塔河油田十二区块固井技术分析与研究

华北石油局井下作业公司1402固井队塔河油田十二区块固井技术分析与研究--周礼海王强业华北石油局井下作业公司1402固井队2012年2月华北石油局井下作业公司1402固井队塔河油田十二区块固井技术分析与研究--周礼海王强业2012年2月华北石油局井下作业公司1402固井队2010年塔河油田十二区固井质量优良率仅41.12%（我队45.4%），较2009年全年下降了13.43%。分析主要原因为：固井前漏失，固井中漏失，高泵压，提前扫塞，附件失效及套管未下到设计位置。针对这些复杂情况，结合塔河地区特点，综合应用防漏、提高压稳系数、提高顶替效率、规避高泵压和采用三凝水泥浆体系等措技术施，效果显著，2011年我队十二区优良率达到93.3%，比2010年上升47.9%。0204060801002010年2011年优良率(%十二区2010年和2011年优良率对比摘要华北石油局井下作业公司1402固井队十二区位于塔河油田西北部，油气产层主要集中在奥陶系中统一间房组。该区块存在井深、温差大、裸眼段长、油气显示层段多、裸眼井段地层承压能力低、易出现井漏和难以压稳地层等固井技术难题。十二区一直都是塔河油田主战场，提高十二区固井质量对于塔河油田增储上产和提升市场业绩意义重大。塔河油田十二区情况前言华北石油局井下作业公司1402固井队1十二区固井施工情况结论4针对十二区固井情况2011年采取技术措施2现场应用效果3华北石油局井下作业公司1402固井队井号层位堵漏方式堵漏和复杂情况评定TH12229/水泥挤堵水泥浆挤堵后承压9.1MPa，当量密度1.45g/cm3，提前进入奥陶系，揭开风化壳。良好TH12513CH二叠系水泥挤堵水泥浆挤堵后14.07MPa，当量密度：1.60g/cm3。良好TH12420二叠系随钻堵漏承压10.5MPa，当量密度1.52g/cm3。套管未下到位，固井中和候凝存在漏失。合格TH12340二叠系水泥挤堵水泥塞挤堵后，承压8MPa，当量密度：1.50g/cm3。良好TH12341二叠系随钻堵漏承压8MPa，当量密度1.52g/cm3。下套管多次遇阻，套管未到位（差1根套管）,循环排量1~1.1m3/min，上返速度0.6~1.1m/s，压力18~21MPa。合格TH12423//未进行任何承压，循环泵压高，压泵19~20MPa，排量1.1m3/min，上返速度0.56~1.1m/s，压力19~20MPa。合格1十二区固井施工情况1.12010年（我队）十二区固井分析华北石油局井下作业公司1402固井队井号层位堵漏方式堵漏和复杂情况评定TH12424二叠系随钻堵漏承压10.8MPa，当量密度1.53g/cm3。替浆过程泵压发生异常下降，发生漏失。合格TH12232二叠系随钻堵漏承压8.5MPa，当量密度1.50g/cm3。替浆到位后起钻发生漏失，候凝漏失。合格TH12143//油层双级，未进行任何承压。优秀TH12234二叠系随钻堵漏承压10MPa，无压降，当量密度1.48g/cm3。良好TH12346/地层承压承压10MPa，无压降，当量密度1.50g/cm3。固井时排量0.4~1.2m3/min，泵压最高23MPa。良好1十二区固井施工情况1.12010年（我队）十二区固井分析续上表水泥浆挤堵共3口井，其中含二叠系的2口，不含二叠系的1口，固井质量是3良好；5口合格井都是采取随钻堵漏，中有3口在施工中或者候凝时发生漏失，造成水泥浆返高不够。华北石油局井下作业公司1402固井队1十二区固井施工情况1.12010年（我队）十二区固井分析1、钻井堵漏多采用惰性材料，如棉籽壳、锯末、核桃壳等，这些材料粘附于井壁，形成假厚泥饼（不能提供强度）。假泥饼造成水泥浆与井壁的胶结质量差。2、钻井过程发生漏失，将堵漏泥浆全封于漏层井段，进行挤封，该种挤封能将堵漏材料挤入漏失层位中，但不能形成胶结性永久封堵。随钻堵漏对固井的影响华北石油局井下作业公司1402固井队1十二区固井施工情况1.12010年（我队）十二区固井分析随钻堵漏对固井的影响3、钻井未程发生漏失，将堵漏泥浆全封于漏层井段，进行挤封承压，挤封时，液体、细小颗粒及部分较大颗粒材料进入漏层，但大部分颗粒较大材料经过大量失水，在挤封井壁形成较厚泥饼，致使承压值达到设计要求，在下套管过程中扶正器对井壁产生的刮蹭，注水泥前大排量循环、大排量替浆对井壁造成的冲刷，会将堵漏材料形成的厚泥饼清除，就会在下套管、顶通、固井过程中发生漏失。造成固井质量差。支持前期井眼的稳定准备，不支持后期套管到位的后期堵漏。华北石油局井下作业公司1402固井队固井公司评定情况井数井径扩大率超过10%漏失情况及异常水泥浆密度控制超过0.03候凝时间不到48小时井数比例井数比例井数比例井数比例华北合格5360%360%00375%优良4250%00125%125%华东合格100000000优良200150%150%00中原合格4250%125%004100%优良22100%000000西南合格4125%375%375%4100%优良100001100%1100%胜利合格10000001100%优良4125%0000250%1.22010年十二区（全区）固井数据统计分析1十二区固井施工情况华北石油局井下作业公司1402固井队1十二区固井施工情况从井径、现场水泥浆比重等性能控制、候凝时间、承压和漏失情况对全工区19口合格井进行分析，8口井井径扩大率超过10%，井眼准备不充分，4口井水泥浆密度波动幅度超过0.03g/cm3；候凝措施不当,19口合格井中有14口井探扫塞时间未达到48小时，占合格井的73.68%。提前探扫塞不仅有插旗杆的风险，同时提前替换泥浆，改变泥浆密度、钻具敲击套管等都对水泥胶结质量产生影响；发生漏失和施工出现异常共8口井，占合格井42.1%，其中5口漏失井在下套管前都未进行地层承压，漏失影响着十二区的固井质量。1.3塔河油田十二区合格井分析华北石油局井下作业公司1402固井队二叠系缺失地层存在地质构造运动形成的渗透性断层破碎带十二区漏失分析裂缝性漏失二叠系漏失，二叠系为一套喷发岩，岩性为英安岩和玄武岩。英安岩成分主要为斜长石、碱性长石、石英、少量暗色矿物，多发育有裂纹，沿斑晶斜理缝、破裂缝发生绿泥石化。此井段地层压力系数为1.25-1.30，属于异常压力带。杏仁体的硬度与玄武岩的硬度差别较大，在钻井过程中随地层应力的释放或激动压力过大以及机械碰撞作用，极易在杏仁体处产生应力集中，而导致玄武岩地层的垮塌掉块，掉块的大小与杏仁体在玄武岩中充填的形式有关。另一方面，岩浆喷出后由于压力突然降低，岩浆中的气体呈气泡逸出，岩浆冷凝后在玄武岩中保留了气孔的形态，若这些气孔不被方解石等矿物充填（充填后即为杏仁玄武岩），在钻井和固井过程中极易发生漏失。孔洞性漏失破碎性漏失1十二区固井施工情况地质卡层失误，提前揭开奥陶系风化壳溶-孔性灰岩地层，揭开低压地层1.4华北石油局井下作业公司1402固井队1十二区固井施工情况1.5环空返速分析井号类型本次评定循环返速替浆返速TK10797＂双级合格1.29m/s0.73m/sTK941H复合尾管合格0.74m/s0.68m/sAD187＂尾管合格1m/s0.4m/sTP19X7＂尾管合格0.99m/s0.92m/sAT11-5H复合尾管优秀0.87m/s1.1m/sS1072-1X7＂尾管优秀0.98m/s1.6m/sTK108055/8＂尾管优秀3.2m/s3.2m/sTH122067＂双级优秀0.92m/s1.3m/s顶替效率直接影响着固井质量。合格井替浆环空返速只有0.4～0.9m/s，达不到设计的1.3～1.5m/s，而优质井平均返速1.5m/s。在井眼稳定的条件下，合理设计扶正器的种类和数量，在保证井况安全前提下，施工时适当提高替浆排量，有利于提高固井质量。华北石油局井下作业公司1402固井队井眼漏失2循环高泵压345候凝时间不到位井径不规则现场水泥浆比重等性能控制1影响十二区固井质量的主要原因1十二区固井施工情况华北石油局井下作业公司1402固井队1十二区固井施工情况结论4针对十二区固井情况2011年采取技术措施2现场应用效果3华北石油局井下作业公司1402固井队循环泥浆验漏，尽可能的为固井提供排量空间采用纤维低密度水泥浆对二叠系永久性挤封，进行下套管前全井承压针对随钻堵漏和缺失二叠系地层，进行下套管前全井承压2.1防漏措施降低环空静液压力（采用低密度水泥浆体系）稳定井眼是提高固井质量的基本条件，发生漏失导致水泥浆返高不够，造成测井声幅多在30-50%。是影响固井质量的重点因素。2针对十二区固井情况2011年采取技术措施华北石油局井下作业公司1402固井队2针对十二区固井情况2011年采取技术措施（1）纤维低密度水泥浆对二叠系封堵2.1防漏措施堵漏原理：结合Ivan和Sweatman理论，其封堵原理主要是封堵裂缝时,复合纤维进入开启的裂缝，纤维或颗粒堵漏材料起到架桥作用，部分堵漏液进入裂缝形成严密的封堵层，形成结构，防止井内压力传递到裂缝尖端，从而防止裂缝的诱导扩展，形成永久封堵。Sweatman认为流体从井筒漏失到地层裂缝、孔洞过程中,凝胶在裂缝、孔洞的壁面会产生一个压降,使得作用在裂缝尖端的压力降低,所产生的这个压降具有重要的意义,即是要进一步压裂裂缝,井筒压力就必须增加一个凝胶与漏失通道壁面所产生的压降。使用堵漏纤维水泥浆对二叠系进行挤堵后，进行承压，三开完钻后，下套管前再进行全井筒承压，承压满足要求后再进行下套管固井作业。华北石油局井下作业公司1402固井队对缺失二叠系地层的井，下套管前进行地层承压试验，一是防止提前揭开奥陶系风化壳，井底不能承受正常施工动液柱压力；二是防止存在其他漏失地层，导致不能正常固井。2针对十二区固井情况2011年采取技术措施含二叠系的井，在尾管固井中领浆采用低密度水泥浆体系，有效的降低环空静液压力，减小漏失。（2）降低环空静液压力2.1防漏措施（3）下套管前承压华北石油局井下作业公司1402固井队2针对十二区固井情况2011年采取技术措施2.2提高顶替效率措施（1）优化前置液体系冲洗液+隔离液+冲洗液的复合前置液的使用，主要考虑冲洗液的紊流接触时间与化学冲洗效果，同时兼顾悬浮及机械摩擦能力；隔离液考虑比重差异性驱替及“低粘高切”驱替效果；根据不同井况控制使用量，保障有效接触冲刷时间。根据井径，调整设计前置液高度，井径扩大率在15%以内冲洗液设计高度为150-200m，隔离液设计高度为200-300m。适当提高冲洗液粘度，采用低速紊流稀释型，隔离液采用粘滞推移型。冲洗液性能主要侧重润湿、稀释泥浆和软化泥皮，隔离液性能主要侧重粘性的携带；井径扩大率在15%以上时，采用冲洗液+隔离液+低密度水泥浆作为前置液组合，并加大设计用量，利用低密度水泥浆进行二次携带和井眼清洁，提高固井质量。华北石油局井下作业公司1402固井队2针对十二区固井情况2011年采取技术措施2.2提高顶替效率措施（2）优化设计扶正器，提高套管居中度（3）固井前钻井液性能的调整在保证井下安全的前提下，钻井液性能要求：低粘度，低切力，低固相，流动性、润滑性良好根据实际测井资料，优化扶正器的选型及加密，针对大斜度井，水平井，对主要油气层段大肚子井段、斜井段和管鞋处设计树脂旋流扶正器和弹性扶正器，减小下套管摩阻，提高套管居中度和顶替效率。华北石油局井下作业公司1402固井队2针对十二区固井情况2011年采取技术措施2.3规避高泵压(1)下套管遇阻时，严禁猛提、猛放、猛压，造成套管卡死等复杂情况，最后导致无法顶通和顶通后高泵压；（2）套管下到位后，小排量循环，将岩屑循环出井后，依据压力情况缓慢提高循环排量，减小蹩泵情况发生；（3）最后一次通井，调整钻井液达到固井要求优化钻井液性能，循环时，向钻井液中加入稀释剂或抗钙化胶液，清除钻井液中的有害固相，降低粘切；（4）使用内嵌式悬挂器，增加过流面积，减小施工泵压。固井存在防漏及提高驱替效率的突出矛盾关系。华北石油局井下作业公司1