。     

垦东油田固井水泥浆技术

胜利垦东油田地层压力系数低,一般为0.9～1.0,600～700 m井段间还有浅气层,要求水泥浆返至地面,固井面临着封固段长、水泥用量大、易漏失憋泵、地温梯度低、水泥石强度发展慢、施工压力高、油气水易侵入造成窜槽等难题.该区块2003年固井30口(其中5口井经补救合格),合格率为93.3%,优质率为60%,固井质量严重威胁着油田的合理开采和产能建设.经室内实验研究和分析对比,优选出了水泥浆配方,并采取了相应的技术措施.现场应用表明,优选出的水泥添加剂相容性好,配伍性强,浆体性能优良,能防止对油层的污染,延长油井寿命;水泥石的渗透率低、强度高、韧性强,大大提高了固井优质率,现场固井20口,合格率达100%,优质率为80%.     

港西油田调整井固井技术

根据港西油田调整井固井作业特点，通过室内对比试验，优选出２种Ｇ级水泥浆配方和１种低密度水泥浆配方。２８口井固井施工结果表明，应用上述水泥浆配方可以获得良好的固井质量，固井成功率１００％、优质率７１．４％。     

沁水盆地晋城地区煤层气田固井实践

分析了晋城地区煤层气井的地质特点及固井现状,从5个方面指出了影响该地区固井质量的原因。针对这种情况,在固井中,采用低密度水泥浆,严格控制水泥浆的失水量,提高水泥浆的粘度和切力,并采用低返速顶替技术,使得固井质量优质。     

莺歌海盆地高温低压定向井旋转尾管固井技术

南海莺歌海盆地某气田A15井是一口典型的高温低压定向深井,井底温度高、地层压力低、尾管固井环空间隙小,若采用常规尾管固井技术固井顶替效率低,易发生气窜和漏失,高温低压气层井段的封固质量难以保证。为提高该井尾管固井的质量,该井采用了旋转尾管固井技术和高温胶乳防气窜水泥浆体系,与优选出的油基钻井液冲洗液和隔离液配合,通过预测旋转扭矩和尾管的居中度,完成了该井高温低压储层段Φ177.8 mm尾管固井作业。高清扇区水泥胶结测井结果证实,该井尾管固井井段气水隔层和射孔井段封固质量达到良好,高压水层封固质量合格,与采用常规固井技术的邻井A9井相比,尾管固井质量大幅提高。A15井旋转尾管固井的成功,为南海莺歌海盆地高温低压定向井尾管固井质量的提高提供了一条新途径。      

页岩气水平井固井技术难点分析与对策

页岩气储层多为低孔低渗,需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝,所以对固井质量的要求很高。对页岩气水平井固井面临的套管下入与居中度、油基钻井液有效驱替和大型压裂对固井胶结质量的影响等技术难题进行深入分析,从有效通井、套管居中、套管漂浮固井技术、高效洗油冲洗液、采用弹韧性水泥浆体系等几个方面提出了提高页岩气水平井固井质量的技术对策,为今后页岩气水平井固井提供借鉴。中图分类号:文献标识码:A     

触变早凝膨胀水泥浆体系在厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块尾管固井中的应用

Tambococha区块位于厄瓜多尔亚马逊热带雨林腹地，是著名的“ITT”项目的重要组成部分，主力油层NAPOM1属于高孔高渗油气藏，油藏埋深在1500 m左右。针对前期尾管固井存在的油层封固质量差的问题，通过及时调整领浆密度、水泥浆稠度、减少降失水剂加量、减少胶乳的加量、引入早强触变剂等措施调整水泥浆配方，调整后的触变早凝膨胀水泥浆体系稠化时间、初终凝时间有所缩短，胶凝强度增大，胶凝强度发展速度加快。对调整后的水泥浆体系进行了8井次的现场应用，油层优质率为100%，尾管全井段优质率为95%以上，解决了该区块尾管固井存在的原始地层油水活跃、油层位置高的难题，为该项目后续尾管固井施工提供了技术支撑。     

偏心机械式振动固井技术在长庆油田的应用

为提高长庆油田注水调整更新井固井质量,试验应用了一种偏心机械式振动固井技术。在室内采用ZD-34电动振动器评价装置对振动器进行室内模拟,对水泥浆振动后的抗压强度、胶结强度、稠化时间、初终凝过渡时间和渗透率进行评价,结果表明,振动后水泥浆稠化时间缩短25%~30%,初终凝过渡时间缩短30%~50%,水泥石24h抗压强度提高10%~14%,胶结强度提高11%~16%,渗透率降低33.3%~43.9%。该技术在长庆油田吴堡区块应用5口井,试验井油水层封隔良好,总体固井优质率提升20%以上。室内实验和现场应用表明,偏心机械式振动固井技术可以有效提高固井质量,具有较好的推广应用前景。      

保护煤储层的煤层气井固井技术

国内的煤层气井主要采用注水泥射孔方式完井,研究固井设计和施工的一些关键问题对于避免潜在的生产作业和开采效益风险具有重要意义。简要回顾了国内煤层气井固井施工和研究状况,分析了煤层气井固井的质量要求和保护储层需求,结合室内和现场试验提出了适用于煤层气井固井的水泥浆性能和施工设计方法。研究认为煤层气井固井中最重要的封隔要求是对煤储层顶板的封隔,首要的作业安全问题是防止漏失。综合考虑固井作业和保护储层需要认为:适宜的水泥浆密度范围为1.20~1.60 g/cm3,并应采用黏稠水泥浆在0.5~0.8 m/s的低返速下固井施工。现场应用的固井质量合格率达到100%,证明该研究结论适用于煤层气井固井。     

触变早凝膨胀水泥浆体系在厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块尾管固井中的应用

Tambococha区块位于厄瓜多尔亚马逊热带雨林腹地，是著名的“ITT”项目的重要组成部分，主力油层NAPOM₁属于高孔高渗油气藏，油藏埋深在1500 m左右。针对前期尾管固井存在的油层封固质量差的问题，通过及时调整领浆密度、水泥浆稠度、减少降失水剂加量、减少胶乳的加量、引入早强触变剂等措施调整水泥浆配方，调整后的触变早凝膨胀水泥浆体系稠化时间、初终凝时间有所缩短，胶凝强度增大，胶凝强度发展速度加快。对调整后的水泥浆体系进行了8井次的现场应用，油层优质率为100%，尾管全井段优质率为95%以上，解决了该区块尾管固井存在的原始地层油水活跃、油层位置高的难题，为该项目后续尾管固井施工提供了技术支撑。      

大牛地气田保护储层固井技术研究与应用

大牛地气田储层属于低压、低渗透气藏，具有钻井过程中个别井段易漏和单井产量低的特点，储层保护十分重要。通过对该气田储层物性特征的分析和敏感性评价，针对水泥浆对气层污染的机理，研究出污染程度小的水泥浆体系和固井工艺技术。大牛地气田227井次的固井施工表明，固井质量优质率迭92．7％，合格率迭100％，而且水泥浆对气层的污染深度只有5，16cm，通过射孔完全可以解除。     

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论述了长庆石油勘探局在油气井固井过程中存在的主要生产难题———水泥返高不足和注水泥井段胶结质量不理想；分析了影响固井质量的主要因素———水泥浆体系质量较差、井漏、长裸眼井段顶替效率不高、水泥浆凝结过程中油气水侵；提出了提高全井封固质量的技术对策、提高天然气井注水泥质量的主要工艺技术以及套管防腐技术。这套技术大幅度提高了低压易漏井段和油气水活跃产层的注水泥质量，油气层合格率由攻关前的８０％提高到９９％；油气井优质率分别达到７８．１％和７７．７％以上。不但为简化井身结构开发方案提供了技术保障，而且为低压易漏长封固井段提高注水泥质量提供了宝贵经验。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。