高压调整井固井技术的研究与应用

高压调整井固井技术的研究与应用白兴达樊天朝杨丹任嘉伟西部钻探吐哈钻井公司摘要：随着吐哈油田高压调整井数量的增长，固井质量问题也日益突出。钻井、固井作业中的水窜问题长期得不到有效解决，使得固井质量合格率、优质率逐年降低，甚至已经影响到了油田开发战略的顺利实施。本文主要运用了双凝、多凝，使用管外封隔器、分级固井等特殊固井工艺、周边井停注停采等。通过2007年下半年现场应用表明，这些措施是行之有效，明显提高了高压调整井固井质量，具有较好的推广价值。关键词：高压调整井水窜停注停采固井质量油田开发高压调整井主要是完井钻井液密度等于或大于1.40g/cm3以上的井。吐哈油田高压调整井主要集中在丘陵、温米、鄯善、红胡、三塘湖五大区块。由于注采不平衡，纵向、横向形成多压力层系，给高压调整井固井实现压稳及提高固井质量带来很大困难。通过对吐哈油田高压调整井固井质量的分析认为：高压调整井固井后环空产生油、气、水窜的原因是：停注不及时或无效停注，造成完井钻井液密度过高或者井下压力系统不稳定；钻井液密度高，洗井效果差，水泥浆技术不完善、顶替效率低等因素是产生油、气、水窜的根本；根源在于油田没有系统的解决高压调整井钻井、固井与开发的关系，对注水与固井的关系缺乏重视。只有系统的探讨相关因素，采取综合措施，才能取得成功。1吐哈油田高压调整井概况2004年至今共完钻53口高压调整井，其中丘陵区块完钻21口，占各区块的40%；温米区块完钻20口，占各区块的38%；三塘湖完钻6口，占各区块的11%；红胡完钻5口，占各区块的9%；雁木西完钻1口，占各区块的2%。高压调整井在各区块所占比例如图1所示：高压调整井在各区块所占比例(%)丘陵温米三塘湖红胡雁木西2高压调整井固井基本情况2004年共完成高压调整井油层固井施工29次，固井质量合格井29口，优质井23口，其中固井合格率100%，优质率79.31%；2005年共完成高压调整井油层固井施工2次，固井质量合格井2口，优质井2口，其中固井合格率100%，优质率100%；2006年共完成高压调整井油层固井施工3次，固井质量合格井3口，优质井3口，其中固井合格率100%，优质率100%；2007年共完成高压调整井油层固井施工19次，固井质量合格井19口，优质井15口，其中固井合格率100%，优质率78.95%。基本情况见图2：2004-2007年高压调整井固井质量统计0204060801001202004200520062007口数固井合格率(%)固井优质率(%)3吐哈油田高压调整井运用的技术2007年下半年通过对高压调整井固井的分析总结，以及对影响高压调整井固井质量因素的分析研究，调研国内油田高压调整井固井的工艺技术，提高了认识，并根据吐哈油田的实际情况，采取了对应的技术措施。3.1停注由于高压调整井地层流体压力总是动态变化，分布紊乱，井下动态干扰大，且不好消除，增大了固井的难度，为了提高固井质量，在条件允许时应尽可能的实行大面积停注、停采、泄压，集中钻井、固井的方法。消除水泥浆侯凝时动态油、气、水对水泥环的干扰，为水泥浆提供一个“安静”的候凝环境。但吐哈油田为了保持每年的原油产量不回落，不能实行大面积停注、停采，集中钻井、固井的方法。为了减少动态干扰，提高固井质量，同时又兼顾到采油、注水任务的完成，只能在短时间内，把一定范围内的采油井及注水井停下来，并且放压，适当降低地层压力，为水泥浆的候凝提供一个相对静态的环境。3.2跟踪钻井过程及时掌握施工动态，把握后效、溢流、井涌、排污、压井的实际情况，找准层位，分析原因，提前采取针对性的工艺。3.3获取地质资料弄清压力层系类型、地质分层、压力剖面，为固井工艺提供依据。3.4优化水泥浆性能在高密度水泥浆技术不完善的情况下，在成熟的低失水微膨胀胶凝水泥浆的基础上，实施短候凝、高早强技术，通过缩短稠化时间，缩短过渡时间，提高水泥石早期强度达到提高整体防窜性能。采用双凝或多凝水泥浆技术，加大上下水泥浆的凝固时间差，使水泥浆由下至上逐渐凝固，以降低水泥浆的“失重”程度。加大产层段水泥浆中膨胀剂的用量，靠水泥浆内部的膨胀力抵御地层内流体的压力，从而达到减缓油、气、水侵的目的。3.5降低封固段的长度降低一次封固段的高度，主要是延缓作用在油、水层上面的压力降，主要方法有分级注水泥技术。3.6使用新型固井用膨胀剂和不渗透剂膨胀剂：在水泥浆失重、环空液柱压力降低时，浆体膨胀产生一定的附加压力，使得水泥浆柱对地层的瞬时有效压力保持一定值，或至少要大于地层压力，防止油、气、水的侵入。膨胀剂也可以弥补由于水泥浆失水及水化作用所导致的体积损失。不渗透剂：不渗透剂为一种高分子化合物，能改变混合水的性能，在不妨害水泥正常水化的前提下，能增加游离水的粘滞力，堵塞水泥内网架结构间的孔隙，减少水泥浆的透气性和降低水泥石的渗透率，达到提高水泥浆抵抗油、气、水侵入阻力的目的。3.7高压调整钻井液性能在保持钻井液密度不变的前提下，降低粘切和触变性，加强钻井液对井壁的冲洗作用；使钻井液动塑比小于水泥浆动塑比，提高顶替效果。对高压、欠压并存的井，采用屏蔽暂堵技术，暂堵渗透性较好的低压层，压稳高压层，提高安全密度窗口。在井眼中形成较好的泥饼，防止地层水的浸入和减缓水泥浆凝固过程中“失重”时高压层流体向井眼和相邻低压层的流动。尽量缩短固井施工前井下静止时间。适当提高固井前循环排量，强化井壁清洗效果。3.8强化平衡压力固井实施“三压稳”技术，优化浆柱结构设计，确保施工过程中环空最低当量泥浆密度不低于通井钻井液密度，确保持续压稳。使目的层压差始终维持在4-7Mpa，确保水泥浆胶结质量。P1=g（dm-1）l1dm：完井液密度l1：早强水泥浆封长P2=g（dm-d2）l2d2：前置液密度l2：前置液所占高度P3=g（d3-dm）l3d3：缓凝水泥浆密度l3：缓凝水泥浆高度P4=g（d4-dm）l4d4：重钻井液密度l3：重钻井液所占高度如果P3≥P1+P2,固井前就不加重；如果P3＜P1+P2，其值就需要P4即加重钻井液补上；如果环空全部为加重钻井液，即P4达到最大值，P4+P3仍小于P1+P2，应该用管外封隔器封隔高压层。3.9环空加压注水泥结束后在环空加一定回压，增加过平衡压力，以补偿水泥浆在水化过程中由于“自身悬挂”而引起的液柱压力损失。3.10优选前置液突出井壁、套管壁的冲洗，减少低密度前置液的用量。采用SNC水基冲洗液和低密度冲洗型水泥浆作为前置液3.11提高顶替效率（1）增大扶正器使用数量，加入漩流扶正器；（2）采用低粘、低切流动性好的水泥浆，在较小排量下实现紊流顶替；（3）注水泥前井浆应具有“三低一薄”的要求。3.12使用特殊工艺采用套管外封隔器对高压活跃层进行提前封固，把防漏与防窜的矛盾分离,防止高压层流体向低压层倒灌。3.13优化固井方案设计每口井在对固井参数（如水泥量、注水泥排量、顶替排量、施工压力等）进行优化设计的同时，还根据水泥浆与地层的接触时间、膨胀水泥的上部压力等，对膨胀水泥、缓凝水泥、低密度水泥及冲洗液、隔离液进行精确的计算和设计,确保合理的浆柱结构。4应用效果2007年下半年在吐哈油田高压调整区块共固井10井次，取得了显著效果，具体情况见下表：序号井号井深完钻泥浆比重固井质量运用固井技术1陵新8-1129201.45优质停注、分级固井、优化水泥浆性能2温5-11c2644.561.42优质停注、管外封隔器、优化水泥浆性能3温5-10125701.44优质停注、管外封隔器、优化水泥浆性能4陵7-1930101.60优质停注、分级固井、优化水泥浆性能5雁619C19761.45优质停注、“三压稳”技术、优化水泥浆性能6陵60632671.52优质停注、分级固井、优化水泥浆性能7陵30531851.48优质停注、分级固井、优化水泥浆性能8红胡22623601.52优质停注、管外封隔器、优化水泥浆性能9红胡21723221.47优质停注、管外封隔器、优化水泥浆性能10红胡23623901.46优质停注、管外封隔器、优化水泥浆性能4.1注水井停注的重要性得到普遍认识注水井停注率达98%以上，完钻钻井液密度最高1.60g/cm3，最低1.42g/cm3。平均钻井液密度1.48g/cm3，低于2004和2007年上半年年平均钻井液密度。4.2没有出现不合格井和层间窜通等质量问题固井质量经CBL-VDL测井解释，固井一次合格率100%,优质率100%，与2007年上半年相比，优质率上升了21.05个百分点。4.3综合技术得到加强高早强水泥浆体系、双凝水泥浆技术、“三压稳”技术、管外封隔器固井、分级注水泥工艺等一系列固井技术分别在10口井上综合运用，为高压调整井固井问题提供了解决方案。5认识与体会通过统计分析了吐哈油田高压调整井的固井情况，归纳了造成吐哈油田高压调整井固井质量差的所有因素，得出了能够解决的最主要因素，制定了针对性的对策并具体实施，最后通过在现场实施，效果良好。检验了吐哈油田高压调整井配套固井技术，保证了固井质量，避免了费工、费时、费力的二次补救，为高压调整井固井积累了经验，保障了吐哈油田油气层的合理开发，为加快吐哈油田产能建设和钻井大提速，做了良好的技术储备和铺垫，具有重要的社会意义。