延长气田西部地区中深井固井技术研究

贺 健 蒋立宏 肖国平 王战伟 张小霞 王真毅

(陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司，陕西 延安 716000)

延长气田西部地区包括陕西省西北部的志丹县、吴起县、定边县、靖边县等，地质位置处于鄂尔多斯盆地西倾单斜构造 —— 陕北斜坡的东北部。该气田埋藏深，地质条件复杂，“三低”特征显著。

随着延长气田勘探开发强度的不断加大以及开发范围的不断拓宽，西部地区天然气中深井的数量不断增加。中深井完井固井过程中的事故发生率较高，固井质量合格率偏低，制约了气井后期开发。固井作业不仅关系到能否顺利完井，而且影响投产后气井质量的好坏、寿命的长短及产量的高低。目前关于延长气田中深井固井技术难题的研究报道较少。本次研究的主要目的是探索适合于西部地区中深井的固井工艺及提高中深井固井质量的技术措施，以满足气田后期更深入勘探开发的需求。

1 主要技术难题

1.1 裸眼及封固段较长

延长气田西部地区中深井地质条件相对复杂，多采用长裸眼钻井工艺技术。为了缩短气井建井周期，普遍为二开井身结构，使裸眼段长度进一步增加。该区裸眼段长度普遍为3 600～4 500 m，封固段长，环空水泥浆柱压力高，易致下部漏失，上部压力不稳;同时，地层压力大、水泥浆稠化时间长，气体容易侵入水泥浆而发生气窜;此外，注替量大、泥浆比重高、循环摩阻大等原因造成施工泵压高。这些情况均对固井设备提出了更高的要求，固井设备的条件直接关系到能否正常施工。

1.2 井底温度高、温差大

温度会严重影响水泥浆的性能，是固井设计首要考虑的因素。井底高温使水泥浆稠化时间迅速缩短，流动时间大大减少，普通固井附件及水泥浆体系无法保证深井固井的现场施工和质量。井口到井底的温度变化大，隔离液和水泥浆的性能不易控制;一旦性能发生变化，就会导致顶替效率降低，影响固井质量。该区大部分中深井井底温度可超过100℃，温差高达55～75℃。

1.3 存在盐(膏)地层

在部分区域存在盐(膏)地层，遇水容易产生溶蚀而使井眼形状不规则，从而导致固井施工时顶替效率降低，水泥浆不能完全填充环空，无法形成整体有强度的水泥石。另外，盐(膏)层的溶解会对隔离液和水泥浆的性能产生影响，降低隔离液携砂和冲蚀泥饼效果，使水泥浆变稠，降低水泥石的强度，甚至可能使水泥浆迅速闪凝，造成“灌香肠”的事故发生。

1.4 其他技术难题

地层压力系统复杂多样、井壁稳定性差、地层承压能力低等问题也存在。井越深，钻遇复杂地层的可能性就越大。中深井地层情况复杂，其中多套地层压力体系并存，易出现上涌下漏或上漏下涌等现象。同时，延长气田西部地区中深井的井壁稳定性差，导致井眼不规则，出现“大肚子”或“糖葫芦”形状的井段较多;刘家沟组底部和井底地层承压能力低，在注替水泥浆时易造成漏失。

2 关键技术措施研究

2.1 长封固段固井技术措施

为了能够有效地降低长封固段的环空液柱压力和平衡地层压力，防止漏失，可采用低密度(1.25～1.55 g/cm3)高强度水泥浆体系，并与双级固井工艺技术相结合。

根据颗粒级配原理，选用粉煤灰、微硅、漂珠等不同粒径的减轻材料，选用抗高温配伍性好的外加剂，合理设计比例和加量关系，配制出密度低、失水少、抗高温、强度高，并且满足不同地层压力固井需要的低密高强水泥浆体系。常见低密高强水泥浆体系的基本配方如下:配方1，G级水泥+粉煤灰+漂珠+降失水剂+早强剂+分散剂+缓凝剂;配方2，G级水泥+漂珠+微硅+早强剂+缓凝剂+降失水剂+分散剂;配方3，G级水泥+粉煤灰+微硅+降失水剂+分散剂+早强剂+缓凝剂。3种配方的低密度水泥浆性能如表1—表3所示。

表1 配方1配制的低密度水泥浆性能

表2 配方2配制的低密度水泥浆性能

表3 配方2配制的低密度水泥浆性能

延长气田西部地区中深井一级固井施工时间较长，普遍达170～200 min。对比分析上述低密度水泥浆的性能和稠化时间可知，在相同密度下配方2的水泥石强度均大于其余2种配方的水泥石强度，因此配方2更用于延长气田西部地区中深井固井。

为了解决双级固井一级封固段较长、气窜现象严重、上下温差较大而影响固井质量的技术难题，一级高密设计采用领浆和尾浆的多凝水泥浆体系，既能在高密度水泥浆失重后压稳地层，又能让含气层的水泥浆在短时间内迅速稠化，以防止气窜发生。高温下，加入硅砂可增加水泥石强度，并控制其衰减速度;水泥浆中加入晶格膨胀剂，可防止水泥稠化过程中发生气窜。表4列出抗高温高密度领浆和尾桨水泥浆体系及主要性能。

表4 抗高温多凝高密度水泥浆配方及主要性能

2.2 盐(膏)层固井技术措施

盐(膏)层在高温下的溶蚀作用影响着隔离液和水泥浆性能。为了避免固井时发生事故并保证固井质量，采取以下技术措施:(1)采用饱和盐水，具有防气窜、防水泥石脆裂的“双防”水泥浆体系;(2)做水泥浆和含盐(膏)钻井液的相容性实验，确保水泥浆达到盐 (膏)层固井的要求;(3)采用抗高温抗盐高效悬浮隔离液体系，保证井壁余留泥饼被冲洗干净;(4)水泥浆返至盐(膏)层段时，采用低速替浆，防止盐(膏)上地层发生漏失。

2.3 优质高效隔离液

在低返速条件下提高顶替效率的关键环节是前置隔离液的选择。通过调研优选出一种由悬浮稳定剂、降失水剂、流型调节剂组成的高温抗盐隔离液体系SQG-1，具有抗盐耐高温、剪切稀释性好、冲洗性能好的特点，应用于高温、盐(膏)层时整体性能稳定，能高效地顶替泥浆、冲洗井壁，为水泥浆提供良好的胶结截面。

3 典型实例分析

3.1 基本情况和气层固井设计

以Y1623井为例进行实例分析，该井位于定边县，主力含气层为盒8段和山12段，刘家沟组底部和井底漏失严重，完钻井深为4 055 m，套管下深为4 050 m，井底温度为114℃。固井设计为双级固井，分级箍放在2 660.4—2 661.1 m深层段，一级固井段长为1 393.9 m，二级固井段长为2 661.1 m。其气层固井设计如表5所示。该井封固段较长，循环泵压较高，无法实现大排量注替，造成水泥浆顶替效率低;为此，在顶替过程中保证紊流的情况下，尽可能降低顶替排量。

(1)一级固井水泥浆配方。一级低密配方为:70.00%G 级水泥 +25%漂珠 +5.00%微硅、0.80%缓凝剂+0.80%分散剂+1.50%降失水剂+2.00%早强剂;一级高密领浆配方为:98.00%G级水泥+2.00%硅粉 +2.50%降失水剂 +2.00%早强剂 +0.02%消泡剂 +1.00%减阻剂;一级高密配方为:98.00%G级水泥+2.00%硅砂+3.00%降失水剂+3.00%早强剂+3.00%晶格膨胀剂+1.00%减阻剂+0.02%消泡剂;一级高密尾浆配方为:98.00%G级水泥+2.00%硅砂+3.00%早强剂+3.00%晶格膨胀剂。其试验结果如表6所示。

(2)二级固井水泥浆配方。二级低密配方为:60%G级水泥+25%漂珠+15%微硅+0.9%缓凝剂+分散0.5%剂+1.2%降失水剂+2%早强剂;二级高密配方为:100%G级水泥+3%早强剂+0.02%消泡剂。其试验结果如表7所示。

表5 Y1623井气层固井设计

表6 Y1623井一级固井水泥浆配方性能试验结果

表7 Y1623井二级固井水泥浆配方性能试验结果

3.2 固井施工和质量

该井一级固井地面施工正常，无漏失;二级固井地面施工正常，在替浆到26 m3时井口断流，约漏失7 m3;后采用井口反挤补救措施，施工压力达到13 MPa，反挤水泥浆量0，反挤失败。

固井质量测井综合解释及固井质量解释成果显示，该井中固井操作声幅 Af≤15%的占60.8%，15% ＜Af≤30%的占20.8%，Af＞30%的占18.4%，综合解释为一级固井质量优质，全井固井质量合格。

表8 Y1623井固井质量测井综合解释成果表

4 结语

(1)延长气田西部地区中深井固井的关键难题是裸眼长封固段长，井底温度高、温差大，存在盐(膏)层，地层压力系统复杂多样、井壁稳定性差、地层承压能力低。

图1 Y1623井部分井段固井质量解释成果图

(2)针对该区中深井固井难点，研究应用了不同的水泥浆体系:高温抗盐水泥浆体系、低密高强度水泥浆体系和抗高温SQG-1隔离液。

(3)为保证顶替效率，替浆排量在紊流情况下，尽量采用低返速。

［1］孙兆玉.准噶尔盆地深井固井难点分析与技术对策［J］.石油钻探技术，2004，32(4):15.

［2］周仕明，丁士东，桑来玉.西部地区深井固井技术研究［J］.石油钻探技术，2005，33(5):83-87.

［3］张宏军.深井固井工艺技术研究与应用［J］.石油钻探技术，2006，34(5):44-48.

［4］于永金，靳建洲，刘硕琼，等.抗高温水泥浆体系研究与应用［J］.石油钻探技术，2012，40(5):35-39.

［5］钱明壮，李邦连.用于深井固井的隔离液［J］.石油钻采工艺，1985，4(5):39-42.

［6］滕学清，李早元，谢飞燕，等.深井盐膏及盐水地层固井隔离液体系研究［J］.西南石油大学学报(自然科学版)，2010，32(4):138-142.

［7］姚启庆，胡中磊，吕志国，等.“双防”水泥浆在JS油田中深井固井中的应用［J］.复杂油气藏，2014，7(1):65-68.