西部地区复杂深井固井技术

西部地区深井固井难题主要包括盐膏层固井、高压防气窜固井，长封固段固井和小间隙固井，在详细分析上述主要固井问题的基础上，提出了针对性的固井工艺措施，并指出应针对不同地质条件选用不同的综合性能良好的水泥浆及隔离液体系：对于盐膏层固井，应选用高早强抗盐水泥浆体系；对于高压气层固井，应选用防气窜水泥体系；对于长封固段固井，应选用优质高强低密度水泥体系；对于小间隙固井，应选用抗高温MS-R前置液体系。以T914井盐膏层固井、DLK3井高压气层固井以及永1井小间隙固井为例，介绍了深井固井配套技术在西部地区的应用情况。     

深井盐膏层固井水泥浆体系研究与应用

分析了塔河油田深井盐膏层的固井难点，优选出了高温抗盐降滤失剂RD221，分散剂DZS和缓凝剂RD441，评价了加入这些添加剂所形成的高温抗盐水泥浆体系的性能。室内试验和现场应用表明高温抗盐水泥浆体系能满足塔河油田深井盐膏层的固井要求。     

超深井抗盐高密度固井水泥浆技术

塔里木油田克深井区超深井固井存在井下盐膏层发育、窄间隙、高压、高温、大温差等固井技术难题,固井质量无法保证。为解决固井难题,完善了井眼准备通井技术,修正了刚度比计算公式,控制套管下放设计,通过室内实验开展加重材料的优选及合理配比、优选抗盐抗高温添加剂体系、采取针对性技术措施提高水泥石抗高温强度衰退性能,研究出了超高密度抗盐抗高温防气窜水泥浆体系,并对其进行性能评价。结果表明,该水泥浆体系流动度为18～22 cm,水泥浆上下密度差为0.03 g/cm3,其具有流动性能良好、稳定性较好、防窜性能良好、早期强度高、长期强度无衰退等优点,形成了克深井区超深井盐膏层尾管固井技术。该固井技术在现场应用5井次,测声幅固井质量良好。克深井区超深井窄间隙盐膏层尾管固井技术,不但可以解决该区块固井难题,还封固了高压盐水层,保障了该区块的安全、高效开发。      

塔河油田盐膏层固井工艺技术研究

塔河油田盐膏层纯度高、水溶性比较强、蠕动能力强,钻井完井难度相对较大.通过选用KO-140T×15.8mm高钢级厚壁套管,优化井身结构、固井管串结构及水泥浆液柱结构,应用性能优良的盐水水泥浆体系,提高了盐膏层段固井质量,保证了盐下钻探作业的安全.     

哈萨克斯坦滨里海盆地巨厚盐膏层固井技术

哈萨克斯坦滨里海盆地Sagiski区块在盐间和盐下都有重大油气发现。但是,该区块巨厚盐膏层分布广泛,盐膏层井段容易产生溶蚀、蠕变,导致井眼不规则,从而在固井过程中固井顶替效率低,水泥浆不能完全充满环空,不能形成整体高强度的水泥环,使套管受到非均匀的外挤载荷(点载荷),致使套管发生变形甚至挤毁。此外,盐层的溶解会对水泥浆性能产生影响,使水泥浆稠化时间延长,影响水泥石强度的发展,严重影响固井成功率和固井质量。通过室内试验,优选出了FSAM-J优质抗盐降失水剂及配套的抗盐外加剂,配制了半饱和盐水水泥浆体系,其性能评价试验结果表明,该水泥浆体系具有流动性好、早期强度发展快、稠化过渡时间短等优点。应用该水泥浆体系,成功封固了Tasw-1井超过1 800 m的巨厚盐膏层,固井质量良好,为揭开盐下油气层提供了保障。     

抗盐塑性水泥浆体系的室内评价和现场试验

塑性水泥浆体系是解决目前越来越多的深井、超深井固井难题的有效手段,但在大段盐膏层固井时,由于盐的侵入,而使水泥浆的性能发生改变,严重时可导致施工失败.为了提高盐膏层的固井质量,文章提出的抗盐塑性水泥浆体系,由G级水泥、早强增塑剂QA、降滤失剂SZ1-2、分散剂SXY、调凝剂PN和TEA组成.实践证明,该体系综合性能特别是抗盐性能优良,能满足深井、复杂井以及大段盐膏层的固井要求.     

双级箍固井技术在固2井盐膏层中的应用

固2井的盐膏层纯度高,蠕动能力强,钻进过程中出现憋跳钻、接单根挂卡、起下钻遇阻、遇卡等各种复杂情况,盐膏层蠕变和挤压也会造成套管下入困难,甚至挤毁套管,因此含膏盐层段的固井质量是下一步作业和完井的关键。通过分析该井存在的固井难点,进行了固井套管串结构、水泥浆液柱结构优化及双级箍选型,应用性能优良的盐水水泥浆体系。提高了盐膏层段固井质量。     

吐哈油田抗盐水泥浆固井技术研究与应用

吐哈油田的雁木西、神泉、葡北等地区含多段盐膏层,均属可溶性和可塑性地层,易溶解、水化膨胀,造成井径不规则或形成大小井眼,若发生塑性流动,将会使套管受到不均质载荷,引起套管变形,影响油井寿命,给固井带来诸多难题。通过对水泥浆体系配方的优选和性能的研究,开发出了抗盐水泥浆体系。该水泥浆具有抗盐性好、低失水、稠化和凝结时间短、稠化时间可调节范围大、与早强剂等外加剂配伍性好、流动性好、易达到紊流顶替、浆体稳定、强度高等特点。现场应用表明,抗盐水泥浆体系既保证了盐膏层固井的施工安全,又提高了固井质量,特别是解决了第二界面的固井质量问题,为油田的持续改造奠定了良好的基础。     

深井无固相压胶塞隔离液的研究与应用

柴达木盆地深井固井作业中,由于某些钻井液性能不达标或胶塞封闭不严致使部分水泥浆与顶替钻井液发生絮凝反应等原因,导致固井质量电测仪器下不到井底。为此,研制了无固相压胶塞隔离液。通过压胶塞隔离液的抗水泥浆污染性能、高温稳定性能和沉降稳定性能等评价实验,优选出深井完井压胶塞隔离液配方。现场应用结果表明,在胶塞和顶替钻井液之间的300~500 m的无固相隔离液段,可有效阻止套管内残留水泥浆与钻井液发生絮凝反应,并减缓固相颗粒的沉降堆积,保证电测仪器顺利下井。使用无固相压胶塞隔离液的37口深井,完井固井质量电测一次成功率达到了100%,有效缩短了完井作业施工周期。     

高密度抗盐隔离液BH-HDS的研制与应用

高密度、盐膏层井对提高顶替效率的固井隔离液提出了更高的要求。通过选用生物质聚合物、无机悬浮物以及无机盐复合材料作为悬浮剂,阴离子聚合物作为稀释剂,重晶石作为加重剂,配制出一种新型隔离液。研究表明,该隔离液体系在1.50～2.40 g/cm3范围内具有良好的流变性能和沉降稳定性能,并且该体系具有良好的抗温性能,当温度达到180℃时,1.80 g/cm3隔离液的上下密度差为0.06 g/cm3,2.20 g/cm3隔离液的密度差为0.03 g/cm3 ;此外,该隔离液抗盐能达半饱和,半饱和盐水隔离液具有良好的悬浮稳定性和流变性。测试了隔离液与钻井液、隔离液与水泥浆、隔离液与钻井液、水泥浆3种混合液的相容性能,研究表明隔离液具有良好的相容性,加入隔离液的水泥浆的稠化时间较纯水泥浆稠化时间长。该高密度抗盐隔离液在伊拉克高压盐膏层应用2井次、在大港油田中深层油层现场应用1井次,固井质量1口合格,2口优质。      

乌兹别克复杂水平井固井工艺技术

1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术.     

长庆油田苏平1井固井技术研究与应用

苏平l井完井方式运用了技术套管一次上返、悬挂尾管和筛管技术。该井技术套管段井眼大、裸眼段长，加上大斜度、小间隙的尾管段．对水泥浆体系的性能要求较高。总结分析了长庆天然气水平井苏平l井的固井技术问题，介绍了苏平l井的井身结构与地层性质。通过研究．确定采用低失水GSJ水泥浆体系。该体系成功地应用在三次工程建井过程中，解决了长裸眼、大灰量、大斜度、尾管小间隙等固井技术问题。固井质量达到工程要求。     

复杂超深井KS1井四开尾管固井技术

为解决高温高压超深井KS1井存在的溢漏同存、岩盐层缩径、盐水层高压、顶替效率低、固井窜槽等固井难题,该井四开固井采用了特殊的固井工艺流程,先采用底部尾管悬挂固井工艺,再进行五开钻进、五开尾管固井、五开中完作业(钻塞、刮壁、电测等工序)后再下铣锥对四开铣喇叭口及回接筒进行修整,最后进行四开回接套管固井工艺。为了确保四开尾管固井作业顺利,根据钻井复杂情况,充分分析了固井作业存在的难点,从通井技术、下套管技术、水泥浆体系、固井排量、固井施工工艺等方面制定了详细的技术措施。固井质量测井解释表明,高压盐水层、漏失层、敏感地层均得到了有效封固,实现了“穿鞋戴帽”的目标,为后续油气开发、井筒完整性等创造了有利条件。该井的固井成功为今后类似复杂岩盐层固井作业提供了经验。     

迪那11井超高密度钻井液技术

迪那11井是继迪那－1井钻遇超高压盐水层卡钻报废后，新布的一口预探井。迪那11井在三开的大段纯膏岩，盐岩和膏泥岩地层中设计使用密度为2．40－2．50g/cm^3的钻井液，压死超高压盐水层，然后用1．80g/cm^3左右的钻井液钻开目的层，钻至井深6050m裸眼完井。现场应用结果表明，高密度钻井液能平衡和抑制地层的蠕变，在钻进875m厚的纯石膏、盐岩、泥膏岩和泥岩时，没有发生阻卡现象，未排放过1次钻进液，钻井液性能稳定，电测、下套管和固井施工。     

低压低渗枯竭型砂岩储气库钻井工程方案设计

由于枯竭型储气库的产层压力低、运行周期长、注采气量大的特点,给钻井和固井质量提出了更高的要求。针对文23的地质特征和储气库设计要求,考虑储层保护、固井质量及盐层井段,提出三开次井身结构设计,生产套管设计金属气密封、P110钢级177.8 mm套管;技术套管段设计双密度水泥浆体系一次固井,生产套管段设计采用非渗透防窜增韧水泥浆体系,采用尾管悬挂+套管回接方式固井;三开设计使用低密度微泡钻井液体系,配合凝胶暂堵技术减少漏失及储层污染。形成的文23储气库钻井工程方案,为国内低压低渗枯竭型储气库钻井设计提供了技术借鉴。     

四川盆地元坝气田低压地层井漏引发套管变形的瞬态动力学研究

四川盆地元坝气田某新钻超深井完井过程中,因封隔三叠系石灰岩井段的厚壁套管段和镍基合金套管段出现长井段、大尺度变形的现象而被迫侧钻新井眼,因而有必要对超深井常规钻完井工艺的适应性进行重新认识。为此,依据该井井筒条件和现场施工数据,从动力学角度分析了低压地层井漏引发的井筒压力场变化,进而描绘了不同时间井筒内外压差的变化规律,从理论上揭示出发生该复杂情况的根本原因:低压地层瞬时漏失产生的压力波,将导致井下封闭空间内的压力重新分布,进而导致局部低压区附近的套管被压溃。据此对避免此类工程复杂提出了具体建议:①对裸眼完井、衬管完井或已射孔井采取井下封闭套管作业时,应考虑井漏对套管的潜在损害;②慎重选择井下封闭点与封闭方式,封闭点宜选择在固井质量较好的井段,或尽量选择靠近套管鞋的位置;③封闭方式除采用水泥塞外,也可以考虑使用机械桥塞封闭。结论指出,良好的固井质量对于预防该类套管变形有着重要的作用。     

克深Y井盐层固井难点分析与技术对策

克深Y井四开钻遇多段盐层、漏失层和高压水层。盐层蠕变较强,下套管中途遇阻的风险高;高压水层和漏失层共存,固井安全密度窗口窄,仅为0.03 g/cm3,漏失和溢流的风险高;低漏失压力且套管偏心条件下,顶替差,难以封隔高压水层。该盐层固井难题的应对对于该井的钻探至关重要。通过分析地质工程条件,制定了盐层扩眼+模拟管柱通井技术措施;以漏失及溢流压力评估为基础,对固井工艺进行了论证并确立了正注反挤+及时憋压的固井方案;结合软件模拟技术,优化了扶正器方案和隔离液流变性能,并采用大排量顶替和多倍置换等系列措施提高顶替效率。制定的技术措施均在现场应用,结果显示,套管顺利到位,下放过程无阻卡;正注固井未漏失未溢流,反挤固井排量较大塞面可控;喇叭口负压验窜合格,实现了封隔水层的核心目标,为本区块应对盐层固井难题提供了参考。      

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。      

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南海西部石油公司自营钻探成功的崖城２１－１－３井,井深４６８８ｍ,是一口高温高压并存的天然气深探井。测试证实,地层孔隙压力达１０４．７０ＭＰａ,井底温度为２０６℃,压力梯度为２２．７６ｋＰａ／ｍ,地温梯度达４．４２℃／１００ｍ。崖城２１－１－３井是在对同构造上的１井和２井的认识基础上,应用成熟、实用的先进技术,克服了施工中出现的复杂情况钻成的。通过分析总结１井和２井的资料,在充分识别地层压力和地层     

大北X井盐膏层尾管精细控压固井技术

大北X井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带的一口预探井,该井五开φ177.8+182 mm尾管固井存在纯盐层易发生蠕变、高低压互存,裸眼段长、环空间隙小、套管下入深、钻井液安全密度窗口只有0.03 g/cm3,极易出现上喷下漏、上漏下喷、漏涌交替发生等复杂,为了解决该井固井施工存在的技术难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过精确控制井口压力,防止溢流、井漏的发生,采取正注精细控压固井+反挤平推水泥浆的方案,配套防窜压稳和防漏等固井技术措施,安全顺利完成了大北X井固井施工,经CBL/VDL测井,重叠段和裸眼段封固质量合格,管鞋以上200 m封固质量优质,六开降钻井液密度后钻进正常。该技术为窄密度窗口井段安全固井施工积累了经验,并对该区块类似复杂井固井施工提供了借鉴意义。