大港油田段六拔区块调整井固井技术

王海滨刘开强廖兴松程小伟张兴才郭小阳. 中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司；.西南石油大学材料科学与工程学院

大港油田段六拔区块调整井固井技术

王海滨1刘开强2廖兴松1程小伟2张兴才2郭小阳2
1. 中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司；2.西南石油大学材料科学与工程学院

大港油田段六拨区块油层埋藏深、储层井段长，受长期注水与边底水的综合影响，造成多套压力并存，油水关系复杂，导致固井质量难以提高。在分析前期固井资料的基础上，结合现场实际情况提出：固井前调整硅基钻井液的流变性能及pH值是清除井壁“虚滤饼”的技术关键；通过采用水化热测试，优化出了液固态转变时间短、速硬、早强的水泥浆配方，并采用了加重隔离液、高密度领浆及常规密度尾浆的倒浆柱结构和过平衡压力固井技术。在段六拨区块应用了段38-30井等12口井，合格率100%，固井质量优质段率由23%提高到了72%，形成了一套适用于大港油田调整井的固井技术。

固井；调整井；高压低渗油藏；倒浆柱结构；钻井液性能；大港油田

大港开发50多年历史，已进入中生及古生界多油层高油气比油藏的开发中后期，稳产增产难度极大。为稳住产能规模，进一步挖掘增产潜力，目前主要以加密定向调整井、分层开采、注水开发、酸化压裂改造的方式提高产能。而通过现场资料调研发现制约大港油田采油效率的主要原因是固井质量差，以段六拨区块尤为突出，其固井质量优质段率仅为23%，是大港油田主要难点区块之一。

段六拨区块受注水和边水的双重作用，地层压力系数从1.03提高到1.3；储层平均渗透率8.99～54.08 mD，属于低渗油藏；油水层多、地层水活跃、层间间隔小、层间压力系统紊乱，导致候凝过程中地层水极易侵入水泥浆中恶化水泥浆性能，降低第二界面胶结质量。另外，该区块所用钻井液为硅基钻井液，固相含量高、触变性强，易在井壁上形成较厚的虚滤饼。在该区块曾应用了含铁矿粉高密度领浆和高密度尾浆的双凝体系水泥浆，同时配合重泥浆帽固井技术，以补偿候凝时水泥浆失重。但井壁上形成较厚的虚滤饼严重影响水泥石与地层之间的界面胶结，并且由于铁矿粉不具有化学活性，不能参与水泥浆的水化反应，不利于尾浆内部结构和抗压强度的发展和防水侵性能的提高。针对上述难题，开展了高压低渗油田调整井固井技术的研究工作。

1 技术思路Technological ideas

在钻井过程中，钻井液的主要功能是清洁井底、携带岩屑、稳定井壁，而钻井液清洁井眼的能力除了取决于循环系统的水力参数外，还取决于钻井液的流变性能（流性指数为0.4～0.7）［1］，同时稳定井壁则要求钻井液能在井壁上形成滤饼加固井壁［1-3］。但是这些性能对于固井质量的提高却是不利的，钻井液较低的流性指数不利于水泥浆的顶替效率［4］，而滤饼太厚则不利于第二界面胶结质量的提高［5-8］。为了提高顶替效率，业内普遍采取控制水泥浆的流性指数，使其在顶替过程中达到紊流［9-12］。但老油田由于长期注水开采，地层含水量较高，提高水泥浆的流性指数，地层水则容易进入环空水泥浆中，恶化水泥浆性能。

因此通过现场调研分析和室内研究提出以下思路：（1）下套管后调整钻井液的流变性能，以提高水泥浆的顶替效率；（2）提高硅基钻井液的pH值，在高温下使处理剂中的酰胺基、氰基等基团发生水解，并改变钻井液中固相颗粒表面的双电层促进井壁“虚泥饼”的化解，从而提高第二界面的胶结质量；（3）使用液固态转变时间短、速硬的水泥浆体系，以避免地层水侵入环空水泥浆；（4）应用倒浆柱结构，即采用加重隔离液、高密度领浆及常规密度尾浆的浆柱结构，在压稳地层流体的同时，使尾浆顶替到位后快速水化发展抗压强度，提高水泥浆的防水侵能力。

2 固井技术措施Cementing technical measures

2.1钻井液性能调整

Adjustment of drilling fluid properties

实验中所用的钻井液为段六拨区块段39-45-1井完钻后的硅基钻井液，配方为1#：膨润土+0.3% MV-CMC+0.8%NH4-HPAN+1.5%钻井液用防塌剂HFT-201+2.5%磺化沥青FT-1+0.5%KPAM+2%硅稳定剂+2%液体硅稀释剂+2.5%有机硅腐钾+1.5%磺化酚醛树脂SMP-1+片碱。在实验中用NaOH整钻井液的pH值（pH≥11），应用磺化单宁为稀释剂，以控制钻井液的流变性能（n≥0.75），同时使用磺化沥青为降滤失剂调整钻井液的滤失量。

将1#钻井液配方利用稀释剂、降滤失剂、NaOH调整后得到如表1中2#钻井液的性能，可以看出调整后钻井液的紊流临界雷诺数明显降低，有利于提高水泥浆的顶替效率，保证井眼清洁。通过室内实验研究可以看出，通过NaOH、磺化单宁等能够有效地控制钻井液的pH值和流性指数，为现场试验奠定基础及提供依据。

表1　调整前后钻井液的性能对比Table 1 The properties comparison of drilling fluid before and after adjustment

2.2固井水泥浆配方优化

Formulation optimization of cement slurry

通过调研段六拨区块固井资料，从中选取声幅测井质量不同的井所用的固井水泥浆配方进行室内评价，如表2所示。配方中G级油井水泥由山东华银特种水泥股份有限公司提供，外掺料和外加剂均由成都欧美克石油科技有限公司提供。

2.2.1水泥浆基本性能 参考API的相应规范［13］测试了固井水泥浆配方的基本性能，结果如表3所示，可以看出3#水泥浆基本性能与1#、2#水泥浆的测试结果不存在较大差异，均满足API标准的相应规范，30 min滤失量＜50 mL，48 h抗压强度>14 MPa，水泥浆体稳定及稠化时间满足施工要求等。

表2　水泥浆配方Table 2 Cement slurry formulations

表3　水泥浆配方的基本性能Table 3.The basic properties of cement slurry formulations

2.2.2静胶凝强度测试 David等人［14-16］研究指出固井水泥浆的静胶凝强度从48 Pa发展到240 Pa的转变时间为过渡时间，当水泥浆的静胶凝强度发展到240 Pa时即能阻止流体在水泥浆中窜移。目前该理论被普遍应用于防水/气窜固井水泥浆配方的设计与评价。因此，在本文中采用5265U型静胶凝强度分析仪分析了水泥浆的水化/硬化过程中静胶凝强度变化趋势及过渡时间，测试结果见图1和表4，可以看出1#、2#、3#水泥浆的过渡时间并不存在较大的差异，对固井水泥浆在液固态转变过程中的性能很难评价。

图1　静胶凝强度测试曲线Fig.1 The testing curve of SGS

2.2.3固井水泥浆水化热测试 采用水化热技术测试1#、2#、3#水泥浆在85 ℃下前期水化/硬化过程中的热流变化。不同水泥浆配方热流测试结果如图2所示，可以看出不同水泥浆配方的热流曲线明显不同，3#水泥浆在配浆后3.5 h左右即开始快速水化，而1#、2#号水泥浆则到6 h左右才快速水化，由此证明3#水泥浆体系相对于1#、2#水泥浆具有快凝特性。

表4　水泥浆的静胶凝过渡时间测试结果Table 4 The testing results of static gelling transition time of cement slurry

图2　水泥浆配方的水化反应热流测试曲线Fig.2 The heat flow testing curve for hydration reaction of cement slurry formulations

通过上述实验发现，参照API相应标准及静胶凝强度对固井水泥浆在液固态转变过程中的性能变化很难进行评价。而通过热活性微量热法能有效地评价固井水泥浆从配浆到硬化为水泥石整个过程中的性能变化。

2.2.4配方优化 通过上述水化热测试结果及对比水泥浆配方发现，在3#水泥浆配方中引入高活性的微硅后，水泥浆在液固态转变过程中的性能发生了明显变化。据分析：铁矿粉是一种惰性的外掺料，不会参与水泥浆的水化反应；而微硅则是一种比表面积大、高活性的外掺料，能够与水泥浆中的Ca（OH）2等发生火山灰反应。因此，在水泥浆配方优化时，尽可能增加活性外掺料的量并在满足水泥浆施工要求的同时降低分散剂的量，因为分散剂对水泥浆具有一定的缓凝作用。通过室内实验优化后得到的水泥浆配方为： G级油井水泥+5%微硅+7%防窜剂+2.8%降滤失剂+1.4%分散剂+0.1%消泡剂+38.32%水，基本性能见表5，均满足API的相应规范。

优化后水泥浆配方的热流变化测试结果见图3，可以看出优化后的水泥浆开始快速水化的时间在3.5 h左右，但是前期热流曲线的斜率明显大于3#水泥浆，表明在相同条件下优化后配方能够快速反应发展内部结构，从而缩短水泥浆从液态到固态转变的过渡时间，增加固井水泥浆的防气/水侵能力。

表5　优化后水泥浆的基本性能Table 5 The basic properties of optimized cement slurry

图3　优化后水泥浆配方水化反应热流测试曲线Fig.3 The heat flow testing curve for hydration reaction of optimized cement slurry formulations

2.3过平衡压力固井技术

Cementing technology of overbalance pressure

在地质分析基础上，结合大港油田的实际情况，设计出了适用于段六拨调整井的过平衡压力固井技术：即结合油井的承压试验结果，采用加重隔离液、高密度领浆及高性能尾浆，确保尾浆失重至水柱压力后，上部浆柱压力能够有效地传递到尾浆，保证尾浆失重后井底当量密度大于完钻时钻井液密度0.1 g/cm3，在保障固井作业施工安全的基础上，有效地保证了压稳地层流体，防止地层水侵入环空水泥浆中，使水泥石实现有效地层间封隔。

3 现场应用Field application

以上配套固井技术和措施，克服了段六拨区块调整井裸眼段长、地层岩性复杂、井斜度大以及老区注水开发压力紊乱等技术难题，已在该区块成功应用于段38-30等12口调整井，使该区块的平均优质段率从23%提高到72%，成功解决了该区块的固井难题。表6是应用该项技术前后部分井固井质量对比结果。

4 结论Conclusions

（1）固井前调整硅基钻井液的流变性能和pH值，并结合多周循环，能有效地提高水泥浆顶替效率和化解井壁上“虚滤饼”，以减少钻井液对水泥浆污染，提高第二界面的胶结质量，提升水泥石的层间封隔能力。

表6　配套技术应用前后固井质量对比Table 6 Contrast of well cementing quality before and after supporting technology application

（2）通过水化热技术测试能够有效地评价固井水泥浆在液固态转变过程中性能变化，并通过该技术成功地优化出了液固态转变时间短、速硬的水泥浆配方。

（3）采用倒浆柱结构及过平衡压力固井技术，结合应用液固态转变时间短、速硬的水泥浆体系，有效地实现了地层流体的压稳，避免水侵。

（4）该配套技术已在大港油田段六拨区块成功应用12井次，并在大港油田的高压低渗地层得到推广，固井质量合格率为100%，形成了具有大港油田调整井固井特色的方法和工艺，有效地保证了该地区的固井质量。

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（修改稿收到日期 2015-12-07）

〔编辑 朱 伟〕

Cementing technology of adjustment wells in Area Duanliuba of Dagang Oilfield

WANG Haibin1， LIU Kaiqiang2， LIAO Xingsong1， CHENG Xiaowei2， ZHANG Xingcai2， GUO Xiaoyang2
1. CNPC Dagang Oilfield Company， CNPC， Tianjin 300452， Chian；2. School of Materials Science and Engineering， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China

The Duanliubo Block of Dagang Oilfield is characterized by deep burial depth and long well interval in reservoirs， so under the comprehensive influence of long-term water injection and edge-bottom water， the area appeared multi-pressure systems and complex water-oil relation， leading to difficulty in improving cementig quality. Based on the analysis of the early cementing data and combined with the actual situation， this paper presents the idea that adjusting rheological properties and pH value of silicate-based drilling fluids is key technology for removing the “virtual filter cake”. A new evaluation method was used to optimize the cement slurry formulation which has short liguid-solid transformation time and can be fast setting and early strong. In addition， a inverted pulp-column structure and over-balance pressure cementing technology was used with heavy spacer， high density lead slurry and conventional density tail slurry. These technologies were continuously applied to 12 wells， such as Duan38-30， the percent of pass was 100% and high-quality interval rate of cementing quality was improved from 23% to 72% in the area of Duanliubo. And the cementing technologies which were applicable to Dagang Oilfield adjustment wells were formed.

cementing； adjustment well； high pressure and low permeability reservoir inverted pulp-column structure； drilling fluid properties； Dagang Oilfield

WANG Haibin， LIU Kaiqiang， LIAO Xingsong， CHENG Xiaowei， ZHANG Xingcai， GUO Xiaoyang. cementing technology of adjustment wells in Area Duanliuba of Dagang Oilfield［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38 （1）： 160-164.

TE256

B

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0166-05

10.13639/j.odpt.2016.02.007

王海滨（1966-），2011年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现从事产能建设工作，工程师。通讯地址：（300452）天津市大港油田公司第三采油厂产能部。电话：15122265778。E-mail：whb8686@qq.com

郭小阳（1951-），教授，博士生导师，主要从事固井与完井工程科研及教学工作。通讯地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学材料科学与工程学院。电话：028-83037439。E-mail：guoxiaoyangswpi@126.com

引用格式：王海滨，刘开强，廖兴松，程小伟，张兴才，郭小阳.大港油田段六拔区块调整井固井技术［J］.石油钻采工艺，2016，38（1）：166-170.