大港油田段六撥區塊調整井固井技術研究與應用

黃杰，孫勤亮，林志輝，王貴富付家文，劉文明，齊奔

(中石油渤海鉆探第二固井公司,天津 300280)

大港油田段六撥區塊調整井固井技術研究與應用

黃杰，孫勤亮，林志輝，王貴富付家文，劉文明，齊奔

(中石油渤海鉆探第二固井公司,天津 300280)

大港南部油區段六撥區塊地質構造復雜，屬于典型的高壓低滲區塊，其完鉆斜深在3500～4200m之間，含油層位為沙三段，孔一段的棗0、棗Ⅱ、棗Ⅲ油組，油藏埋深2880～4100m，地質儲量1038.51×104t，含油面積6.5km2。另外段六撥區塊鉆至孔一段時容易發生氣侵、溢流、井涌并伴隨井漏卡鉆發生，泥漿安全密度窗口窄，因此固井施工風險大，質量難以保證。為實現勘探開發和地層評價的目的，針對以上難點開展了技術攻關，提出了采用高pH值泥漿裹砂，加重隔離沖洗液工藝。用纖維防竄高密度水泥漿體系，通過平衡壓力固井技術和工藝措施，使得該區塊固井質量明顯提高，為今后該區塊的固井積累了有益的經驗。

固井技術；pH值；隔離液；高密度水泥漿；固井質量；大港油田

段六撥區塊是大港油田采油三廠的一級風險區域，共有采油井92口(開井75口)，注水井66口(開井33口)，日產油235.7t，平均含水率79.45%，采油速度0.51%，核實采出程度16.92%，采出程度較低。其中沙三段棗0油組采出程度17.07%，棗Ⅱ、棗Ⅲ油組采出程度16.76%，該區域油氣產量高，具有較大潛力，由于該區塊構造壓力高，油氣活躍，氣侵嚴重，而且井下垮塌嚴重，地層容易漏失，加之封固段長，給固井施工帶來很大困難和風險[1～5]。

1 主要固井技術難點

1.1 地質條件復雜

該區塊主要目的層位于沙三段及孔一段棗0、棗Ⅱ、棗Ⅲ油組。油層套管通常采用?139.7mm套管下深在3500～4200m之間，固井油層封固段在1000m左右，地層縱向壓力梯度變化大，水泥面上、下溫差大，油氣水層較多。鉆遇高壓層的同時存在低壓易漏層，屬于高壓、低滲區塊，泥漿安全密度窗口窄，易出現上漏下涌、下漏上涌等現象，壓穩和防漏矛盾十分突出。

1.2 鉆進過程中容易發生溢流、井漏

由于該區塊原始地層壓力以及孔隙度、滲透率都較低，開發前期泥漿密度未高過1.30g/cm3，長期的注水作業，造成地層的局部高壓，但是地層巖石的裂縫性小，滲透率低，注入的壓力釋放緩慢，在打鉆過程中釋放的壓力在泥漿中也許得不到顯現，但是在水泥候凝過程中釋放的壓力卻能夠大幅度地影響固井質量。以段38-34井為例，鉆進至井深3622m時溢流，測后效油氣上竄速度378m/h，全烴100%，進口密度1.45g/cm3，出口密度1.32g/cm3。在后續的打鉆過程中出現多次溢流、井漏，點火火苗最高達到6m，井下條件十分復雜，固井前泥漿密度1.53g/cm3，測后效還是油氣上竄速度36m/h。電測無法進行，需強行固井。

1.3 泥漿性能差，影響固井質量

段六撥區塊從開鉆到完鉆普遍使用由聚合物泥漿體系轉化成的硅基泥漿體系，防塌和造壁性能強，但是膨潤土含量最高達到405kg/m3，抗污染能力弱。段38-32井、段39-43-2井的泥漿屈服值和靜切力高達10Pa以上，不能滿足固井要求的性能。由于固井前未能很好地對泥漿進行降黏切和流變性處理，未采用高pH值化解絮凝基有效破壞絮凝物，也未采用抗鈣稀釋劑有效降低觸變性，嚴重影響了水泥與井壁的膠結；個別井鉆進過程中復雜事故頻繁，井眼質量難以得到保證，部分井眼(段39-43-2井)局部井徑擴大率高達15.61%(如表1所示)，規整性較差，影響頂替效率。此外，受井身結構限制，處理漏涌同層復雜情況會導致泥漿性能惡化，造成完鉆與固井施工時泥漿處理困難，影響固井質量。

表1 井徑和泥漿性能對固井質量的影響

1.4 壓穩困難

泥漿密度普遍在1.25g/cm3以上，導致固井時水化、流動性都較差，入井后會在井壁形成較厚的虛泥餅，二次污染井壁，影響了水泥漿的頂替效率，雖然能壓穩地層但是會導致固井二界面質量差[6]。

1.5 地質資料提供不準確

平衡壓力固井設計是固井施工設計的一項重要內容，是指在固井注替水泥漿過程中井底的動壓力不能超過地層破裂壓力，而在候凝過程中的靜壓力不能低于地層壓力。一方面要保證井底壓力不大于地層破裂壓力，不會造成壓漏地層；另一方面要保證水泥漿在靜態及失重的情況下，井底壓力總是大于地層孔隙壓力，保證壓穩油氣水層。因此提供比較準確的地層壓力因數是做好平衡壓力固井的前提。由于長期注水開發影響，原始地層壓力狀況已經被嚴重破壞，地層壓力發生紊亂，在工程設計中提供的地層壓力因數是開發初期的數據，不能準確地反映目前實際地層壓力，給固井帶來巨大的困難。

2 固井技術對策

2.1 提前停注泄壓，降低地層壓力

在即將開鉆的調整井斷塊，對周圍有影響的注水井，提前停注泄壓，注水井停注的剩余壓力不大于1.5MPa。注水井停注泄壓后，井口剩余壓力降下來，隨之地層壓力也降下來，鉆開油氣水層的泥漿密度也降下來，由被動壓穩轉為主動壓穩(被動壓穩是指在不降低地層壓力的情況下，單靠提高泥漿密度來壓穩高壓層；主動壓穩是指在不提高泥漿密度的情況下，降低地層壓力，從而使泥漿密度對應的壓力因數高于地層孔隙壓力因數，來壓穩地層中的流體，使之不外竄)。一方面可加快鉆井速度，減少復雜情況，打出一口優質的井眼，同時有利于保護油氣層；另一方面固井施工時，保證水泥漿密度與泥漿密度有一定的密度差值，既可壓穩地層中的流體，又可提高頂替效率，對高壓層和低壓層都可以保證封固質量，同時利于解決二界面的膠結質量，可防止固井過程中井眼環空總動態液柱壓力過高，而發生井漏。提前停注泄壓，降低地層壓力，變被動為主動壓穩，為固井創造優良的井下環境，使調整井固井合格率、優質率在復雜區塊得到提高[3]。

2.2 調節泥漿性能

固井之前，筆者對泥漿性能進行了調節，主要是通過加入堿液，提高了泥漿的pH值，使井壁的虛泥餅容易被沖蝕，泥餅變薄、致密，達到重新造壁的效果，有利于提高二界面水泥環的膠結質量[4]；其次是加入了稀釋劑，使泥漿的流變性好、切力低，提高了頂替效率。表2是段38-32井和段38-30井施工后固井質量對比，其中段38-30井固井質量優質，是該區塊有史以來固井質量最好的一口井，而段38-32井未有效調節泥漿性能，其固井質量合格率僅僅為26.07%。因此，固井前有效地調節泥漿性能，對固井質量至關重要。

表2 相鄰井調節泥漿性能后固井質量對比

2.3 壓穩技術

南部油田主力開發區塊已經進入高含水開發階段，由于地層結構復雜，斷塊破碎，加之非均質巖性強、斷層遮擋和局部注采強度不平衡，原有的地層壓力系統大多已遭到破壞。對于多壓力體系實施平衡壓力固井技術很重要，其關鍵技術在于“壓穩”和“防漏”。這就要求在固井前壓穩油氣層，施工過程中注替水泥漿壓穩油氣層和候凝過程壓穩。對于漏失井必須先堵漏后固井，有必要時做承壓試驗，以滿足固井施工要求；對于高壓層則必須測后效，使上竄速度不大于15m/h。對于高壓低滲區塊，應根據前面鄰井的固井施工經驗，參考并確定本井尾漿失重以后的當量泥漿密度，來實現過飽和壓穩，根據經驗段六撥區塊一般是尾漿失重后井底當量密度大于泥漿密度0.1g/cm3。

2.4 隔離液性能

根據井下油氣比較活躍的情況，為了穩定油氣層，使用加重隔離液。隔離液配方：水+200%重晶石+5%緩凝劑HX-36L+20%沖洗劑OCW-1L+1.5%隔離劑O-SP+0.3%堵漏纖維ALF-1+0.1%消泡劑G603(密度1.90g/cm3)。通過試驗驗證隔離液性能，首先分別測試了加重隔離液、泥漿、50%加重隔離液+50%泥漿的流動性，試驗結果見表3，可以看出三者流體的流動性能相似。再將泥漿、加重隔離液、水泥漿混合，測試其相容性。泥漿∶加重隔離液∶水泥漿(體積比)=1∶1∶1，試驗循環溫度118℃，試驗壓力69MPa，稠化時間250min，試驗證明該加重隔離液與水泥漿、泥漿具有很好的相容性，三者之間接觸均不產生增稠、絮凝現象，這有利于提高頂替效率和改善水泥環膠結質量。

表3 流動性對比試驗

注：Nφ600、Nφ300、Nφ200、Nφ100、Nφ6、Nφ3分別為六速旋轉黏度計600、300、200、100、6、3r/min對應的讀值。

2.5 優選水泥漿體系

針對該區塊的固井難點，優選出高密度纖維防漏防竄水泥漿體系。

領漿配方：華銀G級+30%油井水泥加重劑HW-1S+8%防竄劑FLOK-2+0.2%堵漏纖維ALF-1+4%降失水劑HX-12L+3%減阻劑FS-13L+1%緩凝劑HX-36L+0.1%消泡劑G603(密度2.10g/cm3)。

尾漿配方：華銀G級+5%微硅+9%防竄劑FLOK-2+0.2%堵漏纖維ALF-1+4%降濾失劑HX-12L+5%減阻劑FS-13L+0.5%緩凝劑HX-36L+0.1%消泡劑G603(密度1.92g/cm3)。

表4為水泥漿的綜合性能，可以看出該水泥漿體系流動性、降濾失性能良好，而且水泥漿體系穩定，水泥石抗壓強度隨著時間延長而緩慢增長。從圖1、2可以看出，水泥漿的初始稠度低，稠化曲線平穩，而且可以實現直角稠化，有利于現場施工。

表4 水泥漿性能

2.6 其他配套措施

1)根據循環溫度，分別在85±5℃范圍內進行稠化試驗，確保施工安全[6～8]。

2)下套管前，組織人員上井，嚴格落實固井措施，扶正器的安放、循環洗井、調整泥漿性能，達到固井要求方能固井。

3)施工結束后關閉環空加回壓，壓力值根據地層承壓能力確定，一般為3～5MPa，即至少要補償環空循環壓耗[8]。

圖1 領漿稠化曲線

圖2 尾漿稠化曲線

3 現場應用

段六撥區塊實施10口井(表5)，可以明顯看出調整了水泥漿設計和泥漿性能以后，段六撥區塊的固井質量都是良好或優質。

以段38-30井為例，分析其固井難點及固井實施情況。段38-30井是一口三開五段制定向井，完鉆井深3731m，?139.7mm生產套管下深3727.702m，最大井斜23.3°，油頂3150m，油底3691m，水泥返深2850m，泥漿體系為硅基防塌泥漿(密度1.45g/cm3)。

表5 段六撥區塊實施井統計

注：套管直徑均為139.7mm；水泥漿體系為高密度防竄體系；泥漿體系為硅基防塌泥漿。

1)固井難點 ①該井為五段制定向井，套管不易居中，影響頂替效率。②地層壓力高，固井期間和水泥候凝期間易發生油氣侵，影響水泥膠結質量。③采用硅基防塌泥漿易在井壁形成虛泥餅，影響二界面膠結質量。④井眼不規則，該井平均井徑258.1mm，形成“死泥漿”較難替干凈。

2)采取的主要措施 ①電測完后，帶扶正器原鉆具組合進行通井，有效清除井壁上的虛泥餅。②套管到底后，開泵排量由小到大，先用小排量頂通，再用大排量(2.1～2.2m3/min)循環洗井3～4周，有效沖洗井眼，并調整泥漿性能，動切力小于8Pa，pH值在10～11之間，泥漿進出口密度一致。③為了有效清洗井壁，該井采用沖洗型加重隔離液(密度1.90g/cm3)，環空高度1200m，沖洗液占環空高度200m。④采取平衡壓力設計原則，緩凝漿返至2750m(附加100m)，速凝漿返至3050m，控制水泥漿稠化時間，保證固井過程中及候凝期間有效壓穩。⑤采用防竄性能較好的防竄水泥漿體系，防止水泥漿候凝期間發生油氣侵。⑥在3100～3700m，每根套管下入一只彈性雙弓扶正器，共計60只。

3)水泥漿體系及配方 ①緩凝漿配方：華銀G級+鐵礦粉+防竄劑FLOK-2+減阻劑FS-13L+降失水劑HX-12L+緩凝劑HX-36L+消泡劑G603+纖維。水泥漿性能：密度2.1g/cm3，API濾失量30mL，稠化時間256min×100Bc，48h抗壓強度28.9MPa。②速凝漿配方：華銀G級+微硅+防竄劑FLOK-2+減阻劑FS-13L+降失水劑HX-12L+緩凝劑HX-36L+消泡劑G603+纖維。水泥漿性能：密度1.92g/cm3，API濾失量24mL，稠化時間94min×100Bc，48h抗壓強度17.3MPa。

4)固井施工情況 2014年10月26日8:00至27日1:00下套管；1:00～9:00循環泥漿，排量1.8 ～1.9m3/min。9:28～11:00注隔離液30m3(平均密度1.90g/cm3)，排量1.8～1.9m3/min，注沖洗液5m3，排量0.7～0.8m3/min。11:52～12:25注入領漿8m3(平均密度2.0g/cm3)，注尾漿17m3(平均密度1.91g/cm3)，排量0.7～0.8m3/min。12:28～12:56用水泥車壓入壓塞液2m3，排量0.5～0.7m3/min，用泥漿泵替泥漿38m3，排量1.9～2.1m3/min，用水泥車替清水2.5m3至碰壓(壓力為15MPa)，排量0.5～0.7m3/min。

5)固井質量 24h后檢測聲幅，水泥返深2525m，人工井底3714m，全井固井質量優質。

4 結論和認識

1)對鉆進過程中發生溢流、井漏等復雜情況的井，首先做好堵漏、地層承壓試驗，保證井底當量密度對應的壓力大于地層孔隙壓力，小于地層破裂壓力。固井要求最后一趟通井時，油氣上竄速度小于15m/h。

2)采用性能良好的加重隔離液取代傳統重漿有利于提高頂替效率和改善水泥環膠結質量。

3)對于硅基泥漿體系，優化泥漿性能提高泥漿的pH值，有利于提高固井二界面膠結質量。

4)為防止水泥漿“失重”造成油氣水竄，采用平衡壓力固井技術，合理的環空液柱結構，實現水泥漿尾漿失重后井底當量密度大于泥漿密度0.1g/cm3以上確保壓穩地層。

該文屬“中石油渤海鉆探重大科技專項”(2016ZD07K-5)基金產出論文。

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[編輯] 帥群

2016-06-25

黃杰(1983-)，男，工程師，長期從事固井技術現場施工設計工作，275906301@qq.com。

TE256.1

A

1673-1409(2017)15-0060-05

[引著格式]黃杰，孫勤亮，林志輝，等.大港油田段六撥區塊調整井固井技術研究與應用[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(15):60～64,68.