巴麥地區固井技術難點與針對性措施

常連玉 高 元 許建華 楊廣國

（1.西南石油大學石油工程學院，四川成都 610500；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

巴麥地區固井技術難點與針對性措施

常連玉1，2高 元2許建華2楊廣國2

（1.西南石油大學石油工程學院，四川成都 610500；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

巴麥地區地質條件復雜，普遍存在低壓易漏、異常高壓、大段鹽膏層和高壓鹽水層等地層。針對該地區固井技術難點，研制了性能優良的堵漏隔離液體系、密度1.20～1.45 g/cm3的低密度水泥漿體系、密度2.60～3.00 g/cm3的高密度抗鹽水泥漿體系，并對該地區低壓易漏層固井防漏技術、異常高壓層高密度固井技術、鹽膏層和高壓鹽水層固井專封技術等進行了完善與優化，形成了一系列效果良好的技術措施。瑪北1、PSB1等井的現場應用結果表明，該技術有效地解決了該區塊的固井難題，提高了巴麥地區探井的固井質量。

固井；防漏堵漏；異常高壓層；鹽膏層；水泥漿；巴麥地區

巴麥地區位于塔里木盆地中央隆起帶西段，以巴楚隆起為主體，主要包括巴什托、小海子、麥蓋提1、麥蓋提 2、麥蓋提 3 等區塊［1］。區域內地質構造復雜，固井難度大，在已完成固井施工的20多口井中，固井質量合格率為93%，優質率僅為15%，固井質量明顯低于塔河油田主體，其中部分井已經影響到分層測試和油氣評價。

該地區普遍存在異常壓力體系及大段鹽膏層，各區塊間地層差異大，相鄰井層系深度、厚度、巖性及壓力體系等對應性差。固井施工中存在超高壓固井、超低壓固井及大段鹽膏層固井等難點。通過對高密度水泥漿體系、低密度水泥漿體系開發，基本解決了上述固井難題，為加快巴楚地區的勘探開發進度創造了必要的條件。

1 主要固井難點

1.1 易漏層固井漏失風險大

巴麥地區奧陶系及寒武系成巖作用強烈，灰巖及部分砂屑灰巖普遍發育裂縫及孔洞，極易造成漏失；鉆井作業過程中，由于區內地質資料匱乏，造成裸眼段多個不同壓力系數地層共存，存在“上吐下瀉”或“上漏下噴”等復雜情況；另外，由于對易漏地層認識不足，使得堵漏方案不統一，造成有些井經過多次堵漏才封堵漏層。復雜的地質狀況，加之堵漏措施不完善使得固井施工中常有井漏情況發生，從而造成固井質量差、水泥漿返高不夠，甚至導致固井失敗。

例如YB1-2X井實測地層孔隙壓力當量密度為1.075 g/cm3，YB1 井為 1.169 g/cm3。實鉆中多數井發生了不同程度的漏失。中石化重點探井瑪北1井在鉆井過程中鉆遇多個漏失層，井隊組織多次堵漏作業，截止四開完鉆漏失鉆井液共計1 344 m3，對固井施工造成了極大的困難及風險。

1.2 高壓鹽水層、鹽膏層發育

巴麥地區寒武系鹽膏層發育廣泛，具有層位多、發育段長、蠕變速率快、埋藏深等特點，其間一般夾有石膏巖、泥巖、砂巖，軟硬交界面復雜，鹽膏層間可能有高壓鹽水或者活躍氣層。

鹽巖溶解及膏鹽層塑性流動對固井作業影響較大，鹽巖溶解或高壓鹽水侵不僅對水泥漿穩定性、稠化時間具有較大影響［2-3］，而且影響水泥環膠結質量；膏鹽層塑性流動不僅影響套管的順利安全下入，而且影響水泥環強度發育，易造成套管擠毀破壞，影響后續作業與生產。

以PSB1井為例，其位于塔里木盆地麥蓋提斜坡皮山構造，在6 536.52 m阿爾塔什組鉆遇高壓鹽水層，提高鉆井液密度至2.60 g/cm3仍存在少量溢流，緊靠超高壓鹽水層下部即鉆遇大段鹽膏層，在完井期間鹽膏層縮徑，最終造成了卡鉆，造成了巨大的經濟損失。玉北區塊二開鉆井在古近系也鉆遇了大段泥膏巖和膏鹽層，多口井發生卡鉆甚至擠毀套管等事故。

1.3 井身結構不合理

巴麥地區多為風險探井，可參考的鄰井資料較少，造成了井身結構不合理，主要體現在以下幾點。

（1）巴麥地區多個區塊存在高壓氣層，當氣層位于裸眼段的頂端，固井時氣層壓穩難度大。例如玉2井高壓氣層段距上層管鞋僅100 m，且氣層非常活躍，最終導致該井固井發生氣竄。

（2）井下壓力梯度精確預測較困難，使得不同壓力體系層位處于同一裸眼段內，造成安全施工密度窗口過窄，或者出現噴漏同存的現象。例如瑪北1井的四開井段既有高壓鹽水層，又有低壓易漏地層，安全施工密度窗口過窄，固井難度非常大。

（3）由于井下復雜或者由于套管層次限制，部分井的環空間隙過小，造成水泥漿的頂替效率低。例如BT7、BT9井?127 mm小間隙尾管固井油層段固井質量差，固井評定結果僅僅達到合格的要求。

2 主要技術措施

2.1 堵漏前置液

根據巴麥地區漏失類型與地層縫洞尺寸結構，充分發揮長、短纖維與固體顆粒在堵漏方面的協同作用，優選出性能優良的堵漏前置液材料體系。該堵漏體系由增黏劑、螯合劑、穩定劑、纖維、固體顆粒等組成，在孔洞或裂縫處，首先長纖維聚集搭橋，形成濾網骨架，然后短纖維填充纖維網格，最后粒徑優化級配的固體顆粒堵塞細小孔隙，從而形成密實的濾網結構。此外，可根據施工密度要求，用特定粒度的礦渣進行加重，不僅增加了隔離液的懸浮穩定性，而且賦予其一定的化學活性，從而提高了界面膠結質量。堵漏型前置液MS體系性能見表1。配方如下。

1#：水+8%隔離液MS+1.0%隔離液助劑MSR+5%蛭石堵漏劑+2%黏彈性堵漏劑+1%纖維狀封堵劑+0.5%纖維；

2#：水+10%隔離液MS+1.0%隔離液助劑MS-R+5%懸浮穩定劑+5%蛭石堵漏劑+2%黏彈性堵漏劑+1%纖維狀封堵劑+40%礦渣+0.5%纖維；

3#：水+8%隔離液MS+1.0%隔離液助劑MSR+5%懸浮穩定劑+5%蛭石堵漏劑+2%黏彈性堵漏劑+1%纖維狀封堵劑+80%礦渣+0.5%纖維；

4#：水+8%隔離液MS+1.0%隔離液助劑MS-R+2%懸浮穩定劑+5%蛭石堵漏劑+2%黏彈性堵漏劑+1%纖維狀封堵劑+100%加重材料+0.5%纖維；

5#：水+8%隔離液MS+1.0%隔離液助劑MS-R+2%懸浮穩定劑+5%蛭石堵漏劑+2%黏彈性堵漏劑+1%纖維狀封堵劑+105%加重材料+0.5%纖維。

表1 堵漏型前置液MS體系性能

對上述前置液進行砂床堵漏實驗（砂床顆粒為1.0～2.0 mm），封堵成功，承壓能力均大于 8.0 MPa。

室內實驗表明，MS體系封堵能力強，承壓可達8 MPa，另外還具有良好的流變性，大大提高了井下壓力安全窗口，且易于現場混配，可滿足現場施工要求，固井中可以很好起到防漏堵漏效果。

2.2 水泥漿體系優選

2.2.1 低密度水泥漿 目前，塔河油田主體區塊低壓易漏層主要集中在二疊系，主要使用1.50 g/cm3復合低密度水泥漿體系，但在巴麥地區存在異常低壓層，地層孔隙壓力當量密度在1.10 g/cm3以下。為了更好地保護儲層及防止固井施工時漏失，進行了顆粒級配與低密度材料選取［4-5］，優選抗高溫抗鹽處理劑，研制出以高抗擠微珠為主要減輕材料，密度1.20～1.50 g/cm3可調的低密度水泥漿體系，性能如表2所示。配方如下。

6#：AG+30%微硅+50%高抗擠微珠+15%抗鹽抗高溫降失水劑DZJ-Y+0.3%抗高溫緩凝劑DZH-2+2%早強劑H+2%穩定劑+135%H2O；

7#：AG+30%微硅+45%高抗擠微珠+15%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+2%穩定劑+120%H2O；

8#：AG+30%微硅+32%高抗擠微珠+15%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+1.5%穩定劑+110%H2O；

9#：AG+30%微硅+20%高抗擠微珠+12%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+1%穩定劑+110%H2O；

10#：AG+17%微硅+17%高抗擠微珠+12%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+1%穩定劑+105%H2O。

表2 低密度水泥漿綜合性能

通過表2可以看出，低密度水泥漿體系流變性好，API失水低，零析水，水泥石抗壓強度高。該體系在高溫高壓條件下具有良好的穩定性，可滿足巴麥區塊深井、超深井異常低壓層固井作業要求。

2.2.2 高密度水泥漿 巴麥區塊寒武系地層存在異常高壓鹽水層，鉆井中經常出現嚴重高鈣鹽水侵、固井中高壓鹽水層壓不穩、關井憋壓候凝期間環空壓力上升等問題。針對上述問題，研制出了高密度水泥漿。

首先利用顆粒級配理論，優選不同粒徑的加重材料［6］，得到G級水泥及鐵礦粉等各高密度水泥漿固相組分粒徑比例；然后根據緊密堆積理論與連續分形理論，確定不同加重材料的比例［7］，再優選抗高溫、抗鹽水泥漿添加劑，室內研制出溫度廣譜型、密度2.60～3.00 g/cm3可調的高密度抗鹽防竄水泥漿體系，性能見表3。該體系使用多相顆粒加重技術，一次加重即可達到設計要求；此外，該體系使用防氣竄降失水劑，防氣竄效果好，且抗壓強度高，從而保證了超高壓鹽水層固井質量。配方如下。

11#：AH+35%SiO2+195%復合加重材料MHM+3%微硅+6%抗高溫抗鹽降失水劑DZJ-Y+2.5%分散劑DZS+1.2%抗高溫緩凝劑DZH-2+70%H2O+10%NaCl；

表3 高密度水泥漿體系性能

由表3可以看出，該高密度水泥漿體系流變性能好，API失水低，強度高，可滿足現場施工要求。

2.3 固井工藝技術

2.3.1 優化井身結構

（1）在鹽膏層類塑性流動地層，套管承受的實際外擠力可能遠大于上覆地層壓力，所以在鹽膏層井段采用下入具有較高抗外擠能力的高強度套管。

（2）合理分割不同壓力體系地層，避免同一裸眼井段內不同壓力體系共存。

（3）盡量避免高壓鹽水層、高壓油氣層位于封固段的頂端，降低固井施工中的壓穩難度。

（4）合理設計環空間隙。過小的環空間隙會導致環空壓耗高，不僅造成固井水泥漿頂替效率低下，而且薄水泥環亦影響固井質量檢測。

2.3.2 井眼準備 下套管前應充分通井、循環，膏鹽層段需充分擴孔，測定膏巖蠕變速率，計算固井安全作業時間，保證套管順利下入預定井深，且滿足水泥石強度；其次采用先導漿技術，改善混漿流變性、濾餅質量，從而提高第二界面膠結質量。

2.3.3 提高頂替效率 合理安放扶正器，保證套管居中度不小于70%；優化環空漿柱結構和流變性設計，采用紊流塞流復合頂替技術，提高水泥漿的頂替效率。

2.3.4 壓穩措施 調整水泥漿及前置液密度，采用分段壓穩方法設計環空液柱結構，并視壓穩模型計算結果，采取固井施工后是否采用環空加壓的方式防止高壓流體發生串槽。

2.3.5 固井質量評價 進行固井質量評價時，鑒于受到快速地層、薄水泥環等因素影響［8］，應以固井質量測井為主，視具體情況，參考固井、鉆井、裸眼井測井等有關數據，進行多信息綜合評價。

3 現場應用

3.1 防漏固井技術的應用

瑪北1井是位于塔里木盆地巴楚隆起瑪北1構造一口中石化重點風險探井，三開鉆頭直徑為?311.15 mm，中完井深為5 753.00 m，下入?244.45 mm尾管，封固段為2 743.41～5 752.50 m。該開次井段地層壓力系數低，鉆井過程中發生過多次惡性漏失，因此本次固井主要難點為防漏。

本次尾管固井首先注入16 m3沖洗液和16 m3堵漏隔離液，后注入密度1.30 g/cm3的低密度水泥漿120 m3和密度為1.90 g/cm3的常規密度尾漿35 m3。堵漏隔離液配方：井場水+10%隔離液MS+1.5%隔離液助劑MS-R+5%懸浮穩定劑+2%黏彈性堵漏劑+1%纖維狀封堵劑+40%礦渣+0.3%纖維，密度為1.25 g/cm3，高溫養護后動流性指數為0.48，塑性黏度為0.61 mPa·s。低密度水泥漿配方為：AG+30%微硅+32%高抗擠微珠+15%抗鹽抗高溫降失水劑DZJ-Y+0.3%抗高溫緩凝劑DZH-2+2%早強劑H+1.5%穩定劑+110%H2O，該體系密度為1.30 g/cm3，API失水量為 36 mL，稠化時間 256 min，72 ℃、21 MPa、48 h條件下測定頂部強度9.6 MPa。

該井固井前嚴格按照程序進行井眼準備工作，并進行了套管扶正器優化，套管居中度均在70%以上；固井施工過程順利，堵漏前置液與低密度水泥漿體系有效防止了固井施工過程漏失，確保了水泥漿返高和封固段有效封固。候凝72 h后聲幅測試，固井質量優良。

3.2 高密度水泥漿的應用

PSB1井為在巴麥區塊部署的一口風險探井，當鉆進至古近系漸新統至古新統時鉆遇高壓鹽水層，為壓穩高壓鹽水層，設計水泥漿密度達2.60 g/cm3。為了確保高密度水泥漿連續施工和安全泵注，檢測固井設備及水泥漿性能，固井前進行了高密度水泥漿地面試打。地面混配密度達到了設計要求的2.60 g/cm3，流動性較好，最高混配密度2.69 g/cm3，創西北油田分公司水泥漿混配最高紀錄。由于該井在下套管前發生了惡性卡鉆致井眼報廢，所以該井密度為2.60 g/cm3水泥漿體系未入井，但成功地面試打為后續高壓固井提供了技術保障。

瑪北1井四開鉆遇高壓鹽水層及鹽膏層，下入?184.15 mm加厚尾管封固鹽膏層，但由于未能準確掌握高壓鹽水層地層壓力，造成固井后溢流；鉆井液密度提高至2.20 g/cm3，后又進行了?177.8 mm尾管短回接固井。為了有效壓穩下部高壓鹽水層，回接固井采用了密度為2.30 g/cm3的隔離液和2.40 g/cm3的高密度水泥漿體系。

隔離液配方為H2O+12%隔離液MS+3%隔離液助劑MS-R+3%微硅+280%加重劑+10%NaCl+1%高溫緩凝劑DZH-2，密度2.30 g/cm3，高溫養護后流變讀數84/64/46/35/15/13。水泥漿配方為AG+10%微硅+135%復合加重材料MHM+抗高溫抗鹽降失水劑5%DZJ-Y+2%分散劑DZS+1%早強劑H+10%NaCl+0.4%抗高溫緩凝劑DZH-2+67%水；主要性能（實驗溫度100 ℃）：密度2.40 g/cm3，流動度20 cm，API失水32 mL，稠化時間276 min， 21 MPa、48 h下抗壓強度19.2 MPa。本次固井施工后進行了關井憋壓候凝，達到了很好的壓穩防竄效果，經聲幅測井評定，固井效果達到了優良，后期降低鉆井液密度至1.27 g/cm3時未發生溢流，說明將高壓鹽水層進行了很好的封固，確保了下一開次的順利鉆進。

4 結論及建議

（1）堵漏隔離液MS體系封堵能力強，可以承壓達到8 MPa。對于易漏失井采用該堵漏隔離液體系，再根據井況配合低密度水泥漿體系來減小液柱壓力，大大降低了薄弱地層固井時的漏失風險。

（2）針對巴麥地區易漏失地層，需認清漏層，應用綜合固井防漏技術措施，保證水泥漿返高，確保固井質量。

（3）新開發的高密度抗鹽水泥漿體系室內密度可達3.00 g/cm3，具有很好的抗高溫抗鹽性能，對于巴麥地區異常高壓層采用高密度固井技術壓穩超高壓地層，可以實施有效封固，保證固井質量。

［1］趙志國.巴麥地區鉆井技術難點及提速對策［J］.西部探礦工程，2011（6）：102-105.

［2］馮國良， 解忠義， 齊奉忠，等 . 烏茲別克斯坦深井超深井鉆完井技術［J］.石油鉆采工藝，2012，34（3）：16-19.

［3］李真祥，王瑞和，高航獻.元壩地區超深探井復雜地層固井難點及對策［J］.石油鉆探技術，2010，38（1）：20-25.

［4］萬偉，洛邊克哈，陳大鈞.超低密度高強度水泥漿體系的研究［J］.鉆采工藝，2008，31（5）：125-128.

［5］孫富全，侯薇，靳建洲，等.超低密度水泥漿體系設計和研究［J］.鉆井液與完井液，2007，24（3）：31-34.

［6］徐璧華，劉汝國，劉威，等.超高密度水泥漿加重劑粒徑和加量優化模型［J］.西南石油大學學報，2008，30（6）：131-134.

［7］黃柏宗.緊密堆積理論的微觀機理及模型設計［J］.石油鉆探技術，2007，35（1）：5-12.

［8］羅榮，李雙林，崔光.塔河油田固井質量評價影響因素分析［J］.中外能源，2012，17（1）：70-73.

（修改稿收到日期 2013-03-26）

Technical diff i culties and specif i c measures of cementing in the Bachu-Maigaiti Area

CHANG Lianyu1,2, GAO Yuan2, XU Jianhua2, YANG Guangguo2

（1. College of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu610500,China;2. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing100101,China）

Since the complicated geological conditions in Bachu-Maigaiti Block, where low-pressure thief layers, abnormal highpressure formation, long section salt beds and high-pressure brine formations were wildly distributed, and easily led to poor cementing quality. In view of technical diff i culties of cementing in this area, excellent performance plugging isolation fl uid system, ultra-low density slurry system with density of 1.20～1.45 g/cm3, and 2.60～3.00 g/cm3ultra-high density salt tolerant slurry system were researched.leak protection technology of low-pressure thief layer cementing, ultra-high density cementing technology of ultra-high pressure zone,and special cementing technology of salt beds and high-pressure brine formations were improved and optimized, which formed series of technical measures and achieved good effects. The fi eld application results in Well Mabei1 and Well PSB1 show that diff i cult cementing problems of low-pressure thief layers, abnormal high pressure layers and ultra-high pressure salt-water formation were solved effectively, and exploration well cementing quality were improved in Bachu-Maigaiti area.

well cementation; leak protection and plugging; abnormal high pressure formation; salt bed; cement slurry; Bachu-Maigaiti area

常連玉，高元，許建華，等.巴麥地區固井技術難點與針對性措施 ［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（3）：37-41.

TE256

B

1000 – 7393（ 2013 ） 03 – 0037 – 05

中國石油化工集團石油工程管理部項目“巴麥地區防竄防漏固井技術先導試驗”（編號：JSG11017）。

常連玉，1978年生。2003年畢業于石油大學（華東）石油工程專業，在讀工程碩士研究生，現主要從事固井技術研究，高級工程師。電話：010-84988232。E-mail：changly.sripe@sinopec.com。

〔編輯

朱 偉〕