苏北张家垛区块小斜度井固井技术研究与应用

宋伟健 吕瑞华 闫联国（中石化华东石油工程有限公司固井分公司， 江苏 扬州 225101 ）

苏北张家垛区块小斜度井固井技术研究与应用

宋伟健 吕瑞华 闫联国（中石化华东石油工程有限公司固井分公司， 江苏 扬州 225101 ）

张家垛区块是近两年在苏北地区的重点开发区块之一，本文针对该区块固井施工中遇到的问题，结合近6年的固井施工情况，从地层特点、固井难点、固井分析三个方面进行了详细地对比、分析与总结，并提出了适合该区块小斜度井固井的技术措施。该配套技术措施的综合应用为解决类似的小斜度井固井问题探索出了一条有效的技术途径，并为张家垛区块大斜度井和水平井固井提供了参考。

张家垛区块；小斜度井；固井；固井质量

1 张家垛区块概况

张家垛区块位于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹北部深凹带。其北部曲塘断层与泰州地凸起相邻，呈近东西走向，是一个由边界断层控制的大型鼻状构造，紧邻曲塘次凹深凹带［1］，该构造形态较为简单，地层西陡东缓，西部地层倾角40～50度，东部25～35度。为大倾角、低渗多薄层异常高压油藏，油层发育受构造影响特征明显，目前勘探发现油气赋存于阜宁组和戴南组，该区块自西向东分为张2、张1和张3三个区块［2］。2009～2014年，华东固井公司在张家垛区块共完成了16口小斜度（小斜度井为最大井斜小于45°井）油层固井施工，2口优秀，8口良好，6口合格，优良率62.5%，优秀率12.5%。随着张家垛区块勘探开发的不断加快，近年来该区块多为定向井，固井质量受到地层因素、井眼条件、套管居中度、油气水窜、井漏、水泥浆及前置液配方设计、固井工艺应用等多方面因素的制约。

2 张家垛区块地层特点与固井难点

2.1 地层特点

张家垛区块油藏埋深2500～3500米，油层厚度1.3～4.5米，平均厚度2.7米（张3区块主力砂层垂厚仅1.54米），地层产状：西区40°～50°，中区27°～40°，东区35°～40°，南北向地层倾角变化大，产状不稳定；储层敏感性强，有中等水敏性，中等偏强碱敏和速敏、盐敏，导致井壁稳定性差，不利于水泥浆胶结；倾角大，低渗多薄层异常高压油藏，油层发育受构造影响特征明显，导致井眼轨迹难以控制［2］。

2.2 固井难点

2.2.1 地层因素影响固井质量

该区块油藏属于高压低渗型。目的层段钻进时间长，戴南组、阜宁组地层硬脆性泥页岩易吸水膨胀，而产生剥落掉块、垮塌现象［3］，导致井径不规则，易形成大肚子和“糖葫芦”井眼，对水泥胶结质量造成较大的影响，对水泥浆胶结性能要求高。

2.2.2 固井时不易保证套管居中

良好的井眼条件是保证固井质量的前提，张家垛区块多为斜井及定向井，井斜及狗腿度较大，井眼及井径不规则（根据油层调整井眼轨迹），不能保证套管居中度，不利于顶替效率的提高，从而影响固井质量。如张2-2B井，封固段最大井径483.87mm，平均井径265.81mm，平均井径扩大率23.12%。

2.2.3 固井时易发生油气水窜

张家垛构造油气水活跃，油层薄、水层多，候凝过程中油气水侵严重，影响水泥胶结质量，对水泥浆防窜性能要求高。

2.2.4 固井时易发生漏失

井漏一直是影响固井质量的重要因素，张家垛区块地层破裂压力较低，固井后期易发生漏失，对水泥浆防漏性能要求高。

2.2.5 水泥浆配方设计困难

张家垛区块为新区块，对地层的认识不足，设计的水泥浆配方与地层的适应性不稳定，导致固井质量不稳定。

3 张家垛区块小斜度井固井分析

表1 2009-2013张家垛区块小斜度井固井质量统计

从表1可以看出，2014年以前，在张家垛区块固井10口，6口良好，4口合格，优良率60%，优秀率为0，分析存在的问题如下。

3.1 通井循环措施不到位

2014年以前，张家垛区块小斜度井的通井措施较为简单，一是基本不用扶正器通井。光靠钻头和钻铤，难以将井壁上的泥皮及砂子刮干净，致对于井径偏大、状况不好的井，如张2-2B井，“糖葫芦”井眼和椭圆形井眼并存。二是循环时间短。井眼较大的井，循环钻井液时环空返速低，不能有效将井底的沉砂携带至地面，往往循环第一周就将钻井液粘度降至45s左右，循环2周后没有砂子返出就起钻，不能达到清洁井眼的要求。

3.2 事故井影响固井质量

由于井下地质条件和钻井井眼轨迹都比较复杂，造成钻井井下复杂情况（卡钻、埋钻、划出新眼、测井故障等）时有发生。井身质量不合格，井眼不规则，影响了下套管作业和固井质量的提高。下套管前未按设计要求进行通井，导致下套管遇阻，发生下套管遇阻等复杂情况后，仅使用英国产S2整体扶正器，未使用旋流刚性扶正器，在一定程度上影响了套管居中度和固井质量的提高。

3.3 井径较大的井套管居中度差

张家垛区块由于三垛组和阜宁组为泥页岩，容易掉块，且地层较硬，打钻周期长，钻井液浸泡时间长，导致井径偏大，如张2-2B井平均井径达265.81mm，使用的胜利弹性扶正器最大外径为230mm。因此，套管居中度差，顶替效率不高，导致套管到位后，循环时产生偏心顶替，不能有效携带岩屑和清洗干净井眼，并且在替浆时，难以有效驱替干净钻井液，造成混浆严重，影响水泥石的胶结。

3.4 固井前循环排量受限，不能充分清洁井眼

固井前循环的目的是将井筒内扶正器刮下的泥皮和砂子循环冲刷出来，并调整好钻井液性能，为固井施工提供一个好的基础，但是由于部分泥浆泵排量受限，替浆排量只能达到1.8m3/min。对于井径扩大率在8%以内的井，环空返速能达1.2m/s，但是对于井径扩大率较大的井，环空返速达不到要求，起不到较好的冲刷和携带作用。此外，循环1周半左右，循环时间短，表面看井口没有返砂，但由于钻井液粘度调整快，井底的砂子和井壁上的泥皮不能被完全携带出来，所以不能说明井眼清洁干净。

3.5 前置液冲刷效果差

张家垛区块采用最多的前置液体系为中石化工程院的高效驱油前置液，能起到一定的冲刷作用，但是浆体的粘度较大，达到了45s左右，不能有效冲洗干净附着在井壁和套管壁上的虚泥皮和钻井液，不能提供一个好的胶结面。如张2-5井使用的前置液配方为：水+12%隔离液+2%隔离液助剂A+1%隔离液助剂B，这种配方浆体较稠，且沉降稳定性差，罐体的下部明显比上部稠，不利于起到冲洗作用。

3.6 井口加压和封隔器的使用较少

对于油气活跃的井，固井施工后，为了压稳地层，防止油气水上窜，通常有两种方式，一是在井口加一定回压，但由于部分万能防喷器不密封，无法进行加压。二是在油层顶部，在测井解释的油层和水层之间加放封隔器，但是封隔器的使用是后来引入的，之前的井使用次数有限，这两种情况都在一定程度上影响了固井质量。

3.7 存在油气水窜和井漏问题

候凝过程中油气水侵严重，如张3B井在固井前发生气窜：该井在套管下到位后，17：00单凡尔0.6m3/min，泵压6MPa顶通建立循环，后逐渐将循环排量提至2.0m3/min，循环至19：30，测量钻井液出口密度为1.21g/cm3，粘度115s，循环至20：30，测量钻井液出口密度为1.24g/cm3，粘度85s，继续循环至21：20，测量钻井液出口密度为1.28g/cm3，粘度63s，钻井液调整正常后进行固井作业。从循环的过程判断该井在下套管及循环过程中，发生了油气侵。而且由于张家垛区块的地层特点，易发生漏失，如张1斜1井，在替浆时发生漏失，导致水泥返高未达到设计要求，影响固井质量。

4 固井技术措施

4.1 固井水泥浆技术措施

4.1.1 优化设计水泥浆体系

采用双密度双凝水泥浆体系，领浆采用低密度水泥浆，有效降低静液柱压力，防止固井施工发生漏失。

4.1.2 优化前置液体系

采用低密度高效冲洗液及加重隔离液作为前置液，延长紊流接触时间，有效冲洗井壁，提高第二界面胶结质量。

4.1.3 推广使用坂土浆作为先导浆，改善井壁的润湿性能

即在固井施工之前注入20m3的与原井浆密度相当的新配坂土浆，改善与水泥浆的相容性，确保施工安全，提高固井质量。

4.2 固井工艺技术措施

4.2.1 做好井眼准备

完钻后做好划眼工作，然后再次通井，消除岩屑床，保持井壁光滑、平整、无键槽；采用一定数量的高粘度稠浆循环携砂，彻底清洁；采用大排量循环洗井，彻底冲洗井底泥砂，为套管顺利下入提供良好的井眼条件。

4.2.2 做好地层承压实验，减少井漏对固井质量的影响

下套管前要做地层承压实验，减少固井施工过程中漏失的发生，确保水泥返高。

4.2.3 下套管前通井措施到位

下套管前采用双扶通井，下钻到底大排量循环3周，振动筛无返砂后进行短起下作业，短起下过程中对目的层段井壁进行反复划拉，刮去吸附在井壁上的泥皮及虚泥饼，下钻到底再大排量循环3周以上，保证井口无返砂，钻井液性能符合要求后起钻下套管。

4.2.4 严格执行设计加放扶正器，保证套管居中度

水平段及斜井段旋流刚性扶正器和弹性扶正器配合使用，既保证了套管的聚中及产生旋流，又能让套管顺利下到设计深度。或在主力油层的底部加入一只旋流发生器，既有利于在下套管的过程刮削虚泥饼，又可产生比旋流刚扶效果好的旋流。

4.2.5 采用紊流及塞流复合顶替

即前置液及先导水泥浆的紊流顶替，替浆后3～5m3，采用小排量塞流顶替，提高顶替效率。

4.2.6 加强新工具的使用及新工艺的应用

使用管外封隔器有效封固油气水层，采用振动器及旋流发生器，提高顶替效率等。

5 现场应用

2014年上半年，在张家垛区块固井6口，固井施工结合2014年前10口井的经验教训，采取了相应的技术措施。

5.1 采用的固井水泥浆技术

停泵前注入30m3由原井浆处理的清洁的先导钻井液，密度与原井浆相当但漏斗粘度调整至45s左右，冲刷效果较好，能够将套管上和井壁上粘附的原井浆冲刷掉，达到初次冲刷的效果。注入前置液16m3，密度1.02g/cm3，配方为：水+8%隔离液+1%隔离液助剂A+1%隔离液助剂B，粘度20～30s；注入20m3新配坂土浆作为隔离先导水泥浆，平均密度1.50g/ cm3；技术套管和油层套管采用双凝双密度水泥浆体系：领浆密度1.88～1.90g/cm3，配方为500gG级江南水泥+125g减轻材料-+15g降失水剂+352g水；尾浆密度1.93～1.95g/ cm3，800gG级江南水泥+4.0g减阻剂+16g降失水剂+16g防窜补偿剂+332g水。为了防止候凝过程油气上窜，油气显示好的目的层段采用短候凝水泥浆体系，在原尾浆配方中加入2%促凝剂，控制稠化时间在80～100min，缩短油气上窜时间。同时，采用双车进行注水泥，排量达1.8m3/min，井队大泵替浆排量2.3～2.4m3/min，预留最后5～8m3固井车替，替浆排量0.3m3/min，实现了大排量顶替和塞流顶替相结合。

5.2 采用的固井工艺技术

目的层段每一根套管加放一只扶正器，采用最大外径为230mm的胜利编织弹性扶正器和树脂旋流刚性扶正器交替安放，并用卡箍对扶正器进行定位；目的层以上每一根套管加放一只胜利编织弹性扶正器。考虑到井斜不大，并综合考虑各类扶正器的弹性和刚性，舍弃了进口整体扶正器（最大外径216mm）的运用，仅在第一根套管靠近浮鞋部位加放一只进口整体扶正器起抬头作用。根据实钻井眼参数及测录井资料，运用固井软件模拟，得出目的层段套管居中度达到80%以上，目的层以上封固段可达70%左右。

张2-斜2井平均井径扩大率7.2%，井径较为规则，基本无“大肚子”井段；向阳1井平均井径扩大率15%，3000m以下井径较为规则，平均井径225mm，井径扩大率为4.2%，无“大肚子”井段。3000m以上井径扩大率较大，平均井径252mm，井径扩大率16.7%，“大肚子”井段较多，最大井径达289.9mm；张2-6井全井井径较小，井径较为规则，无“大肚子”井段。

张2斜2井、张2-6井在下套管过程中扶正器刮削井壁，产生大量虚泥皮和砂子，返砂较多，向阳1井多次取芯下钻刮削，虚泥皮和砂子基本上已清除干净，循环时基本无返砂。经过2.2m3/min排量连续5h循环下，达到了井筒除砂的目的且钻井液性能调整到位。

此外，张2-斜2井和向阳1井还采用了封隔器加放在油层顶部及井口环空加压等方式，防止水泥浆失重过程的油气上窜影响固井质量，通过环空加压，井底当量密度分别为1.51g/ cm3和1.42g/cm3，补偿了水泥浆失重带来的井底压力下降。

张2-6井由于水泥浆全返，井下静液柱的压力较大，为防止封隔器提前坐封而替浆不到位，未下入封隔器，并且由于水泥浆全返，水泥浆替浆到位后，计算得井底当量密度1.70g/ cm3，考虑到尾浆失重，当量密度为1.48g/cm3，因此，将环空关闭，没有进行井口加压。

表2 2014年上半年张家垛区块小斜度井固井质量统计

从表2可以看出，2014年上半年固井质量较之以前，优良率有所提高，2口优秀，2口良好，2口合格，优良率66.67%，优秀率33.33%。，特别是张2斜2井以来，连续三口井固井质量优良。

6 结论及建议

（1）采用低密度高效冲洗液及加重隔离液作为前置液，现有前置液性能还需进一步优化，降低冲洗液的粘度，调整隔离液助剂A的用量，确保冷浆和热浆的流动性和冲洗效果。建议从流变性、悬浮稳定性、与水泥浆及钻井液具的相容性、冲刷效果上加强，以期提高顶替效率及改善胶结质量。

（2）固井施工之前注入20m3的与原井浆密度相当的新配坂土浆，水泥浆体系采用双密度双凝水泥浆体系，领浆用低密度水泥浆，在没有沉降的情况下，调整浆体的流动性，调整减阻剂的用量，确保现场施工尾浆密度能够保持在设计密度。建议采用高强度低密度水泥浆体系降低水泥浆当量密度，或加入纤维防漏材料，同时采用防窜水泥浆体系，加入防窜剂，对水泥石具有一定的膨胀作用，改善水泥石韧性，解决油气水窜、井漏的问题。

（3）根据井径、井斜，优选各类扶正器，对于狗腿度较大井段，采用1根套管加放2只扶正器的方式，对目的层“大肚子”井段，采用液压扶正器提高居中度；需要时按照设计要求对井口环空进行加压，并有选择地使用封隔器。

（4）对于大斜度及复杂井固井，建议加强对钻井液、前置液和水泥浆的切力实验研究，研究出水泥浆切力与钻井液切力的配伍区间，不能简单的沿用目前的固井工艺措施，还要在已施工井的基础上进行固井技术的研究和创新，找出一套适合张家垛区块的固井工艺技术。

［1］焦里力.苏北盆地张家垛油田阜三段油气富集规律［J］.石油与天然气地质，2012，33（2）：166-172.

［2］王安富.苏北张家垛地区钻井技术研究与应用［J］.中国石油和化工标准与质量，2014，34（8）：150-150.

［3］杨立.张家垛地区钻井液提速提效技术浅析［J］.化工管理，2014，（21）：61-62.

In recent years， Zhangjiaduo Block has been one of the most important blocks in the north of Jiangsu province. In this article，detailed comparison， analysis and summary are made from the features of formation and difficulties of cementing and cementing analysis. According to the problems that appeared in cementing construction of the past six years， suitable technical measures for cementing of small angle wells are proposed. The comprehensive application of the technical measures can effectively solve the problems of similar small angle wells and provide reference for the deviated wells and horizontal wells in this block.

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①宋伟健（1988- ），江苏扬州人，2007年-2011年，中国石油大学（华东）石油工程专业，2011年-至今中石化华东石油工程有限公司固井分公司固井技术方面工作。