华北油田潜山内幕构造固井技术研究

2016-10-12蒋世伟张华周峰李欢张国山尹璇袁雄

西部探矿工程 2016年10期

蒋世伟，张华，周峰，李欢，张国山，尹璇，袁雄

（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井公司，河北任丘062552；2.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206；3.中石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州646000）

华北油田潜山内幕构造固井技术研究

蒋世伟*1，张华2，周峰3，李欢1，张国山1，尹璇1，袁雄2

华北油田潜山内幕构造地质复杂，固井存在着地层承压能力低，固井易漏失、低返；油气显示活跃，压稳难度大；环空间隙小，排量受限，顶替效率不易保证；尾管固井封固长，低密度水泥浆顶部强度发展慢等难题，通过采用承压堵漏技术、低密度高强防漏大温差水泥浆技术、配套工艺技术等措施，提高地层承压能力，降低井底当量密度，实现平衡压力固井，确保固井施工安全，保证固井质量，为华北油田潜山构造的勘探深入提供了技术支撑。

漏失；低密度；大温差；平衡压力；固井

潜山油藏增储上产已成为华北油田稳油增气的重要支撑。随着勘探开发的不断深入，非传统的潜山内幕隐蔽型潜山是华北油田深化勘探的主要方向之一。其潜山内幕构造的地质复杂，给固井带来了严峻的挑战：①地层承压能力低，固井易漏失、低返，严重影响固井质量：其中泽43井的尾管Ø127mm×（3375.68～3803.06m），水泥返深3460m，未返至喇叭口；井深3511～3523m，3566～3572m，3695～3703m固井不合格；潜山漏失导致固井不合格。泽古14J井填砂3次，在雾迷山组顶部打3次水泥塞堵漏，为防止钻出新井眼，注堵漏液3次，承压不合格，固井施工风险大。②油气显示活跃，压稳难度大，增加固井施工风险：泽43-3井的奥陶系井深4058～4059m，油、气上窜严重，钻井液涌出井口0.5m高；③环空间隙小，排量受限，顶替效率不易保证；④尾管固井封固长1000m左右，低密度水泥浆顶部强度发展慢等。

针对以上固井技术难点，坚持平衡压力固井“三压稳”技术，固井前，做好地层承压堵漏试验，提高地层承压能力，排除后效，控制油气上窜速度小于20m/h；固井中，采用低密度高强防漏大温差水泥浆技术，合理设计固井工作液密度及浆柱结构，优化设计施工排量，防止固井施工过程中地层流体窜流及水泥浆漏失或低返；固井后，固井施工结束后环空憋压候凝，提高井底当量密度，增加地层压稳系数，防止候凝期间地层流体窜流；有效确保了固井施工安全，保证了固井质量，支撑了华北油田潜山内幕构造的开发。

1　地层承压堵漏技术

1.1堵漏体系

为提高堵漏效果，因根据地层漏失类型、钻井液漏失速度等参数优化设计堵漏体系，具体堵漏体系如表1所示。

表1　堵漏体系

（1）储层漏失的堵漏体系及综合性能。针对漏失性储层，采用可酸溶堵漏剂，酸溶率不小于50%，进行储层堵漏，降低储层伤害，达到保护储层的目的。从表2可知：通过加入酸溶性材料配制的酸溶性水泥浆具有良好的综合性能，在不同温度和工况条件下的稠化时间可调，抗压强度满足也生产应用要求，其水泥石的酸溶率大于95%，满足暂闭封堵及堵漏作业的需求。

表2　酸溶性水泥的综合性能

（2）非储层漏失的堵漏体系及综合性能。由表3的不同缓凝剂加量的胶凝水泥浆堵漏液性能可以看出，胶凝水泥浆堵漏体系稠化时间可调、强度适中，并且具有良好的触变性，增强堵漏效果。

表3　不同缓凝剂加量的胶凝水泥浆的综合性能

1.2堵漏工艺方法

堵漏前，钻杆下深到漏层以上500m左右，关闭井口，先注入高粘度、高切力的堵漏钻井液作为承托液隔离地层水，随后注入堵漏用的堵漏水泥浆，并进行平衡压力计算，使一部分堵漏水泥浆进入裂缝性漏失的漏失层中，另一部分堵漏水泥浆留在井筒内，水泥塞顶面一般控制在漏层以上50m左右，关井候凝，当堵漏水泥浆凝固后可有效封堵漏失层位、堵塞井筒与漏失地层的通道，为继续作业创造良好的井眼条件。

2　低密度高强防漏大温差水泥浆体系

2.1水泥浆体系综合性能

长封固段固井，上下温差大（温差30℃以上），常规低密度水泥浆体系在大温差条件下封固段顶部强度发展慢，易出现缓凝现象，影响封隔质量。为提高低密度水泥浆在大温差条件下封固段顶部的早期强度，在体系中掺入早强剂、火山灰活性的微硅，加快了水泥水化速率，缩短了水泥水化诱导期［1］，实现了水泥浆的“直角稠化”，提高了水泥石的早期强度发展。从表4可知，测试条件为50℃×48h×20.7MPa下，低密度水泥浆的抗压强度大于3.5MPa，且水泥浆性能防窜系数SPN值均小于3，证明该水泥浆具有良好的防窜能力［2］。

具体配方如下所示：

表4　水泥浆的综合性能

（1）1.45g/cm3配方：G级水泥+1%堵漏材料+ 24.5%玻璃漂珠+1.5%弹性粒子+0.35%悬浮稳定剂+ 1.4%降失水剂+0.15%分散剂+3.5%微硅+0.2%缓凝剂+0.3%消泡剂+50%水+2.5%早强剂（配方中百分数均为质量分数，下同）。

（2）1.55g/cm3配方：G级水泥+1%堵漏材料+17%玻璃漂珠+1.5%弹性粒子+0.3%悬浮稳定剂+1.3%降失水剂+0.15%分散剂+2.5%微硅+0.2%缓凝剂+0.5%消泡剂+48%水+2.0%早强剂。

（3）1.60g/cm3配方：G级水泥+1%堵漏材料+14%玻璃漂珠+1.5%弹性粒子+0.8%悬浮稳定剂+1.2%降失水剂+0.2%分散剂+2%微硅+0.2%缓凝剂+0.5%消泡剂+46.5%水+1.0%早强剂。

（4）1.65g/cm3配方：G级水泥+1%堵漏材料+11%玻璃漂珠+1.5%弹性粒子+0.8%悬浮稳定剂+1.2%降失水剂+0.2%分散剂+2%微硅+0.2%缓凝剂+0.5%消泡剂+45.5%水+1.0%早强剂。

2.2水泥浆堵漏效果

从表5可知，在低密度高强大温差水泥浆中加入复合堵漏材料（弹性粒子与纤维为复合堵漏材料），通过复合堵漏材料在孔或缝处的架桥、阻挂和滞留等作用［3-4］，堵住1～2mm宽的孔和缝，有效控制固井过程中的漏失现象，提高地层承压能力。同时，低比重堵漏剂的加入可降低水泥浆密度，减少减轻剂玻璃微珠的加量，降低了固井成本。

表5　水泥浆的堵漏效果

3　配套工艺技术措施

结合固井技术难点，提出了有针对性的配套工艺技术措施，保证了固井施工安全，提高了固井质量。

（1）做好地层承压堵漏试验，提高地层承压能力，满足固井设计施工要求。

（2）通井过程中，调整好钻井液性能，减小通井期间钻井液在环空的滞留量，并控制油气上窜速度小于20m/h。

（3）软件模拟合理设计扶正器类型、安放数量等，提高套管居中度不小于67%，其中油层段为1根套管1只刚性螺旋扶正器，提高顶替效率［5］。

（4）下完套管后，循环泵压正常后，采用漏斗粘度150～200s的稠钻井液30m3举砂，提高井眼干净程度，防止固井施工过程中因沉砂而引起环空憋堵。

（5）固井施工前，以钻进过程中的大排量计算钻铤处的返速，以此返速为固井施工的大排量返速，循环洗井至少2个循环周以上，消除后效，降低水泥浆凝固前的地层流体窜流风险；采用固井施工的大排量循环模拟，防止固井过程中出现井漏，为后续作业做好保障。

（6）尾管固井或水泥浆返出地面时，设计水泥浆多返5～6m3，保证净水泥浆充填封固段；优化钻井液性能，漏斗粘度不大于40s，高温高压失水量不大于10mL；采用高效抗污染冲洗隔离液，保证接触时间大于10min，确保固井施工安全，且其润湿反转作用，可提高二界面亲水性，提高界面胶结质量［6-7］；根据工作液密度和浆柱结构，优化设计固井施工注替排量，提高冲洗顶替效率。

（7）对于尾管固井，在喇叭口位置处设计抗污染隔离液钻杆内7m3，套管内3m3作为间隔隔离液，防止悬挂器中心管拔出时，钻井液与水泥浆污染；喇叭口处，悬挂器中心管拔出瞬间，管外静液柱压力略大于管内，降低钻井液与水泥浆的接触机会，降低固井施工风险。

（8）选择性固井，降低井漏风险，提高固井施工安全性，保障固井质量。

（9）环空憋压候凝，补偿因水泥浆水化失重而降低的静液柱压力；平衡压力固井，坚持固井“三压稳”方针［8］。

4　现场应用

任深2x井位于潜山构造带任北潜山内幕断鼻，设计井深4200m（垂深），实际井深4175.5m。该井在钻井过程中，发生井漏，先在3880～3930m处打水泥塞，塞厚50m。为降低固井施工风险，保证固井质量，采用1.90g/cm3防漏水泥浆，结合选择性固井配套工艺技术措施，有效确保了施工顺利，固井质量合格。

5　结论与建议

（1）通过加入酸溶性材料配制的酸溶性水泥浆具有良好的综合性能，在不同温度和工况条件下的稠化时间可调，抗压强度满足也生产应用要求，其水泥石的酸溶率大于95%，满足暂闭封堵及堵漏作业的需求。

（2）针对裂缝性漏失地层，酸溶性水泥浆和胶凝水泥浆的堵漏效果明显，可有效封堵漏失层位、堵塞井筒与漏失地层的通道，提高地层承压能力，为继续作业创造良好的井眼条件。

（3）低密度高强大温差水泥浆体系具有良好的综合性能，稠化过渡时间短“直角稠化”，水泥石的早期强度发展50℃×48h×20.7MPa抗压强度大于3.5MPa，水泥浆性能防窜系数SPN值小于3，具有良好的防窜能力。且复合堵漏材料（弹性粒子与纤维为复合堵漏材料）的加入，提高了水泥浆的防漏能力，可堵住1～2mm宽的孔和缝。

（4）通过集成井眼准备技术、平衡压力固井技术、低密度高强大温差水泥浆技术等配套措施，现场成功推广应用，形成了一套适合华北油田潜山内幕构造的固井技术措施，有效确保了固井施工安全，保证了固井质量，为华北油田潜山构造的深入勘探提供技术保障。

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TE256.1

1004-5716（2016）10-0052-04

2016-05-25