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。     

阿姆河右岸B区块巨厚盐膏层固井技术

土库曼斯坦阿姆河右岸B区块上侏罗统启莫里阶组地层分布有900～1200m巨厚盐膏层,在钻井和开发初期发生了盐膏层段井径变化大、盐岩的塑性流动、挤毁套管等复杂情况,给钻井和固井施工带来了严重的威胁。在分析盐膏层特点和固井难点的基础上,采用了以下针对巨厚盐膏层的固井工艺技术:①优化套管强度;②检测和控制盐膏层蠕变速度,采用欠饱和盐水水泥浆体系,提高套管的居中度以及根据上层339.7mm套管鞋处地层承压情况,结合环空液柱组合优化注水泥施工参数,在井下不漏失的情况下实现大排量顶替,从而提高顶替效率。以San-21井的巨厚盐膏层固井施工为例,第一级固井采用抗盐两凝欠饱和盐水水泥浆体系;缓凝水泥浆密度设计为1.94g/cm3,封固井段为2267～2800m,快干水泥浆密度设计为1.97g/cm3,封固井段为2800～3614.92m;盐膏层厚1138m,固井质量优良。     

膏盐层固井水泥浆技术

使用常规水泥浆固膏盐层,由于水泥石与地层胶结质量差,易造成层间窜流,膏盐层水化而引起地层蠕变,产生巨大的地层应力使套管变形,甚至发生套管挤毁或错断,缩短油气井使用寿命.华北石油田钻井工艺研究院研制出了抗盐系列Ⅲ型(ZJ-3、ZK-3、ZH-3)和Ⅳ型(ZJ-4、ZK-4、ZH-4)油井水泥外加剂,并开发出了相应的抗盐水泥浆体系.Ⅲ、Ⅳ系列油井水泥外加剂具有优良的抗盐性能,ZJ-3能抗18%的盐水、ZJ-4能抗26%的盐水;可有效地降低水泥浆失水量至50mL,并具有稳定的缓凝作用,缓凝剂加量和稠化时间的线性关系优良,稠化阶段过渡时间曲线呈直角;该外加剂能满足1000～6000 m、井温为50～160℃的各种类型、各种水质的油气井固井施工.该抗盐水泥浆体系已在华北油田推广使用,固井质量全部优质,其中家59井膏盐层固井获明星工程奖,该井现已生产运行1年以上没有发生问题.     

巨厚盐膏层固井用过饱和氯化钾水泥浆

为提高巨厚盐膏层固井质量,解决固井过程中的盐溶问题,提出利用过饱和氯化钾溶液（相当于38%盐浓度氯化钾溶液）配制水泥浆,通过优选抗盐降失水剂CG80S、增强防窜剂GS12L以及非渗透剂BX-80等材料,构建了一套过饱和氯化钾水泥浆体系。室内对过饱和氯化钾水泥浆体系的物理性能、抗污染性能以及界面胶结性能进行了评价研究。实验结果表明,过饱和氯化钾固井水泥浆体系稠化时间以及失水量可控;68℃、24 h养护抗压强度大于15 MPa,混入5%的石膏、芒硝或页岩岩屑均不会对水泥浆的性能产生较大的影响,界面胶结实验显示该水泥浆能够显著提高水泥浆与盐岩地层的胶结质量,能够保障巨厚盐膏层一、二界面的胶结质量。      

盐膏层固井用抗温抗盐低滤失聚合物盐水水泥浆体系研究

通过对水泥浆降失水剂、分散剂、促凝剂以及缓凝剂等优选评价,建立了盐膏层固井用抗温抗盐低滤失聚合物盐水水泥浆体系.室内评价表明,该水泥浆体系具有优良的抗温抗盐性能,采用海水配浆,在130℃条件下能直角稠化,且24h后水泥石强度为17.3MPa,强度较为理想,能有效封固油气水窜,保证固井质量.     

BXF-200L抗盐水泥浆在雁木西油田盐膏层固井中的应用

雁木西油田地层含多段盐膏层,给固井带来诸多难题,为此吐哈油田开发出了BXF-200L抗盐水泥浆体系.该体系具有低滤失、抗盐性好、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、流变性好、易达到紊流顶替、浆体稳定和强度高等特点.现场应用证明,该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,为该油田的持续改造奠定了良好的基础.     

三元共聚物抗盐降失水剂在塔河油田石炭系盐层固井中的应用

塔河油田石炭系盐层分布广泛,以纯岩盐为主,埋深在5100～5400 m之间.由于井深,井底温度高,石炭系盐层蠕动能力很强,在未下套管的裸眼中,导致盐层井段水泥浆封固质量较差,并存在不同程度的套管变形或挤毁现象,造成许多井没有完成地质任务. 研究评价了三元共聚物降失水剂DZJ-Y及其优化含盐水泥浆体系.结果表明,三元共聚物降失水剂具有良好的抗盐能力,在饱和盐水条件下能够较好地控制水泥浆失水.在塔河油田T914井φ 244.5 mm/φ 250.8 mm组合技术尾管固井取得成功,盐层段固井质量为优质.现场应用表明,抗盐水泥浆体系具有良好的流动性,失水控制良好,稠化时间可调;水泥石强度普遍较高,有利于提高水泥环的胶结质量;该水泥浆浆体均很稳定,没有析水和沉降;API失水量低,且能产生微膨胀,有助于提高固井质量.该抗盐降失水剂有效地提高了塔河油田石炭系盐层井段固井胶结质量.     

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。      

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。     

柴达木盆地狮70井溢漏同层尾管固井实践

针对狮70井三开钻遇高压盐水层和漏失层,钻井液不能压稳高压水层,同时井底存在内循环,环空压力系统紊乱,固井期间易发生漏失,高压盐水层不易封固,固井质量难以保证的难题,通过水泥浆性能实验及固井工艺研究,设计了抗高温高密度堵漏水泥浆体系,该体系密度1.88~2.40 g/cm3,沉降稳定性小于0.03 g/cm3,SPN值小于3,稠化时间可调,24 h抗压强度大于18 MPa。现场采用正注反挤固井施工工艺,根据施工参数预测出施工需要的水泥浆稠化时间,通过缩短尾浆稠化时间,并在替浆后期降低施工排量的方法,使水泥浆在小排量顶替过程中逐渐稠化凝固,从而达到快速封固高压水层的目的,再通过反挤施工封固漏层以上井段,顺利完成了该井?273.05 mm尾管固井施工,套管鞋及漏层处固井质量优质,盐水层处固井质量合格,为该区块尾管固井积累了成功经验。     

金坛盐穴储气库定向井固井技术

金坛储气库二期二阶段为了提高盐岩资源利用率,实现达容达产,改变以往直井钻井方式,采用了丛式定向钻井建库模式,容易导致井径不规则,套管居中度也很难保证。另外,盐层埋深较浅,低温盐水水泥浆稳定性差、失水量不易控制、抗压强度发展慢;二开井段易发生漏失,水泥不能返至地面,给固井质量带来不利影响。笔者结合盐穴储气库对固井的要求,开展了低温高强盐水水泥浆、增黏盐水隔离液及配套固井技术研究。研究结果表明,低温高强度盐水水泥浆浆体稳定性好,抗压强度发展快,后期强度高,满足了盐穴储气库定向井水泥浆体系的需求;增黏盐水隔离液,配合定向井套管居中等技术措施,提高了在"大肚子"及不规则井段的顶替效率,预防固井施工憋堵;采用低排量顶替技术保证了水泥浆返至地面,盐层段有效封固。该盐穴储气库定向井固井技术在金坛储气库二期二阶段现场应用11井次,固井质量显著提升,为其他盐穴储气库固井提供了借鉴。     

垦东油田固井水泥浆技术

胜利垦东油田地层压力系数低,一般为0.9～1.0,600～700 m井段间还有浅气层,要求水泥浆返至地面,固井面临着封固段长、水泥用量大、易漏失憋泵、地温梯度低、水泥石强度发展慢、施工压力高、油气水易侵入造成窜槽等难题.该区块2003年固井30口(其中5口井经补救合格),合格率为93.3%,优质率为60%,固井质量严重威胁着油田的合理开采和产能建设.经室内实验研究和分析对比,优选出了水泥浆配方,并采取了相应的技术措施.现场应用表明,优选出的水泥添加剂相容性好,配伍性强,浆体性能优良,能防止对油层的污染,延长油井寿命;水泥石的渗透率低、强度高、韧性强,大大提高了固井优质率,现场固井20口,合格率达100%,优质率为80%.     

新型缓凝剂BCR260L性能评价及现场试验

针对深井长封固段固井时顶部水泥浆超缓凝的问题,研制了一种新型缓凝剂BCR-260L。通过室内试验评价了缓凝剂BCR-260L的缓凝性能、大温差条件下水泥石强度发展、抗盐性能,结果表明:该缓凝剂具有很好的耐高温性能,适用温度范围广,可满足循环温度70~180 ℃固井需求;根据现场对水泥浆稠化时间的要求,可通过调整缓凝剂BCR-260L的加量,调节水泥浆的稠化时间;缓凝剂BCR-260L对水泥石后期强度发展基本无影响,在大温差条件下强度发展快,能保证固井施工时顶部水泥浆强度发展;缓凝剂BCR-260L抗盐能力可达15%。现场应用表明,缓凝剂BCR-260L可以有效解决高温大温差条件下顶部水泥浆超缓凝的问题,具有广泛应用前景。      

抗盐高性能水泥浆体系研究与应用

伊拉克米桑油田井底普遍存在高压盐膏层,由于盐层蠕变致使井径缩小、冲蚀和溶解盐层导致水泥浆含盐量越来越高、密度窗口窄、顶替效率低等难点给固井质量带来挑战。针对目前常用的半饱和NaCl溶液或者（3%～5%） KCl溶液配浆存在的水泥石抗压强度低,界面胶结差的问题,优选含有25% NaCl和5% KCl高盐混合水配制水泥浆,配套抗盐降失水剂、分散剂、缓凝剂等外加剂,解决了因高盐混合水配浆可能带来的水泥浆增稠、触变等问题,构建了一种抗盐高性能水泥浆体系。室内研究表明,该套水泥浆体系能抑制盐的溶解,配制密度为2.39 g/cm3的水泥浆,最低只需加入30%铁矿粉,在降低水泥浆成本的同时大幅度提高了水泥石的抗压强度,使其24 h抗压强度可达48 MPa,较目前应用水平提高近一倍;水泥浆污染后24 h强度依然大于14 MPa,能够保证米桑油田盐膏层固井质量,可在伊拉克米桑油田推广应用。      

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。     

二连盆地低阶煤层超低密度水泥浆固井技术

为解决二连盆地低阶煤层常规低密度水泥浆固井漏失严重、返高低等难题,针对该煤矿区微裂缝较发育、岩层强度低导致承压能力低的特点,研发出一套超低密度水泥浆体系,配套使用的稳定增强材料解决了配制超低密水泥浆时易出现的微珠上浮、水泥下沉的分层离析现象,同时分析了水泥浆体系失水对煤储层的影响。该超低密度水泥浆的现场应用密度最低达1.06 g/cm3,流动度控制在19～20 cm,析水为0 mL,30℃稠化时间控制在1.5～4.5 h,API失水量小于50mL,24 h抗压强度大于3.5 MPa,72 h抗压强度大于6.0 MPa,综合性能优良。该超低密度水泥浆体系已在华北油田的二连盆地应用5井次,均实现了单级固井返至井口的要求,固井质量合格率为100%。      

多功能水泥外加剂在BZ25-1油田固井中的应用

配制一种满足现场固井技术要求的水泥浆,往往需要四五种外加剂来调节,而不同的外加剂混在一起会互相影响,产生相容性的问题,给现场配制水泥浆和固井作业带来很多困难.研究开发出了多功能油井水泥外加剂.该外加剂是一种合成共聚物,它含有大量的对水泥颗粒具有分散和吸附作用的基团,用该外加剂配制出的水泥浆性能稳定,具有良好的流变性和稳定性,游离液的控制能力强.多功能油井水泥外加剂具有降失水、分散减阻和自调凝功能,抗盐、抗钻井液污染.经现场应用表明,用多功能外加剂配制出的水泥浆过渡时间短,强度发展快,具有较强的防窜能力,配合单级双封工艺,可用于长封固井段固井;该体系具有低失水、低游离液、抗海水和抗钻井液污染的能力,应用简便,性能稳定,适应能力强.在BZ25-1油田19口常规定向井的固井中,经过CBL检测,所有油层封固井段的声幅值小于10%,固井一次优质率为100%.     

胜科1井超高温水泥浆体系的设计与应用

针对胜科1井井深、井底温度高,而且底部有盐水层的实际情况,合成了新型超高温缓凝剂、抗盐降失水剂,室内试验表明两者具有较好的抗高温耐盐性能及良好的配伍性能。针对水泥石出现的分层现象,通过添加热稳定剂提高了其热稳定性和抗压强度;通过超高温水泥浆体系试验,设计出了胜科1井尾管固井水泥浆,试验表明该水泥浆性能稳定,稠化时间可调,失水量、游离液、抗压强度等指标完全达到设计要求,并成功进行了胜科1井尾管固井作业。胜科1井的现场应用证明,该超高温水泥浆体系能满足超深井固井需要,可在胜利油田及其他地区的深井、超深井固井作业中推广应用。     

华北油田复杂井固井技术

针对华北油田二连阿南，哈南高压注水采油区块和冀中潜山深井区块固井难度大和固井质量差等问题。华北石油管理局钻井工艺研究院在二连地区采用早强，膨胀和低失水水泥浆，并配合使用套管外封隔器，两凝固井工艺技术。解决了低温高压注水调整井固井作业中存在的问题，提高了固井质量；在冀中地区采用低密度，高强度，零析水，成膜型降失水水泥浆，配合采用双压双凝固井工艺技术，有效防止了井漏，油水互窜等井水复杂事故，提高了固井质量。早强，膨胀和低失水水泥浆低温早强，失水量小于200mL，在凝结过程中能产生有效膨胀，初凝和终凝时间较短，能有效防止气窜及油水互窜，成膜型降失水水泥浆失水量小于100mL，密度和稠化时间易调；有机塑性高分子胶粒在水泥凝结过程中由于被压缩而微膨胀，能有效补偿水泥石孔隙压力，达到防窜，改善水泥石韧性和变形能力的目的。