喇嘛甸油田南中東區塊鉆井提高固井質量探討

李衛民，柴鳳忠，左獻軍

1.中國石油大慶油田有限責任公司第六采油廠工程技術大隊 （黑龍江 大慶 163114）

2.中國石油大慶油田有限責任公司第六采油廠第三油礦 （黑龍江 大慶 163114）

固井作業即下套管完畢后，向套管周圍注入水泥漿，使套管串與井壁牢固地連成一體，封隔疏松、易漏、易塌等復雜地層和油、氣、水層，防止油氣的互竄。固井工程是鉆井完井工程中的重要環節，固井質量的好壞關系到油氣井壽命和采油氣作業效果。

大慶油田有限責任公司以下簡稱大慶油田是一個多層系非均質陸相油氣田，在縱向上各油層的滲透性和孔隙度存在較大差別，經過多年注水開發,形成了多壓力體系，不同儲層間形成較大層間壓差。層間壓差對固井質量的影響主要表現是高滲低壓層固井質量差的問題，而喇嘛甸油田表現較為突出。根據統計結果，喇嘛甸油田調整井固井質量很差，2007年鉆井285口，優質率30.8%，低于同期北三西區塊的62.52%，北一斷東的92.31%，五廠的74.59%，也低于2000年到2007年大慶油田老區固井的平均水平59%。喇嘛甸油田經過多年的注水開發，造成地層水淹嚴重，極大地影響了固井質量和油氣層的開采，為進一步提高產能區塊新鉆井的固井質量，在喇嘛甸油田南中東一區首鉆井，開展了提高固井質量現場試驗[1-2]。

1 影響固井質量原因分析

1.1 影響固井質量的主要因素

地質因素：井漏、井垮、鹽層、高滲低壓、長期注水，地層含水較高；

油藏因素：溫度、壓力、滲透率、油氣水分布等；

工程因素：井身結構、鉆井固井設備、鉆井液性能、井徑、水泥漿性能與地層配伍性。

1.2 喇嘛甸油田固井質量低的主要原因

喇嘛甸油田經歷了多年的高壓注水開采，加之水驅油過程中油水界面運移不平衡，使地層壓力系統變得相當的復雜，地層結構遭到破壞。平面上,同一層面地層內出現壓力差，油水處于活動狀態；縱向剖面上,同一口井內地層存在多套壓力系統，甚至層與層之間相互竄通。尤其喇嘛甸油田斷層發育，壓力系統更為復雜，加上油層的連通性差或非均質,使本來存在的層間、層內及平面矛盾更加顯著,在井眼剖面上,高壓層、低壓層、常壓層相間交錯存在。一口井中多套壓力系統并存,給提高頂替效率、候凝過程中水泥漿失重時壓穩問題及安全施工帶來了很大的困難。

盡管在鉆井或進入目的層前，進行停注、泄壓、放溢流等措施，但地層流體壓力的動態變化、注采不平衡及層間竄流等，特別是注水所形成憋壓層及注水竄流等等，給固井作業帶來很大難度，嚴重影響了固井質量。

2 提高固井質量主要措施

為提高固井質量必須從各方面入手,采取有效措施，降低各項因素對固井質量的影響，達到替凈、壓穩及防止油水竄的目的。目前提高調整井固井質量的主要技術有以下幾種：

2.1 控制地層因素減少動態干擾

采取大面積停注、停采、泄壓的靜態固井或一定范圍內的停注、停采、泄壓的靜動結合，為水泥漿侯凝提供一個相對靜態的環境。

2.2 機械方法

主要可采取管外封隔器高效密封套管與井筒空間或注水泥后在環空加一定回壓，以增加過平衡壓力的環空憋壓，以及降低封固段高度等方法。

3 試驗及效果評價

根據影響固井質量原因分析，為了提高喇嘛甸油田南中東一區新鉆井固井質量，在該區塊東部42口井開展了提高固井質量試驗。

3.1 試驗區概況

南中東一區區域內發育大小斷層10條，主要分布于區域的西側和東南方向，均為正斷層。該區域于1973年投入開發，先后部署基礎井網、層系調整井、二次加密調整井、聚合物驅井等四套井網，劃分了薩爾圖油層、葡Ⅰ1-2油層、葡Ⅰ4及以下油層以及薩葡高差油層等7套層系。

2003年3月下旬，該區塊發生嫩二段成片套管的損壞。套損區域內有176口油水井套管均發生不同程度損壞。在南中東一區范圍內，套損區面積約2.5km2，有套損油水井約62口，其中油井44口，水井18口，已全部更新。另外區域內及附近有丟魚井15口。

3.2 鉆關試驗及效果

3.2.1 鉆關試驗方案

本著鉆井對注入量和產量影響最小原則，集中鉆井，整體推進；適當縮短開鉆前關井時間，按鉆開油層時井口壓力降到3.0MPa確定關井時間[3-4]。

為了確保鉆開油層前井口壓力降到3.0MPa以下，超過3.0MPa的井則需要放溢流降壓；對薩葡油層井開鉆前井口壓力偏低，要進行補水，補水時井口壓力控制在5.0MPa；鉆控后注水井采取分步恢復注水的做法，逐漸恢復地層壓力。采油井距新鉆井50m以內以及距離新鉆井50～120m、液量大于50m3/d的采油井，在鉆井打開油層時到固井后48h之內關井。

3.2.2 鉆關試驗效果

試驗區有3口井進行了地層壓力測井，高滲透層共選點25個，實測壓力與2010年相比有所提高（圖 1）。

圖1 2012年與2010年高壓滲透層實測壓力系數對比

由于試驗區實施了新的鉆關方案，采油井鉆關距離由過去的50～80m增加到50～120m，同時，高滲層注水井關井時間改為開鉆當天關井，鉆關期間對壓力較低的P1組注水井進行了補水處理，使高滲透層的壓力有所提升。圖1中可以看出，S2、S3壓力系數增加幅度較大，新的鉆關方案在提升壓力方面起到了一定的作用。

3.3 新型鉆井工藝試驗

3.3.1 低滲透鉆井液試驗

低滲透鉆井液是應用半剛性耐酸耐堿的超細短纖維材料，直徑為2～10um，配合柔性合成纖維和超細軟顆粒，在地層里可以構成一個三級的架橋網絡，在高滲層表面快速形成鉆井液泥餅。當水泥漿濾液侵入鉆井液泥餅時，雖然鉆井液泥餅中一部分顆粒被運移，但大部分鉆井液泥餅的網絡沒有被破壞，有利于水泥漿降失水時濾餅的再次建立，從而起到了降低水泥漿失水的目的，保證水泥環的膠結質量[5]。

應用低滲透鉆井液方案試驗了42口井，48h聲檢優質井21口，合格井21口，優質率50%。15d聲檢優質井21口，合格井21口，優質率50%，合格率100%。喇 8-斜 PS2831 井 48h、7d、11d、15d 固井質量沒有變化。15d聲變檢測21口井非優質井段高滲低壓層膠結質量與其他巖性井段膠結質量相比沒有明顯的差異，15d與48h質量對比有變好的趨勢。

3.3.2 低密度高強防腐水泥試驗

該水泥是在G級水泥基礎上，將高強度輕質材料合成于水泥生產過程，形成新型低密度固井水泥材料，具有密度低（1.75g/cm3）、防腐蝕、強度高，并且后期強度（15d）不降等優點。可降低水泥漿凝結前液柱壓力,減小水泥漿濾液侵入高滲低壓層程度。

應用低密度高強防腐水泥漿+低滲透鉆井液方案試驗了22口井，48h聲檢優質井17口井，合格井5口，優質率77.3%，合格率100%。15d聲檢優質井16口井，合格井6口，優質率72.7%，合格率100%。喇 10-PS2833 井 48h、7d、11d、15d 固井質量沒有變化。15d聲變檢測3口井非優質井段高滲低壓層膠結質量與其他巖性井段膠結質量相比沒有明顯的差異，15d與48h質量對比，3口井（喇9-PS2833受套管接箍膠結質量變差影響）有變好的趨勢。

4 結論

1）喇嘛甸油田由于長期注水開采、注采不平衡及層間竄流，存在高滲低壓層，水泥漿中的自由水會向地層中滲透，導致水泥漿在凝固過程中形成結構疏松、多孔隙的水泥石，嚴重影響了新井固井質量。

2）鉆前關井措施的應用為水泥漿提供一個安靜的候凝環境，減少動態干擾，對提高老油田新鉆井固井質量十分必要。

3）現場試驗表明，低密度高強防腐水泥漿+低滲透鉆井液可以有效防止動態水進入地層，在一定程度上提高調整井固井質量，優質率達72.7%。

[1]趙靜,劉義坤.影響調整井固井質量的主要因素及計算方法[J].鉆井液與完井液.2007,24（2）：45-47.

[2]李在勝,崔軍,薄和秋.提高固井質量技術[J].西部探礦工程.2001（3）：57-59.

[3]劉大為.現代固井技術[M].沈陽：遼寧科學技術出版社,1994.

[4]黃漢仁.泥漿工藝原理[M].北京：石油工業出版社,2008.

[5]李穎川.采油工程[M].北京：石油工業出版社.2001.