巴麦地区固井技术难点与针对性措施

常连玉 高 元 许建华 杨广国

（1.西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

巴麦地区固井技术难点与针对性措施

常连玉1，2高 元2许建华2杨广国2

（1.西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

巴麦地区地质条件复杂，普遍存在低压易漏、异常高压、大段盐膏层和高压盐水层等地层。针对该地区固井技术难点，研制了性能优良的堵漏隔离液体系、密度1.20～1.45 g/cm3的低密度水泥浆体系、密度2.60～3.00 g/cm3的高密度抗盐水泥浆体系，并对该地区低压易漏层固井防漏技术、异常高压层高密度固井技术、盐膏层和高压盐水层固井专封技术等进行了完善与优化，形成了一系列效果良好的技术措施。玛北1、PSB1等井的现场应用结果表明，该技术有效地解决了该区块的固井难题，提高了巴麦地区探井的固井质量。

固井；防漏堵漏；异常高压层；盐膏层；水泥浆；巴麦地区

巴麦地区位于塔里木盆地中央隆起带西段，以巴楚隆起为主体，主要包括巴什托、小海子、麦盖提1、麦盖提 2、麦盖提 3 等区块［1］。区域内地质构造复杂，固井难度大，在已完成固井施工的20多口井中，固井质量合格率为93%，优质率仅为15%，固井质量明显低于塔河油田主体，其中部分井已经影响到分层测试和油气评价。

该地区普遍存在异常压力体系及大段盐膏层，各区块间地层差异大，相邻井层系深度、厚度、岩性及压力体系等对应性差。固井施工中存在超高压固井、超低压固井及大段盐膏层固井等难点。通过对高密度水泥浆体系、低密度水泥浆体系开发，基本解决了上述固井难题，为加快巴楚地区的勘探开发进度创造了必要的条件。

1 主要固井难点

1.1 易漏层固井漏失风险大

巴麦地区奥陶系及寒武系成岩作用强烈，灰岩及部分砂屑灰岩普遍发育裂缝及孔洞，极易造成漏失；钻井作业过程中，由于区内地质资料匮乏，造成裸眼段多个不同压力系数地层共存，存在“上吐下泻”或“上漏下喷”等复杂情况；另外，由于对易漏地层认识不足，使得堵漏方案不统一，造成有些井经过多次堵漏才封堵漏层。复杂的地质状况，加之堵漏措施不完善使得固井施工中常有井漏情况发生，从而造成固井质量差、水泥浆返高不够，甚至导致固井失败。

例如YB1-2X井实测地层孔隙压力当量密度为1.075 g/cm3，YB1 井为 1.169 g/cm3。实钻中多数井发生了不同程度的漏失。中石化重点探井玛北1井在钻井过程中钻遇多个漏失层，井队组织多次堵漏作业，截止四开完钻漏失钻井液共计1 344 m3，对固井施工造成了极大的困难及风险。

1.2 高压盐水层、盐膏层发育

巴麦地区寒武系盐膏层发育广泛，具有层位多、发育段长、蠕变速率快、埋藏深等特点，其间一般夹有石膏岩、泥岩、砂岩，软硬交界面复杂，盐膏层间可能有高压盐水或者活跃气层。

盐岩溶解及膏盐层塑性流动对固井作业影响较大，盐岩溶解或高压盐水侵不仅对水泥浆稳定性、稠化时间具有较大影响［2-3］，而且影响水泥环胶结质量；膏盐层塑性流动不仅影响套管的顺利安全下入，而且影响水泥环强度发育，易造成套管挤毁破坏，影响后续作业与生产。

以PSB1井为例，其位于塔里木盆地麦盖提斜坡皮山构造，在6 536.52 m阿尔塔什组钻遇高压盐水层，提高钻井液密度至2.60 g/cm3仍存在少量溢流，紧靠超高压盐水层下部即钻遇大段盐膏层，在完井期间盐膏层缩径，最终造成了卡钻，造成了巨大的经济损失。玉北区块二开钻井在古近系也钻遇了大段泥膏岩和膏盐层，多口井发生卡钻甚至挤毁套管等事故。

1.3 井身结构不合理

巴麦地区多为风险探井，可参考的邻井资料较少，造成了井身结构不合理，主要体现在以下几点。

（1）巴麦地区多个区块存在高压气层，当气层位于裸眼段的顶端，固井时气层压稳难度大。例如玉2井高压气层段距上层管鞋仅100 m，且气层非常活跃，最终导致该井固井发生气窜。

（2）井下压力梯度精确预测较困难，使得不同压力体系层位处于同一裸眼段内，造成安全施工密度窗口过窄，或者出现喷漏同存的现象。例如玛北1井的四开井段既有高压盐水层，又有低压易漏地层，安全施工密度窗口过窄，固井难度非常大。

（3）由于井下复杂或者由于套管层次限制，部分井的环空间隙过小，造成水泥浆的顶替效率低。例如BT7、BT9井Ø127 mm小间隙尾管固井油层段固井质量差，固井评定结果仅仅达到合格的要求。

2 主要技术措施

2.1 堵漏前置液

根据巴麦地区漏失类型与地层缝洞尺寸结构，充分发挥长、短纤维与固体颗粒在堵漏方面的协同作用，优选出性能优良的堵漏前置液材料体系。该堵漏体系由增黏剂、螯合剂、稳定剂、纤维、固体颗粒等组成，在孔洞或裂缝处，首先长纤维聚集搭桥，形成滤网骨架，然后短纤维填充纤维网格，最后粒径优化级配的固体颗粒堵塞细小孔隙，从而形成密实的滤网结构。此外，可根据施工密度要求，用特定粒度的矿渣进行加重，不仅增加了隔离液的悬浮稳定性，而且赋予其一定的化学活性，从而提高了界面胶结质量。堵漏型前置液MS体系性能见表1。配方如下。

1#：水+8%隔离液MS+1.0%隔离液助剂MSR+5%蛭石堵漏剂+2%黏弹性堵漏剂+1%纤维状封堵剂+0.5%纤维；

2#：水+10%隔离液MS+1.0%隔离液助剂MS-R+5%悬浮稳定剂+5%蛭石堵漏剂+2%黏弹性堵漏剂+1%纤维状封堵剂+40%矿渣+0.5%纤维；

3#：水+8%隔离液MS+1.0%隔离液助剂MSR+5%悬浮稳定剂+5%蛭石堵漏剂+2%黏弹性堵漏剂+1%纤维状封堵剂+80%矿渣+0.5%纤维；

4#：水+8%隔离液MS+1.0%隔离液助剂MS-R+2%悬浮稳定剂+5%蛭石堵漏剂+2%黏弹性堵漏剂+1%纤维状封堵剂+100%加重材料+0.5%纤维；

5#：水+8%隔离液MS+1.0%隔离液助剂MS-R+2%悬浮稳定剂+5%蛭石堵漏剂+2%黏弹性堵漏剂+1%纤维状封堵剂+105%加重材料+0.5%纤维。

表1 堵漏型前置液MS体系性能

对上述前置液进行砂床堵漏实验（砂床颗粒为1.0～2.0 mm），封堵成功，承压能力均大于 8.0 MPa。

室内实验表明，MS体系封堵能力强，承压可达8 MPa，另外还具有良好的流变性，大大提高了井下压力安全窗口，且易于现场混配，可满足现场施工要求，固井中可以很好起到防漏堵漏效果。

2.2 水泥浆体系优选

2.2.1 低密度水泥浆 目前，塔河油田主体区块低压易漏层主要集中在二叠系，主要使用1.50 g/cm3复合低密度水泥浆体系，但在巴麦地区存在异常低压层，地层孔隙压力当量密度在1.10 g/cm3以下。为了更好地保护储层及防止固井施工时漏失，进行了颗粒级配与低密度材料选取［4-5］，优选抗高温抗盐处理剂，研制出以高抗挤微珠为主要减轻材料，密度1.20～1.50 g/cm3可调的低密度水泥浆体系，性能如表2所示。配方如下。

6#：AG+30%微硅+50%高抗挤微珠+15%抗盐抗高温降失水剂DZJ-Y+0.3%抗高温缓凝剂DZH-2+2%早强剂H+2%稳定剂+135%H2O；

7#：AG+30%微硅+45%高抗挤微珠+15%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+2%稳定剂+120%H2O；

8#：AG+30%微硅+32%高抗挤微珠+15%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+1.5%稳定剂+110%H2O；

9#：AG+30%微硅+20%高抗挤微珠+12%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+1%稳定剂+110%H2O；

10#：AG+17%微硅+17%高抗挤微珠+12%DZJY+0.3%DZH-2+2%H+1%稳定剂+105%H2O。

表2 低密度水泥浆综合性能

通过表2可以看出，低密度水泥浆体系流变性好，API失水低，零析水，水泥石抗压强度高。该体系在高温高压条件下具有良好的稳定性，可满足巴麦区块深井、超深井异常低压层固井作业要求。

2.2.2 高密度水泥浆 巴麦区块寒武系地层存在异常高压盐水层，钻井中经常出现严重高钙盐水侵、固井中高压盐水层压不稳、关井憋压候凝期间环空压力上升等问题。针对上述问题，研制出了高密度水泥浆。

首先利用颗粒级配理论，优选不同粒径的加重材料［6］，得到G级水泥及铁矿粉等各高密度水泥浆固相组分粒径比例；然后根据紧密堆积理论与连续分形理论，确定不同加重材料的比例［7］，再优选抗高温、抗盐水泥浆添加剂，室内研制出温度广谱型、密度2.60～3.00 g/cm3可调的高密度抗盐防窜水泥浆体系，性能见表3。该体系使用多相颗粒加重技术，一次加重即可达到设计要求；此外，该体系使用防气窜降失水剂，防气窜效果好，且抗压强度高，从而保证了超高压盐水层固井质量。配方如下。

11#：AH+35%SiO2+195%复合加重材料MHM+3%微硅+6%抗高温抗盐降失水剂DZJ-Y+2.5%分散剂DZS+1.2%抗高温缓凝剂DZH-2+70%H2O+10%NaCl；

表3 高密度水泥浆体系性能

由表3可以看出，该高密度水泥浆体系流变性能好，API失水低，强度高，可满足现场施工要求。

2.3 固井工艺技术

2.3.1 优化井身结构

（1）在盐膏层类塑性流动地层，套管承受的实际外挤力可能远大于上覆地层压力，所以在盐膏层井段采用下入具有较高抗外挤能力的高强度套管。

（2）合理分割不同压力体系地层，避免同一裸眼井段内不同压力体系共存。

（3）尽量避免高压盐水层、高压油气层位于封固段的顶端，降低固井施工中的压稳难度。

（4）合理设计环空间隙。过小的环空间隙会导致环空压耗高，不仅造成固井水泥浆顶替效率低下，而且薄水泥环亦影响固井质量检测。

2.3.2 井眼准备 下套管前应充分通井、循环，膏盐层段需充分扩孔，测定膏岩蠕变速率，计算固井安全作业时间，保证套管顺利下入预定井深，且满足水泥石强度；其次采用先导浆技术，改善混浆流变性、滤饼质量，从而提高第二界面胶结质量。

2.3.3 提高顶替效率 合理安放扶正器，保证套管居中度不小于70%；优化环空浆柱结构和流变性设计，采用紊流塞流复合顶替技术，提高水泥浆的顶替效率。

2.3.4 压稳措施 调整水泥浆及前置液密度，采用分段压稳方法设计环空液柱结构，并视压稳模型计算结果，采取固井施工后是否采用环空加压的方式防止高压流体发生串槽。

2.3.5 固井质量评价 进行固井质量评价时，鉴于受到快速地层、薄水泥环等因素影响［8］，应以固井质量测井为主，视具体情况，参考固井、钻井、裸眼井测井等有关数据，进行多信息综合评价。

3 现场应用

3.1 防漏固井技术的应用

玛北1井是位于塔里木盆地巴楚隆起玛北1构造一口中石化重点风险探井，三开钻头直径为Ø311.15 mm，中完井深为5 753.00 m，下入Ø244.45 mm尾管，封固段为2 743.41～5 752.50 m。该开次井段地层压力系数低，钻井过程中发生过多次恶性漏失，因此本次固井主要难点为防漏。

本次尾管固井首先注入16 m3冲洗液和16 m3堵漏隔离液，后注入密度1.30 g/cm3的低密度水泥浆120 m3和密度为1.90 g/cm3的常规密度尾浆35 m3。堵漏隔离液配方：井场水+10%隔离液MS+1.5%隔离液助剂MS-R+5%悬浮稳定剂+2%黏弹性堵漏剂+1%纤维状封堵剂+40%矿渣+0.3%纤维，密度为1.25 g/cm3，高温养护后动流性指数为0.48，塑性黏度为0.61 mPa·s。低密度水泥浆配方为：AG+30%微硅+32%高抗挤微珠+15%抗盐抗高温降失水剂DZJ-Y+0.3%抗高温缓凝剂DZH-2+2%早强剂H+1.5%稳定剂+110%H2O，该体系密度为1.30 g/cm3，API失水量为 36 mL，稠化时间 256 min，72 ℃、21 MPa、48 h条件下测定顶部强度9.6 MPa。

该井固井前严格按照程序进行井眼准备工作，并进行了套管扶正器优化，套管居中度均在70%以上；固井施工过程顺利，堵漏前置液与低密度水泥浆体系有效防止了固井施工过程漏失，确保了水泥浆返高和封固段有效封固。候凝72 h后声幅测试，固井质量优良。

3.2 高密度水泥浆的应用

PSB1井为在巴麦区块部署的一口风险探井，当钻进至古近系渐新统至古新统时钻遇高压盐水层，为压稳高压盐水层，设计水泥浆密度达2.60 g/cm3。为了确保高密度水泥浆连续施工和安全泵注，检测固井设备及水泥浆性能，固井前进行了高密度水泥浆地面试打。地面混配密度达到了设计要求的2.60 g/cm3，流动性较好，最高混配密度2.69 g/cm3，创西北油田分公司水泥浆混配最高纪录。由于该井在下套管前发生了恶性卡钻致井眼报废，所以该井密度为2.60 g/cm3水泥浆体系未入井，但成功地面试打为后续高压固井提供了技术保障。

玛北1井四开钻遇高压盐水层及盐膏层，下入Ø184.15 mm加厚尾管封固盐膏层，但由于未能准确掌握高压盐水层地层压力，造成固井后溢流；钻井液密度提高至2.20 g/cm3，后又进行了Ø177.8 mm尾管短回接固井。为了有效压稳下部高压盐水层，回接固井采用了密度为2.30 g/cm3的隔离液和2.40 g/cm3的高密度水泥浆体系。

隔离液配方为H2O+12%隔离液MS+3%隔离液助剂MS-R+3%微硅+280%加重剂+10%NaCl+1%高温缓凝剂DZH-2，密度2.30 g/cm3，高温养护后流变读数84/64/46/35/15/13。水泥浆配方为AG+10%微硅+135%复合加重材料MHM+抗高温抗盐降失水剂5%DZJ-Y+2%分散剂DZS+1%早强剂H+10%NaCl+0.4%抗高温缓凝剂DZH-2+67%水；主要性能（实验温度100 ℃）：密度2.40 g/cm3，流动度20 cm，API失水32 mL，稠化时间276 min， 21 MPa、48 h下抗压强度19.2 MPa。本次固井施工后进行了关井憋压候凝，达到了很好的压稳防窜效果，经声幅测井评定，固井效果达到了优良，后期降低钻井液密度至1.27 g/cm3时未发生溢流，说明将高压盐水层进行了很好的封固，确保了下一开次的顺利钻进。

4 结论及建议

（1）堵漏隔离液MS体系封堵能力强，可以承压达到8 MPa。对于易漏失井采用该堵漏隔离液体系，再根据井况配合低密度水泥浆体系来减小液柱压力，大大降低了薄弱地层固井时的漏失风险。

（2）针对巴麦地区易漏失地层，需认清漏层，应用综合固井防漏技术措施，保证水泥浆返高，确保固井质量。

（3）新开发的高密度抗盐水泥浆体系室内密度可达3.00 g/cm3，具有很好的抗高温抗盐性能，对于巴麦地区异常高压层采用高密度固井技术压稳超高压地层，可以实施有效封固，保证固井质量。

［1］赵志国.巴麦地区钻井技术难点及提速对策［J］.西部探矿工程，2011（6）：102-105.

［2］冯国良， 解忠义， 齐奉忠，等 . 乌兹别克斯坦深井超深井钻完井技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（3）：16-19.

［3］李真祥，王瑞和，高航献.元坝地区超深探井复杂地层固井难点及对策［J］.石油钻探技术，2010，38（1）：20-25.

［4］万伟，洛边克哈，陈大钧.超低密度高强度水泥浆体系的研究［J］.钻采工艺，2008，31（5）：125-128.

［5］孙富全，侯薇，靳建洲，等.超低密度水泥浆体系设计和研究［J］.钻井液与完井液，2007，24（3）：31-34.

［6］徐璧华，刘汝国，刘威，等.超高密度水泥浆加重剂粒径和加量优化模型［J］.西南石油大学学报，2008，30（6）：131-134.

［7］黄柏宗.紧密堆积理论的微观机理及模型设计［J］.石油钻探技术，2007，35（1）：5-12.

［8］罗荣，李双林，崔光.塔河油田固井质量评价影响因素分析［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

常连玉，高元，许建华，等.巴麦地区固井技术难点与针对性措施 ［J］. 石油钻采工艺，2013，35（3）：37-41.

TE256

B

1000 – 7393（ 2013 ） 03 – 0037 – 05

中国石油化工集团石油工程管理部项目“巴麦地区防窜防漏固井技术先导试验”（编号：JSG11017）。

常连玉，1978年生。2003年毕业于石油大学（华东）石油工程专业，在读工程硕士研究生，现主要从事固井技术研究，高级工程师。电话：010-84988232。E-mail：changly.sripe@sinopec.com。

〔编辑

朱 伟〕