胜利油田深探井固井技术难点与对策

隋 梅

(中石化胜利石油工程有限公司技术装备处，山东东营 257001)

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胜利油田深探井固井技术难点与对策

隋 梅

(中石化胜利石油工程有限公司技术装备处，山东东营 257001)

针对胜利油田深探井固井面临地层压力层系多、井壁稳定性差、高温、高压等复杂地质条件，固井施工工艺复杂，压稳、防漏难度大，固井工具可靠性差，导致固井质量合格率偏低等问题，通过系统分析固井技术难点及其主要影响因素，研究了配套的深探井固井工艺技术。针对深探井高温、高压条件下进行固井施工时防窜、防漏等的需要，研制了高温水泥浆、晶格膨胀水泥浆、低密度高强度水泥浆、防窜抗渗水泥浆等4种水泥浆体系；通过压稳设计分析、钻井液性能调整、前置液优选、高压井防窜、固井工具优选等，研究了具有针对性的固井技术措施。2012年，该深探井固井工艺技术在胜利油田61口井进行了现场应用，结果表明，固井质量得到明显提高，其中第二界面固井质量合格率由之前的40％～50％提高到82％。实践证明，综合配套的深探井固井工艺技术能够满足该油田深探井固井施工需要。

探井 高温 高压 固井 水泥浆 胜利油田

经过50余年的勘探开发，胜利油田目前已转入以断块油气藏和岩性油气藏为主的勘探阶段，其主要勘探开发区域——济阳坳陷中、浅层的资源探明程度已达50％以上，属中、高勘探程度区，该区域深层(指3 500 m以深的目标层位，包括沙4段和孔店组、中生界、古生界和太古界地层)已成为新增地质储量的重要层段。在勘探过程中，深探井(指深层油气探井)固井面临着地层压力层系多、井壁稳定性差、高温、高压等复杂地质条件[1]，固井施工工艺复杂，压稳、防漏难度大，固井工具可靠性差，导致固井质量合格率偏低，特别是固井第二界面合格率仅为40％～50％，严重影响了勘探试油效果和油气储量评价结果。为此，笔者深入分析了胜利油田深探井固井技术难点，提出了技术对策，以提高该油田深探井的固井质量。

1 深探井固井技术难点

1.1 地质情况复杂

济阳坳陷包括东营凹陷、沾化凹陷、车镇凹陷和惠民凹陷，其中东营凹陷、沾化凹陷和车镇凹陷的古近系—新近系地层多异常高压。东营凹陷、沾化凹陷地层压力与埋深的关系如图1所示。

图1 东营凹陷和沾化凹陷地层压力与埋深关系Fig.1 Diagram of formation pressure vs.burial depth in Dongying Sag and Zhanhua Sag

从图1可以看出，2 000 m(相当于沙3段)以深，随着埋深增加，地层压力逐渐偏离静水压力，且常压与超压并存(以超压为主)，压力窗口窄，导致在同一裸眼段存在多套压力层系，上涌下漏或上漏下涌并漏涌共存，固井工艺和水泥浆体系难以同时满足保证固井质量的需要，造成高压油气上窜和低压层漏失[2-4]；另外，深井钻遇的地层层系多而且复杂，有易水化的泥岩、疏松砂岩、易剥蚀的碳质页岩及砾石，部分区块地层含有高压盐水或膏岩、盐岩等，这都给钻井、固井施工带来较大影响。2012年，胜利油田共钻深探井61口，钻井中发生漏失的井有24口，占39.34％；发生井涌的有8口，占13.11％；这些复杂情况的出现给固井质量带来了严重影响。

1.2 地温梯度高且变化较大

随着勘探深度的不断加大，较高的井底温度对固井作业也会产生一定影响。根据703口井1 538个试油温度数据统计[3]，济阳坳陷地温梯度平均为3.55 ℃/100m，总体高于国内大部分盆地的地温梯度；而且，济阳坳陷不同地区、不同井深的地温梯度变化也较大[5-6]。

地层地温梯度高对固井施工带来的影响主要表现在2个方面:1)钻井液、水泥浆体系稳定性变差，水泥将体系不能完全适合高温和大温差(上下温差大于60 ℃)、长封固段固井；2)对固井工具、附件的抗高温性能提出了更高要求。

另外，对比发现，深井高温井段的固井质量比中深井段差，特别在井深超过3 500 m、井底静止温度超过130 ℃后，固井质量有明显变化。例如，SHK1、SFSH4、SXLSH1、SH14、SY23、SB681和SL76等井的井底静止温度都超过130 ℃，固井施工正常，但下部井段固井质量却都较差；特别是SL76井，声幅曲线显示下部水泥封固段无水泥，而该井施工中并未发生井漏等异常问题。

1.3 高压油气窜的影响严重

胜利油田深井大多采用长裸眼井身结构，固井后受高压油气窜的影响大;另外,对探井地层压力系数掌握不准确，部分地区存在异常压力，水泥浆候凝期间能否压稳油层也存在不确定性，影响到固井质量。2011年施工的28口高温深井统计分析结果表明，平均井深3 952 m，完钻钻井液密度平均为1.76 kg/L，固井二界面合格率仅为28.6％。

1.4 井眼易失稳

探井钻井周期长，期间需要进行取心、中途测试及其他资料的获取工作，井壁受到钻井液浸泡时间长，井壁掉块和坍塌现象严重，在重点封固段易形成“大肚子”井眼和“锯齿状”井壁，顶替过程中该处钻井液滞留，影响固井质量[7]。如2010年，7口深探井的目的层段井径超标，其中目的层段第二界面合格的只有1口，合格率仅为14.29％。另外，探井钻进过程中的油气上窜速度一般较高，有时需要进行中途测试，这都会使钻井液中含有油气，井壁和套管壁上形成油膜，导致水泥石和井壁、套管间的胶结力降低，造成固井质量较差。

1.5 完井工艺复杂

探井固井时，较多地采用尾管(回接)、双级以及其他复杂工艺，施工程序复杂，影响因素多，容易给固井带来一定影响。例如尾管固井，尾管坐挂后喇叭口处过流面积减小，导致注替压力高，施工中容易造成漏失，固井质量难以保证[8]。据统计，在探井固井施工中，尾管固井约占总固井数的32％，分级固井或筛管顶部注水泥工艺约占9％。另外，深探井固井施工前，井下情况一般较为复杂，有时不具备施工条件，但由于没有更好的补救方法，只能进行强行固井作业。如ST769井、ST181井下完套管后发生井漏，无法建立循环(井口只进不出)，由于套管发生压差卡钻，难以实施起套管和堵漏措施，只能强行固井，因顶替效率差、固井混浆窜槽，造成固井质量差。

1.6 特殊工具失效时有发生

现场对悬挂器、分级箍等特殊工具附件缺乏必要的检测手段，工具可靠性难以保证，直接影响到固井施工和质量。例如悬挂器挂不住、胶塞复合不好导致不碰压和替空、阻流环失灵无法憋压候凝等，既影响施工安全又影响固井质量。2011—2012年，胜利油田采用分级固井或筛管顶部注水泥工艺固井的探井有15口，其中分级箍提前打开2口，未打开1口；尾管固井31口，悬挂器挂不住2口，浮箍失灵倒返1口，不碰压2口。例如SY941井尾管固井时悬挂器失效、碰压后浮箍失灵；SG946井套管完井胶塞问题不碰压，下部替空；SF170井分级固井，在一级固井施工过程中分级箍提前打开，目的层漏封，造成重大质量事故。

2 深探井固井技术对策

针对上述深探井固井技术难点，研发了不同类型的水泥浆体系，调整了工艺技术方案及技术措施。

2.1 水泥浆体系研究与开发

为满足深探井高温、高压、防窜、防漏等固井施工的需要，重点研究了高温水泥浆、晶格膨胀水泥浆、低密度高强度水泥浆、防窜抗渗水泥浆等4种水泥浆体系。

2.1.1 高温水泥浆体系

以微硅粉、石英砂、铁矿粉、分散剂、降失水剂、缓凝剂和抑泡剂等为主要成分，研制了高温水泥浆体系。水泥浆配制试验中，密度、抗压强度、稠化时间、流变性能、静失水量、自由水等参数的测定均按照API RP 10B中的规定程序进行。开发的高温缓凝剂引入了磺酸基料，使该缓凝剂具有较好的耐高温、抗盐性能。缓凝剂抗高温试验结果见表1，抗盐性能见表2。

表1 缓凝剂抗高温性能试验结果

表2 缓凝剂抗盐性能试验结果

为合成耐高温、耐盐的优良降失水剂，采用在基料AM这一聚合体系中引入第3种单体共聚合成高温降失水剂，选用 3-烯丙基氧基-2-羟基丙磺酸钠(AHPS)、2丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)等进行聚合，进行了水泥浆试验。加量分别为2％，3％，4％和5％时，水泥浆30 min的失水量分别为60，42，28和22 mL，而其在盐水环境中的失水量见表3。

表3 盐水环境中水泥浆的失水量

又在不同的温度范围内进行了高温高压试验。在热稳定性、流变性能等满足要求的基础上，通过添加不同量的缓凝剂、分散剂、降失水剂进行稠化时间、失水、游离水、抗压强度试验，满足不同温度井段的设计要求，则水泥浆体系的综合性能[9-10]见表4。

表4 高温水泥浆体系综合性能

通过表4可以看出，该高温水泥浆体系不仅具有抗高温(井底静止温度90～220 ℃)、抗盐、适应温差大、体系稳定性强、降失水效果好、防气窜性能强等优点，而且水泥浆凝固后能形成致密的水泥环，满足高温条件下的抗压强度，能够满足深井超深井的固井需要。

2.1.2 晶格膨胀水泥浆体系

水泥浆易收缩产生微间隙，从而导致二界面胶结不好，或者形成油气窜流通道。晶格膨胀水泥浆体系在水泥浆凝固时产生轻度体积膨胀，可以封闭环空微隙，改善水泥环与套管、地层的界面胶结状况，特别是能提高第二界面的固井质量[11]。

2.1.3 低密度高强度水泥浆体系

根据紧密堆积理论，采用“水泥+中空玻璃微球珠(漂珠)+微硅”不同粒度的颗粒级配，并配合增强剂、降失水剂、分散剂、悬浮剂和缓凝剂，研究了密度为0.90～1.00 kg/L的低密度水泥浆体系。通过试验得出不同密度下与混料的最佳比例，从而达到了水泥石低密度高强度的目的。表5—7是以国产漂珠为减轻材料的低密度水泥配方及强度、性能指标[12]。

表5 不同密度的低密度水泥浆体系配方

表6 不同密度的漂珠水泥石强度

表7 50 ℃/0.1 MPa/30 h 条件下的水泥浆体系性能指标

从表5可以看出，通过调节水泥、漂珠、增强剂之间的配比，可以配制出不同密度的低密度水泥浆体系。从表6—7可以看出，低密度高强度水泥浆具有稳定性好、早期强度高、候凝时间短等特点，能够防止固井施工过程中井漏的发生。

2.1.4 防窜抗渗水泥浆体系

防窜抗渗水泥浆是基于紧密堆积原理开发的。该体系在保证良好的水泥浆流变性能的条件下，提高单位体积水泥浆中的固相质量分数，应用与水泥浆密度无关的较高的堆积体积分数(PVF)，增加给定密度水泥石的抗压强度和降低水泥石的孔隙度和渗透率。添加微硅、晶格膨胀剂和增强剂等外加剂，使形成的水泥石渗透率降低，以获得更好的抗渗能力。配制的防渗透水泥浆密度达到2.0 kg/L，依然可以保持很好的流变性。该体系与晶格膨胀剂相配合，可显著提高水泥浆体系的防窜性能。

2.2 固井技术措施

2.2.1 压稳设计与施工

根据地层压力、钻井中的油气后效显示、中途测试情况及油气上窜速度等数据资料，充分考虑水泥浆失重影响，进行固井压稳设计与施工。一般应设计为双凝或多凝水泥浆体系，分析各段水泥浆在胶凝期间的静液柱压力损失，计算环空液柱压力对油气层的压稳系数，确保水泥浆候凝期间能始终压稳油气层，保证固井质量。

2.2.2 钻井液性能调整

固井前对钻井液性能进行调整，降低钻井液的切力、塑性黏度，降低流动摩阻，既有利于钻井液的净化，改善泥饼质量，提高第二界面胶结质量；也有利于在固井中提高顶替效率，防止顶替过程中泵压过高而压漏薄弱地层。

2.2.3 前置液优选

开发了黏性有效层流高抗污染前置隔离液，以防止钻井液对水泥浆的污染。在高温高压条件下，该隔离液具有良好的高温稳定性、流变性和高密度的沉降稳定性，并具备抗盐水污染的能力[13]，为高温固井作业中有效顶替钻井液提供了充分的技术保障。另外，在高压井中采用加重冲洗液和隔离液，利用顶替液的密度差、动塑比差来提高顶替效率，取得了良好效果。

2.2.4 高压井防窜

1)管外封隔器与防窜抗渗水泥浆配合使用。在高压井中高压油气层上部20～30 m加装管外封隔器，对于控制油气上窜具有明显效果。在高压油气井中，选择使用了封隔式尾管悬挂器，不仅可以避免高压油气窜通问题，而且可以解决水泥浆返高不够或重叠段水泥胶结质量差而带来的密封失效问题[14]。

2)采用双管外封隔器隔离双油层。在钻进过程中遇到高压油层与高压水层，或者两种不同压力系统的层位，常规固井无法将其隔开，采用双封隔器圈闭技术防止两层互相干扰，保证固井质量。

3)环空憋压候凝。通过从环空憋压补偿由于水泥失重造成的液柱压降，从而防止水泥浆候凝过程中的油气窜。

2.2.5 固井工具优选

加强工具制造过程中的质量控制和进货检验，建立质量跟踪与反馈机制，确保特殊工具附件的可靠性。对于高温井，根据测井、测试给出的井底温度数据，优选抗高温工具，满足高温固井的需要。

3 现场应用及效果分析

3.1 典型井例

SY185井为胜利油田一口深深井。该井一开，φ339.7 mm表层套管下深353 m；二开，φ244.5 mm技术套管下深3 609 m;三开，φ215.9 mm钻头钻至井深4 700 m，φ139.7 mm套管下深4 699.5 m，完钻钻井液密度1.80 kg/L，油气上窜速度为28.4 m/h，井底静止温度170 ℃，循环钻井液出口温度74 ℃。

3.1.1 固井施工难点

SY185井属于高温、高压井，钻井液密度高；在3 856 m以深钻遇高压油气层，在注水泥过程中和候凝期间，高压地层流体(气)易窜出，影响固井质量；水泥封固段长，水泥浆失重效应加剧，易引发高压地层流体外窜，影响水泥石胶结质量；井底静止温度为170 ℃，高温影响水泥浆的稳定性。

3.1.2 主要施工方案与技术措施

1)套管柱设计。套管柱结构设计为：浮鞋+套管(1根)+浮箍+套管(1根)+浮箍+短套管(1根)+球座+套管串+悬挂器(悬挂井深3 400 m)+送井钻具。

2)前置液设计。使用加重前置液，提高前置液对钻井液的清洗和隔离能力[15]，加重前置液设计密度1.85 kg/L，环空高度300 m，用量10 m3。

3)水泥浆体系设计。根据地层压力及油气显示情况进行油气层压稳设计(设计结果见表8)，设计采用双凝水泥浆体系。上部使用高流变性长稠化时间缓凝水泥浆，以减小流动阻力，提高顶替效率；油层段采用高密度塑性微膨防窜水泥浆体系，确保4 100 m以深井段水泥浆初凝情况下的环空液柱压力仍大于地层孔隙压力，从而压稳高压油气层。

表8 水泥浆柱体系设计

4)套管扶正器设计。 为确保套管居中，提高水泥浆顶替效率，套管扶正器安装数量及方式见表9。

表9 套管扶正器数量及安装方式

注：技术套管鞋、管外封隔器、尾管悬挂器处各安装刚性套管扶正器2只。

5)其他措施。高压油气层上部安装2只管外封隔器，压稳油气层，提高水泥胶结质量。

3.1.3 施工结果

严格按照设计进行施工，固井施工正常，循环出多余水泥浆后，环空憋压(3 MPa)至下部水泥浆初凝。候凝时间48 h，电测固井质量优质。

3.2 总体应用效果

应用高温抗盐水泥浆体系、晶格膨胀水泥浆体系、低密度高强水泥浆体系和防窜抗渗水泥浆体系及防漏、防窜固井技术措施后，胜利油田深探井固井质量提高明显。2012年该油田实施深探井固井61口，其中应用低密度高强度水泥浆体系固井16口、防窜水泥浆体系固井21口、晶格膨胀水泥浆体系固井10口，固井质量均有大幅度提高，其中第二界面固井质量合格率由之前的40％～50％提高到了82％。

4 结论与建议

1)深探井面临高温高压、地质及井下环境复杂、工具可靠性差等一系列固井技术难点，需要开发合适的水泥浆体系和相配套的固井技术措施，才能满足固井施工的需要。

2)开发的高温抗盐水泥浆体系、晶格膨胀水泥浆体系、低密度高强水泥浆体系和防窜抗渗水泥浆体系，结合综合压稳防窜、防漏固井技术方案及措施，使深探井固井质量得到明显提高。

3)应进一步开展固井水泥浆体系研究，以提高其对深层固井的适应性。重点是高温高压防窜水泥体系研究、高温抗盐水泥浆体系优选与性能评价研究，水泥浆体系与地层岩性适应性研究，以适应胜利油田继续向深层勘探的要求。

4)应加强固井工具与套管附件等的研究攻关，重点是提高非金属材料的耐高温性能，研究高温条件下不同热膨胀性能材料的热应变效果，提高完井固井的可靠性。

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TechnicalDifficultiesandCountermeasuresinCementingofDeepExplorationWellsinShengliOilfield

SuiMei

(TechnicalEquipmentDepartment，SinopecShengliOilfieldServiceCorporation,Dongying,Shandong,257001,China)

Cementing technologies for deep exploration wells have been researched and developed by means of system analysis on the technical difficulties and major influencing factors of deep exploration wells in Shengli Oilfield,to deal with the complicated geological conditions like multiple strata pressure systems,poor borehole stability,high temperature and high pressure,and complex cementing process,as well as high difficulty in stable killing and leakage-proof and low cementing conformity rate caused by poor reliability of cementing tools.Furthermore,R&D of four types of cement slurry systems,including high temperature cement slurry,lattice dilatation cement slurry,low density high strength cement slurry and anti-channeling/anti-leaking cement slurry,have also been presented in this article to deal with the channeling/leaking problems during cementing of HTHP deep exploration wells.On the basis of in-depth study on stable killing design,drilling fluid properties adjustment,pre-flush optimization,anti-channeling for high pressure wells and cementing tool optimization,etc.,the specific cementing technical measures targeted to those problems noted above have been worked out,and widely applied in Shengli Oilfield and improved deep exploration well cementing quality significantly.The cementing conformity rate of the second interface has increased from 40％-50％ to 82％.The practice suggests that the cementing technologies for deep exploration wells can meet requirements of deep exploration well cementing in Shengli Oilfield.

exploratory well；high temperature；high pressure；cementing；cement slurry；Shengli Oilfield

2012-10-31；改回日期2013-04-24。

隋梅(1970—)，女，山东东营人，1991年毕业于胜利石油学校钻井专业，2008年毕业于石油大学(华东)石油工程专业，工程师，主要从事钻井工程技术管理工作。

联系方式：(0546)8713230，suimei.slyt@sinopec.com。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.03.014

TE256+.3

A

1001-0890(2013)03-0073-07

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