复杂井况条件下的固井技术及应用

刘亮，夏宏南，张文泽



复杂井况条件下的固井技术及应用

刘亮，夏宏南，张文泽

（长江大学， 湖北 武汉 430000）

油田开发勘探至今已经步入后期，开发面临难度逐渐增大，水平井的开发比重不断增多，水平井开发的油藏类型日趋多样化，完井方法日益丰富，同时,越来越看重固井质量。实践证明,低渗透油藏、地层不整合油藏、断裂储层和超薄油藏可以用水平井成功开采，大大提高了石油和天然气产量；水平井对老井的二次开采也十分有效。A油田地质构造复杂，地层倾角大，断层及裂缝多，地层压力层系混杂、储层薄，渗透率低，含较多盐膏层，易漏失，固井难度大,改善起来困难。针对A油田复杂的地质构造，对固井工艺和水泥浆性能加以改进,以提高A油区的固井质量[1]。

水泥浆体系； 防气窜； 凝胶强度

建南、四川东北部和贵州官渡地区钻井固井施工时容易发生井漏原因在于这些地区地质条件及开采的井的状况差，单级固井封固段长、防漏、防气窜等一系列问题。地质主要特征为：断层多，砂岩倾角大，含砂岩多，地层压力系数波动大，产层压力高，地层承压能力不足，含浅层气和含H2S，含膏盐层。提高固井质量是一个复杂的工程，要想达到预计的效果应该综合全方面考虑而不是只抓某一项技术，应考虑不同的情况，造成形成条件的差异的各个方面。本文针对建南地区、川东北地区及贵州官渡地区的复杂地质条件做出合理的固井解决方案[2]。

1 固井难点分析

A油田固定区块气层多，压力系统复杂多样，在裸眼地层中,固技套与固井难度主要表现在井口质量差，气体泄漏出现在后期开采期间等问题。具体表现在：声幅一般在25％～40％期间,较高，不含水泥段，层间密封性差等方面。造成的原因如下。

1.1 有许多气层且压力系统不同

固井压力系统存在不同的气藏。7″套管固井时新场2侧1井含有10个水层、10多种产气层。官9井共有5个气藏，跨度748 m。

1.2 漏层多、漏失严重

气层固井要求封固长度长，漏失层多，属于只“入"裂缝性，甚至溶洞性漏失。钻井中出现泄漏,伴随着多种不同堵漏的方式。固井施工期间，由于水泥浆有较大流动阻力，施工压力高，会导致渗漏层挤压强烈，再次发生漏失。泄漏速度快，泄露量大，造成大泥浆泄漏，形成空套管段。同时，固井过程中出现了一些恶性漏失，导致下井环套管和无水泥浆的出现[3]。

1.3 封固段长

气层固井要求封固长度长且高密封性，一般情况下，水泥需返回地面（官9井等）。水泥封固段长度通常在2 500～3 500 m（普光3井尾管固井封固段长为2 658.35 m，回接时封固段长为3 439.75 m），造成诸多问题。

（1）施工高压使施工不安全，易造成蹩漏地层，甚至导致地层被破坏。建平1井在一、二级技套管固井作业中损失95方水泥。后反挤400袋水泥补救，但整体效果不理想。声幅测井发现竟还有400 m空井段。

（2）同一水泥浆在候凝环境中差异性较大，位于高温环境的下部水泥浆，稠化、凝固、静态凝胶用时短，上部水泥浆位于低温环境（温度梯度为1.8 ℃/100 m，单级水泥浆跨度达2 000时，上下温差36 ℃），因此缓凝，大大影响固井质量大。

1.4 环空间隙小

该地区常在用直径为Φ311.1 mm钻头二开钻到2 500~3 000 m的位置,下直径为Φ244.5 mm技套固井,对上部易漏浅气层进行密封的同时调整钻井液为下部井段做井眼准备。该地区固井作业期间,环型空间间隙通常在40～50 mm； 然后，用直径为Φ215.9 mm钻头三开，下直径为Φ177.8 mm产层套管或Φ177.8 mm＋Φ139.7 mm异径套管。该区海相地层钻探过程中，井眼孔径膨胀率非常小，环空间隙仅为20～25 mm[4]。

该地区固井难度大，环空小，地层低渗透率，工艺复杂造成固井困难。首先，施工压力高，水泥环薄，很难有效封固地层。因此，套管处于产层套管固井的中间位置十分重要。

1.5 井眼轨迹不平滑

狗腿，岩屑床，键槽，椭圆型井眼和“糖葫芦”型井眼往往是由于水平和高梯度井，水平井方位角和倾角变化，岩层的不同，地层应力，水平井段地质夹层等因素共同作用产生。大井眼等复杂井眼会造成固井替换效率差，固井质量与固井渠道相互影响，可能引发固相的桥堵“憋泵”等安全故障。

井眼轨迹平滑毫无疑问对固井质量有很大影响，井位随地理环境的限制而受限制，导致多数为大位移井及侧钻井，极少钻直井。同时，根据井位位置选择的井位通常钻井作业能力差，后勤保障困难，综合成本太高等问题，导致很难采用自然变形和漂移规律来确定井的位置。由此产生的钻井结果是当方位角剧烈变化时需扭曲方位来调整中靶。而且，由于该地区特殊的地理构造，山地陡峭，控制井斜和方位的难度较大，即使满足中靶要求，也需反复调整井眼轨迹。因此，该区大部分井眼轨迹粗糙、全角变化率大、井倾斜角度大，套管难以居中，固井难度大[5]。

2 针对复杂井况采取的固井措施

在复杂工况条件下，难以保障固井质量，必须处理，分析和深入地研究水泥浆的顶替效率、砂堵憋泵、渗透层或井眼处水泥浆桥堵失重、水泥浆水化造成的体积收缩及损失、胶凝强度差等问题，以确定采取合适的固井工艺技术[6]。

2.1 分级注水泥

对气层多，层间间距大的井，固井是很困难的，需要全部封固好所有气层，使用更多的冷凝水泥浆从底部到顶部封固，以防止在侯凝期间水泥浆失重而造成气窜。

使用两段水泥浆，在1 600～2 600 m深井段使用密度范围在1.60～1.65 g/cm³水泥浆；井段2 600～3 400 m采用常规密度水泥浆1.85～1.88 g/cm3。将两级水泥浆的初始稠度调控在16 BC以下，确保其流动性良好。将两级水泥浆的失水控制在50 mL以下，以避免过多的水泥浆流失，造成施工压力过大，导致间隙小。两组之间的水泥浆稠化时间差异为138 min，确保到达两凝的目的[7]。

分级注水泥优势主要体现在：流动性好，减小了施工时的循环压力；增稠时间合理，确保安全施工，同时,在等待期间水泥浆迅速形成强度和避免气窜；减少高温水损失，防止气窜,保障安全施工；较高强度的水泥石；隔离液在环空中高达到300 m以上，能够将泥浆稀释，对井壁充分冲刷，提高水泥浆对泥浆的替代效率[8]。

2.2 优选水泥浆体系

2.2.1 稠化时间

在浅井深度2 000 m以内，加入凝结剂缩短增稠时间，避免因浅井地层的低温造成稠化用时较长所导致在侯凝时有油气水的窜槽。添加速凝剂在水泥底部，缩短水泥浆增稠时间，确保固井质量。但在深井应考虑使用缓凝剂来延长增厚时间，满足水泥浆泵送和更换，以达到预期的恢复到施工时间所需的安全性。

2.2.2 设计水泥浆体密度

水泥浆体密度满足下列条件：

（0.9～0.95）孔隙<<（0.9～0.95）破裂

式中：—固井施工中对地层最大压力；

破裂—地层的破裂压力；

孔隙—地层的孔隙压力。

破裂压力低或渗透性良好的易漏地层多使用低密度水泥浆体系[9]。

2.2.3 选择微膨胀增韧性水泥浆

通过试验，加入外加剂来调节水泥浆各项性能见下表，最后选定该微膨胀增韧水泥浆体系为：

缓凝领浆：嘉华G级+清水+ 0.8%~1.5%降失水剂（G33S）+0.1%~0.15%缓凝剂（GH-6）+ 0.5%分散剂+1.0%~1.5%晶格膨胀剂+ 1%~3%增韧剂+ 0.2%消泡剂（FRY）,密度：1.85～1.88 g/cm3。

速凝尾浆：嘉华G级+清水+ 0.8%~1.5%降失水剂（G33S）+0.02%~0.1%缓凝剂（GH-6）+ 0.5%分散剂+1.0%~3.0%晶格膨胀剂+1%~3%增韧剂+0.2%消泡剂（FRY），密度：1.90～1.92 g/cm3。

表1 微膨胀增韧水泥浆性能

备注：水泥浆试验压力40 MPa。

2.3 提高顶替效率

由于A油层的特殊性，定盐水水泥浆体系为水泥浆系统，其配方必须与井底大段的下密封固段盐膏层相适应。随着长年的探索和实践，A油区已建成一套盐水水泥浆体系，其性能强度高、反映微小、失水少、漏失特性好。

（1）充分循环提高钻井液性能。先注入水泥充分循环2周以上再注入钻井液，把下部静止高温造成水凝胶钻井液严重漏失的部分顶替出来，保证钻井液的流动性能，当≥0.7时，替换出井眼环空微间隙中的钻井液，克服钻井液的屈服应力。

（2）API失水量小于50 mL/（6.9 MPa/30 min）。水泥浆失水，不仅让油气层遭到了污染，而且由于水泥浆增稠和流变性能变差，导致水泵堵塞和降低水泥浆的顶替效果；水泥浆失水严重，降低了水灰比，稳定性变差，容易形成泥饼，在高渗透性地层中“堵塞”井眼，水窜出现在井眼高边位置。

（3）水泥石强度高，抗冲击韧性强。在大位移水平井中，胶结质量不够和封固不牢固是由于水泥石强度低，容易断裂；套管的损坏加剧也是由于水泥环脱盐膏层蠕变和抗冲击韧性减弱造成。

（4）控制顶替排量，保持套管鞋的低密度水泥浆之前排量提高顶替效率，控制施工压力，等到常规密度水泥浆出套管鞋时立即降低顶替排量，控制返回速度在1.6 m/s以内，工作压力可达10 MPa。

2.5 采用固井新技术

2.5.1 采用不留水泥塞技术

挤压和堵塞时，用堵漏剂阻止泄漏或炮眼，达到预定压力后，在初始凝结时形成砂浆，达到一定程度的流体在下层柱子里面，将里面的砂浆冲洗干净，上提管柱待灰浆凝固，挤堵后井筒内无水泥浆是不留塞挤堵技术最大的特点。

该技术的关键在于调整灰浆初凝时间和挤压过程以及堵塞过程。

①炮眼封堵剂用量的计算：

水泥浆体积的计算公式:

式中:-水泥浆用量, m3;

-套管内径, m;

-水泥塞长度, m;

-附加系数(1.5~1.7)。

②施工压力的确定：炮眼封堵剂完全压实固化必须保证施工结束时的压力要大于试验挤压的稳定压力5 MPa，任何情况下，地层的破裂压力要大于炮眼封堵剂的喷射压力，所以喷射压力存在上限，所以，用下式计算井口注入终结压力上限值:

式中:-井口注入终结压力上限，MPa；

1-地层破裂压力，MPa；

1-工作液注入摩阻，MPa；

2-液柱压力，MPa；

-保险系数，0.8。

2.5.2 运用平衡压力固井技术

平衡压力固井技术定义为:在高效顶替和减少污染生产层前提下，环形封固环空井段的设计成功规定水泥浆数量，固井液在整个注入、更换甚至凝固过程中不流失，油、气、水层也不窜流，实现整个候凝过程压力平衡及注替施工。它的核心是“高效顶替，整体压力平衡”。

3 复杂井况条件下固井的体会

在该地区固井，主要需在水泥浆配方、前置液、及固井特殊工艺技术等方面综合配套。针对每口井的主要复杂情况重点解决。

3.1 防漏

固井质量对井漏的要求很高，特别对只进不出和容易发生堵漏的低压地层影响更大。鄂、渝、川地区，防漏对固井质量起着至关重要的作用。所以钻井过程中要注意堵漏层被堵塞，力求使其形成一定的压力，同时在固井过程中，提高固井工艺技术。主要采取的技术措施有：分级注水泥、密度低的水泥浆、降低施工压力、调整水泥浆综合性能。

3.2 水泥浆体系

提高固井质量水泥浆起决定作用。有效的水泥浆体系对那些容易发生井漏气层井保障固井的质量很有必要。对井下工作环境及井的周边状况充分了解后咨询有关机构，测试相应的水泥浆体系，对其防气窜性及静态凝胶强度做充分评价，最终确定最优的水泥浆体系。

3.3 扶正器

由于湖北、重庆、四川海相地层直径小，井眼轨迹变化大，环空小，合理设计和应用套管扶正器在固井时十分重要。扶正器应首尾加密处理后用于井眼轨迹变化较大的井段，而不仅仅是大斜度井段使用。

4 案例分析

表2 A井井身结构

表 3 泥浆性能

表4 水泥浆设计

表5 水泥量计算

表6 施工工艺流程

5 结论与建议

（1）许多固井技术也可以推广到多数低压和长密封井、易泄漏井和稠油热采井的固井施工。

（2）长封固段固井时的损失及低压易形成漏地层问题可用加强老区井泄漏压力提承压技术有效解决，确保水泥浆返高。

（3）在固井作业前，多收集掌握井的地层压力信息很重要，地层的破裂压力系数和孔隙压力系数对固井设计和后期固井质量的保证起关键作用。

（4）水平井下套管作业困难，且风险大，要求进一步优化井身结构，提供良好的井眼轨迹和井身质量，搞好通井和模拟通井，润滑泥浆，控制套管下放速度，下套管作业连续。

（5）提高研究效率和水平井固井水泥浆体系的研究是加强水平井固井技术的研究的重点。

［1］张文泽.调整水平井固井工艺技术[J].当代化工，2016,（8）：20-26.

［2］王希雄.多套压力层系固井技术的应用研究[M].2004年固井技术研讨会，2004.

［3］ 宋桂玲.水泥不留塞挤堵工艺的应用[J].内江科技,2011，（4）：15-20.

［4］吴柏志.桩西地区炮眼封堵技术[J].油田化学，2003，（2）：30-35.

［5］吴柏志.桩西炮眼封堵技术研究[D].天津大学,2001.

［6］孙泽秋.盐膏地层封固的平衡尾管固井技术探讨[J].石油与化工设备，2014，（12）：25-40.

［7］ 唐纯静.柴达木盆地柴东气田开发固井技术研究与应用[D].中国石油勘探开发研究院，.2006.

［8］彭园.固井防窜用复合膨胀水泥浆体系研究[D].南京工业大学,2012.

［9］ 杨春丽.固井防窜用油气触发性膨胀水泥浆体系研究[D].南京工业大学，2011.

Cementing Technology and Its Application Under Complex Well Conditions

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（Yangtze University, Hubei Wuhan 430000, China）

When the exploration and development of oil fields enter the late-stage development, the difficulty of development is bigger and bigger, the number of horizontal drilling well is increasing, horizontal well reservoir type is becoming more diverse, well completion methods are more and more, the cementing quality is very important. The practice has proved that the horizontal well can be successfully used to develop low permeability reservoirs, unconformity reservoirs, fractured reservoirs and thin oil layers, so that oil and gas production can be increased significantly; and the horizontal well also is very effective to secondary recovery of old oil and gas wells. The geological structure of oilfield A is complex, the dip angle of strata is big, there are many faults and fractures, the permeability is low, the cementing is difficult, and it is difficult to improve cementing effect. In order to improve the cementing quality of A oil area, aiming at the complex geological structure of the specific block in oilfield A, the cementing technology and the performance of cement slurry were improved.

slurry system; gas channeling prevention; gel strength

TE 256

A

1004-0935（2017）10-0963-05

2017-07-18

刘亮（1991-）， 男, 硕士生在读，现就读于长江大学武汉校区石油工程学院，主修石油与天然气工程 方向钻井工程。

夏宏南，教授，博士，硕士生导师，中国石油学会会员，长江大学石油工程学院副院长，主要从事岩石力学、井下工具、深井钻井和防漏堵漏的研究工作。