顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术研究

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井面临水泥环薄弱、注替泵压高、顶替效率低、井下温度高和高压盐水层发育等一系列技术难题,固井质量难以保证。为解决该问题,在总结前期固井施工经验的基础上,完善了井眼准备技术,优化了抗高温防气窜弹韧性水泥浆体系,开展了水泥石密封完整性研究,进行了固井流变学设计及压稳防气窜工艺优化,形成了顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术。该固井技术在现场应用3井次,固井质量良好,后期施工未发生水侵,保证了窄间隙段的长效密封性。顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术,不但解决了该区块的固井难题,还保障了该区块的安全、高效开发。      

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

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。     

动态平衡固井技术与实践

随着川西北地区勘探层位不断加深,川西勘探对象以深部下二叠统、寒武系地层为主。川西复杂超深井固井普遍面临纵向上多压力系统、窄安全密度窗口特点,常规尾管固井工艺已不能满足上述井况下环空有效封固。为解决该区块超深井尾管固井漏喷同存难题,针对压力敏感地层开展了动态平衡压力固井技术现场实践,形成以窄密度窗口固井环空压力控制和防窜水泥浆体系为核心的固井配套工艺,在LG70井φ114.3 mm控压尾管固井作业中进行了首次应用,确保了小间隙、井温高、漏喷同层复杂井况下的封固质量。该技术在后续超深井固井作业中推广应用也取得良好效果,为窄密度窗口井筒条件下防窜、防漏提供了一种切实可行的全新固井工艺。      

防漏防窜水泥浆在龙王3井尾管固井中的应用

龙王3井是龙王庙构造的1口三开三段制双靶点定向预探井.该井三开φ215.9 mm井段在钻进过程中井漏频繁、气侵严重,测井仪器多次遇卡.在φ177.8 mm小间隙尾管固井过程中,通过优化固井设计、优选水泥浆体系、强化井眼准备等措施,集成应用防漏防窜水泥浆固井技术,解决了窄安全密度窗口条件下的防漏防窜固井和提高顶替效率的瓶颈问题,测井结果表明二界面胶结质量优质.该技术对于提高窄安全密度窗口条件下提高深井小间隙尾管固井质量具有一定参考价值.     

准噶尔盆地深井固井难点分析与技术对策

准噶尔盆地深井由于地质条件复杂和井身结构的限制,固井作业存在井眼不规则、高压流体窜、封固段长、环空间隙小、存在不同压力体系、水泥浆抗盐侵性能要求高等技术难点,在技术攻关和现场实践的基础上,初步形成了适应不同区块的深井固井技术,例如:高压防窜固井、长裸眼长封固段固井及盐膏层固井技术等,全面提高了该区深井固井质量.     

深井小间隙尾管固井水泥浆体系研究与应用

针对塔河油田深井尾管固井由于环空间隙小，导致固井时漏失和顶替效率低、水泥环薄耐冲击能力弱且易破碎的问题，优选出了高强低密度度水泥浆和非渗透抗高温常规密度水泥浆，并优选出一种化学冲洗液和加重隔离液组成的复合前置液。塔河油田深井Ф177．8mm尾管固井采用高强低密度水泥浆和复合前置液、Ф127．0mm尾管固井采用非渗透抗高温常规密度水泥浆和复合前置液，固井合格率达到100％，重叠段封固质量优。这表明深井小间隙尾管固井采用高强低密度水泥浆、非渗透抗高温常规密度水泥浆和复合前置液能提高重叠段的固井质量。     

盐膏地层封固的平衡尾管固井技术探讨

塔河油田的三开盐膏层井段在水泥浆封固方面存在环空间隙小、因蠕变造成下套管困难、因盐膏层影响水泥浆性能造成固井质量差、封固井段较短使得轻尾管丢手判断困难等技术难点。本文提出了一种平衡尾管固井技术,通过优化尾管设计、水泥浆体系、平衡压力法固井等方式,解决了塔河油田盐膏层井段水泥浆封固的技术难点。近四年内,此方法应用八井次,取得了良好的应用效果,验证了平衡尾管固井技术在封固盐膏层方面的优越性,该技术为盐膏层井段的水泥浆封固提供了新的技术支持和工艺探索。     

超深超高温裂缝性气藏固井水泥浆技术

顺南井区属于裂缝性气藏,漏失风险大,且水泥石在超高温条件下易发生强度衰退,导致气层固井质量无法满足后续施工要求,为此,开展了抗高温防漏水泥浆固井技术研究。通过探究硅粉加量对水泥石强度的影响,得到水泥石强度衰退预防的方法;利用水泥浆静态堵漏仪,评价纤维体系的堵漏能力,形成防漏水泥浆技术;综合水泥石强度衰退预防及漏失控制方法,优选关键外加剂,形成气藏固井用抗高温防气窜水泥浆体系。实验结果表明:井温大于180 ℃时,硅粉含量大于50%水泥石强度不易衰退;封堵1 mm裂缝和2 mm孔分别需加0.6%的6 mm纤维、1%的8 mm纤维。新型水泥浆体系具有较好的防气窜性能,且在顺南井区得到了成功应用。该抗高温防漏水泥浆固井技术对顺南井区具有一定的适应性,可为该区块勘探和开发提供技术保障。     

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。      

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。     

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。      

库车山前固井质量风险评价研究

塔里木山前构造油气资源丰富,但其气藏埋深在7 000 m左右,应用油基钻井液可有效地解决盐膏岩、泥页岩层段钻进过程中井下复杂问题,但在此环境下油基钻井液影响了水泥石与井壁/套管的胶结能力。为此,以已施工井的相关数据为参考依据,分别从液固界面润湿反转能力、防漏条件下提高顶替效率的施工排量、固井井筒浆体性能匹配以及套管扶正器安放情况为研究对象,系统分析影响固井质量的主要因素。研究结果表明,在用隔离液中表面活性剂/水大于30%可实现胶结界面处于亲水状态、在未发生漏失条件下排量达到塞流流量以上均有助于提高顶替效率,每2个套管安放一个扶正器能确保套管居中度大于67%;综合分析表明,影响部分井固井质量不理想的主要原因是套管居中度差与部分井段井筒内的浆体匹配性差。基于本论文理论与现场相结合的针对性研究,为提高区域固井质量提供了切实可行的方法与依据。      

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题,通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究,形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施,解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题,保证了固井施工安全,固井质量合格率为94.5%,优质率为74.8%,解决了固井质量差的难题,为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑,为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。      

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm3,现场一次混配可达2.6 g/cm3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。      

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。      

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF）,探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。     

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF）,探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。      

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.