超低密度水泥浆固井技术的应用——以百泉1井为例

在对压力系数低、易漏地层,特别是裂缝型地层的固井作业中,采用常规密度的水泥浆进行固井极易引起井漏,造成固井失败或质量不合格。为此,根据准噶尔盆地西部隆起克百断裂带百口泉鼻隆构造上的百泉1井钻井复杂情况和地层情况,采用了2种超低密度水泥浆柱结构,以确保固井时上部防漏下部压稳,该井固井过程中无漏失,测井结果表明,低密度水泥浆固井质量合格。结论认为：①在压力系数低和有易漏地层存在的情况下,从固井设计到施工都应采用以“高效顶替、整体压力平衡”为核心的平衡压力固井工艺技术,控制环空形成的动液柱压力约大于地层压力和小于地层破裂压力;②正确选用和合理搭配固井施工压力、水泥浆密度和施工排量这3个参数,分析前期技术难点并制订合理的应对措施是保证固井成功的关键;③由于采用了超低密度水泥浆,降低了环空液柱压力与地层压力之间的正压差,减小了水泥浆的失水量,有利于保护油气层。     

TS2井超低密度水泥浆固井技术

TS2井是中国石化西北油田分公司在新疆塔河油田库车县境内部署的一口风险探井,处于低压易漏区块。在没有该区块类似井况固井先例的情况下,研究了该井的固井技术难点、固井技术措施,优选水泥浆体系,并基于颗粒级配理论提高PVF,使用国外先进减轻材料,调制出密度为1.25g/cm3的超低密度水泥浆进行固井作业,施工顺利,质量优良率82.32%。图2表4参2     

超低密度水泥浆尾管固井技术在百泉1井的应用

位于克拉玛依百口泉-黄羊泉地区的百泉1井,存在着多压力系统,钻井过程常发生漏失、溢流等复杂情况。针对该井的地质特点和固井难点,制定对应措施,采用了新型前置液、超低密度水泥浆体系和平衡压力尾管固井技术,有效地解决了低压易漏和高压易喷同时存在的长封固段固井难题,使用1.10 g/cm3水泥浆密度为目前克拉玛依油田固井所使用的最低密度的水泥浆。该项固井工艺为复杂地质情况下固井作业提供了经验。     

二连盆地低阶煤层超低密度水泥浆固井技术

为解决二连盆地低阶煤层常规低密度水泥浆固井漏失严重、返高低等难题,针对该煤矿区微裂缝较发育、岩层强度低导致承压能力低的特点,研发出一套超低密度水泥浆体系,配套使用的稳定增强材料解决了配制超低密水泥浆时易出现的微珠上浮、水泥下沉的分层离析现象,同时分析了水泥浆体系失水对煤储层的影响。该超低密度水泥浆的现场应用密度最低达1.06 g/cm3,流动度控制在19～20 cm,析水为0 mL,30℃稠化时间控制在1.5～4.5 h,API失水量小于50mL,24 h抗压强度大于3.5 MPa,72 h抗压强度大于6.0 MPa,综合性能优良。该超低密度水泥浆体系已在华北油田的二连盆地应用5井次,均实现了单级固井返至井口的要求,固井质量合格率为100%。      

超低密度早强水泥浆在天然气井固井中的应用

在天然气井固井中,上部固井质量一直存在问题。为了提高固井质量,达到保护套管的目的,研制了新型水泥浆体系。经室内研究,选择了减轻剂的种类与粒级配比;根据低密度水泥浆的性能要求,确定了配方,并对该配方进行了触变防漏特性及稳定性分析,形成了具有体系稳定、水泥浆密度波动对水泥浆体系产生影响较小、抗漏失能力强、早期强度发展快等特点的超低密度水泥浆体系。经现场试验,获得了较好的效果。     

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.     

塔河油田 T737超深井超低密度固井技术

T737井是塔河油田7区西北部构造上部署的一口评价井，该井的设计井深为6045m，实际完钻井深6077m，采用θ127无接箍尾管和1．20g/cm^3的高性能超低密度水泥浆固井技术，属于超深井、小间隙、超低密度、尾管固井范畴.介绍了该井的固井技术难点，固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会。     

超高密度水泥浆固井技术

新疆准噶尔盆地南缘地质情况复杂,钻井过程中事故频繁、钻井速度慢、钻井周期长、井眼质量差,给固井作业造成了系列技术难题。为此,我院从1996年即开始对超高密度水泥浆固井技术进行了深入、系统的研究,包括超高密度水泥浆设计及混配技术、高压井套管的强度设计及安全下入技术、窄安全压力窗口平衡注水泥技术、超高密度水泥浆顶替超高密度泥浆提高顶替效率技术和超高压地层流体压稳候凝技术,并通过单项技术的有机合成,形成了配套的超高密度水泥浆固井技术。该技术在安4井φ177.8mm技套固井首次应用并取得成功以后,又先后在安4井、霍10等多口井的油层套管固井中获得成功,取得了良好的应用效果。     

低成本超低密度水泥浆体系研究与应用

针对低压易漏失、长封固段地层的固井难题,同时适应当前油气勘探低成本战略,开发出一种复合增强材料BCE-650S。该材料具有稳定性好、高活性、高蓄水等特点,且来源广泛、价格低廉。对其辅以适当外加剂,形成了密度在1.20～1.30 g/cm3的超低密度水泥浆体系。该体系在扩大水灰比、降低密度的同时,还具有优良的性能,使低密度水泥浆的成本大幅降低,水泥浆在60℃养护24 h后的抗压强度大于8 MPa,72 h抗压强度在10 MPa以上;浆体稳定性、耐压性能良好;失水量可控,稠化时间可调,满足施工要求。该体系已经应用于吉林油田,现场固井效果良好,具有推广应用前景。      

超低密度水泥浆体系在鹤煤3井固井中的应用

鹤煤3井在360~1 030 m井段共发生8次漏失,共计漏失钻井液100 m3。通过优选水泥浆体系,采用含有特种纤维防漏增韧和助防漏材料的低密度和超低密度两种水泥浆体系相搭配进行固井,有效地防止了井漏,固井质量良好。超低密度水泥浆体系在该井的成功应用,为该区块大面积开发煤层气提供了强有力的技术保障。     

超低密度水泥浆体系设计和研究

欠平衡钻井的发展和某些低破裂压力地层要求固井水泥浆密度低于1.20 g/cm^3,有些甚至要求水泥浆密度低于1.00 g/cm^3。为此,引入了超低密度水泥浆的概念;分析了所使用的减轻材料选择依据,提出超低密度水泥浆设计原理,超低密度水泥浆密度可达0.96 g/cm^3;讨论了超低密度水泥浆稳定性、失水、强度等性能,并对超低密度水泥浆的综合性能进行了试验,结果表明其综合性能优良,可以满足各种固井工程的应用要求。     

元坝21井超高密度水泥浆固井技术

为满足四川地区高温高压(含硫化氢)气井固井的需要及进行技术储备,通过长时间的技术探索和大量的室内实验工作,研究总结出一套适合高温高压井的水泥浆体系和固井工艺。此水泥浆体系密度能够达到2.55g/cm3,并且在流动度大于21 cm的情况下2 h上下密度差仍能保持在0.03 g/cm3以下,且具有低失水,高强度,稠化时间线性可调等优点。此技术已成功应用于密度窗口窄的元坝21井超高密度水泥浆尾管固井施工中,施工过程顺利,固井质量良好。     

官深1井超高密度水泥浆固井技术

为解决异常高压气层和高压盐水层固井的实际困难,采用新型超高密度加重材料、超细加重稳定剂与其他填充剂进行颗粒级配,形成了密度为2.60~2.85 kg/L的超高密度水泥浆体系。该体系具有流动性好、强度高、抗高温、防窜能力强、对温度及密度变化自适应、施工安全性高、顶部无超缓凝的优点。针对超高密度水泥浆现场施工工艺,进行了超高密度材料灰样混配方案设计、高密度灰样模拟运输测试等研究,并通过优化施工方案,形成了超高密度水泥浆配套固井工艺技术。该技术在官深1井三开固井中成功应用,入井隔离液平均密度为2.75 kg/L,水泥浆平均密度2.78 kg/L,创造了国内入井水泥浆密度最高纪录。      

一种超低密度水泥浆(ULCS)技术

在枯竭油藏和弱胶结地层固井时，通常使用低密度水泥浆。随着开发力度的不断加强，这些油藏的地层压力梯度不断下降，以往使用的低密度水泥浆体系都存在这样或那样的缺点，还没有一种单独的体系能够适应越来越困难的固井条件。国外提出了一种新的超低密度水泥浆技术，这种技术基于加入微殊和充气产生泡沫2种配制低密度水泥浆方法的优点，将2种降低密度的方法联合使用，从而产生密度更低、性能更加优良的超低密度水泥浆（ULCS）。介绍了用密度为0．998g／cm。的ULCS在墨西哥的中南部Samaria区域固井以及用密度为0．647g／cm~的ULCS在墨西哥Cantarell油田封固尾管的情况。结果表明，使用该技术配制的ULCS能够适应枯竭油藏苛刻的固井条件，没有发生漏失，固井质量得到很大提高。     

固井水泥浆密度的自动控制

在水泥浆密度自动测量装置的基础上，结合我国大部分油田固井工艺的现状，提出了一种固井水泥浆密度自动控制方案，采用ＰＩＤ控制规律，选用对数型调节阀，通过调节水量，即通过调节喷射水的返回量或辅助水量，达到水泥浆密度自动调节的功能。现场模拟试验证明：方案简单可行、精度高、完全可以取代人工调节。     

川西超高密度水泥浆固井技术

中国石化西南分公司在川西凹陷孝泉—新场构造带上部署了一系列预探井,以探索孝泉构造上三叠统须家河组二段各砂组含气性为主要目的。但在钻进过程中出现多次复杂现象,特别是在三叠系上统须家河组五段至三段,井漏和溢流频发,压力系统多且存在异常高压层段,固井施工难度极大。选取了该区块具有代表性的新场12井技术套管固井为例,对该井地质构造、井身结构、井眼状况等进行了介绍,对固井难点进行了分析,提出了的固井技术措施建议,特别针对新场12井在须家河组五段至三段异常高压的情况,通过大量室内实验,研究和配制了密度高达2.45g/cm3的水泥浆,经过充分的准备工作,成功进行了该井Φ193.7mm技术套管下深4697m的一次性固井施工,为解决川西地区超高压气井固井难题打下了良好的基础。     

新型固井水泥浆密度流量自动测量系统

水泥浆的密度和流量是固井施工过程中的两个重要参数，针对以往采用的诸种仪器和方法都存在不少问题，新型的固井水泥浆密度流量自动测量系统，能够对固井水泥浆的密度和流量进行在线连续，准确的检测，并能实时地进行显示，打印，远传和报警。通过试用证明该测量系统具有推广应用前景。     

降低固井水泥浆密度的新技术

针对现有低密度固井水泥浆存在的一些问题,介绍了一种有效降低水泥浆密度的新技术,即使用新型密度减轻材料———美国3M公司生产的中空玻璃微球(HGS)作为密度减轻剂。介绍了中空玻璃微球HGS的基本特点,对HGS低密度水泥浆进行了杨氏模量和抗张强度实验、压力和温度循环下的胶结强度实验、钻穿测试实验及现场测试,并与泡沫水泥浆和硅酸钠水泥浆进行了对比。实验及测试结果表明,添加了中空玻璃微球HGS的水泥浆有效地降低了密度,并且其混合、泵送及抗压强度、胶结质量等完全可以满足井下作业的要求。     

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.