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。      

顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术

针对顺北油气田一区三开钻遇的志留系地层承压能力低、井漏严重,固井一次性封固段长、漏失率高的问题,研究了长封固段防漏固井技术。从地质因素和工程因素2方面进行了原因分析,明确了技术需求。优选高抗挤空心玻璃微珠作为减轻剂,利用颗粒级配原理研制了低密度水泥浆。采用在隔离液中加入不同尺寸纤维的方式,提高地层承压能力;基于对极易漏层的准确判断,开发了适合超深井长封固段尾管固井的“正注反挤”防漏固井工艺。室内试验结果显示:在100 MPa液柱压力下低密度水泥浆的密度增幅小于0.03 kg/L,水泥石抗压强度高于15 MPa,具有良好的承压能力和较高的抗压强度;堵漏型隔离液可将地层承压能力提高1.5 MPa。“正注反挤”固井工艺与低密度水泥浆、堵漏型隔离液结合形成的顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术,在该区10多口井?177.8 mm尾管固井中进行了应用,全部实现了水泥浆完全封固环空,没有漏封井段,较好地解决了固井漏失问题。研究与应用结果表明,顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术效果显著,可解决该区存在的固井难题。      

高压气井动态控压固井新技术及应用

随着川西勘探开发向盆周拓展,勘探对象以深部下二叠统、寒武系为主。川西复杂超深井油层尾管固井深度在7 500 m左右,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控压固井技术研究,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,2017年,川庆钻探公司在中石油四川盆地LG70井准114.3 mm控压尾管固井作业中首获成功,有效确保了小间隙、井温高、漏喷同层等复杂井况下的封固质量,并在后续九龙山、双鱼石等构造上超深井固井作业中推广应用,取得良好效果,为窄密度窗口井筒条件下防窜、漏提供了一种切实可行的固井工艺。     

塔深1井非常规系列尾管悬挂器的设计与应用

塔深1井井深8408m，是亚洲第一垂直深井。该井井下条件复杂，Ф273．1mm、Ф206．4mm、Ф139．7mm三层套管固井都存在封固段长、环空静液柱压力大、施工泵压高、上下温差大、环空间隙小等难题，加之该井采用了非常规系列井身结构，需要应用特殊扣形的非常规系列尾管悬挂器，且要求适应小间隙条件、悬挂负荷大、抗温能力强。为此，研发了新型非常规系列尾管悬挂器，并改进固井工艺、优化固井设计、细化固井操作，保证了该井三层尾管固井施工的顺利完成，且固井质量合格，初步形成了适合塔河油田长封固段小间隙超深井的尾管固井技术，同时把我国特殊固井工具的研制和应用水平提升到了一个新的高度。     

胶乳水泥固井技术在LG地区X井的应用

LG地区X井是一口开发井,属于大斜度定向深井,最大井斜为64.78°,完钻井深为6 990 m。该井127.0 mm尾管固井具有井底温度高、封固井段长、井斜大、间隙小、油气活跃、易漏失等难点,对固井水泥浆性能要求高,固井质量难以保证。针对上述固井难点,采用耐高温防气窜胶乳并结合新型聚合物缓凝剂,研发了一套适合高温长封固井段固井的胶乳防气窜水泥浆体系。实验和应用结果表明,该水泥浆流动性好、浆体稳定、滤失小、稠化时间易调、过渡时间短、顶部水泥强度发展快,综合性能良好。该套胶乳水泥浆体系结合相应的固井工艺措施,有效地解决了LG地区X井127.0 mm尾管固井过程中易出现的层间互窜、压漏地层、顶替效率差、顶部水泥浆超缓凝等固井难题。     

呼探1井?139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井?139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井?139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井?139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井?139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。      

复杂深井尾管固井及回接技术实践

尾管悬挂固井是一种工程经济效益较高、注水泥环空阻力较低且有利于改善套管柱轴向设计和再钻进水力条件的固井方法，常常应用于深井超深井的固井作业。鄯科1井是一口科学探索井，完井尾管具有井径极不规则（实测井径扩大率最大为139.82%，最小为－6.02%）、施工压力高（15~20 MPa）、封固段长（考虑水泥余量的情况下封固段可长达1500 m）和尾管回接固井要求封固两头且不使用分级注水泥等难点。文章针对固井难点，总结出一套适用于复杂深井尾管及其回接固井的优化设计关键技术，它主要包括管串选择、套管扶正器加法、水泥浆体系优选、施工压力校核和配套工艺措施。实践证明，这些技术对类似井的固井作业具有实际的参考价值。     

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。      

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。     

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。      

北黄海太阳盆地复杂深井小间隙尾管固井技术

北黄海太阳盆地小间隙尾管固井时，砾石层漏失严重，煤层掉块造成环空憋堵，导致顶替效率低，固井质量差。为此，从固井工具和水泥浆着手，优化井眼准备措施，应用封隔式内嵌卡瓦尾管悬挂器增大环空过流面积，采用基体抗侵纤维防漏水泥浆降低漏失风险，研究形成了一套适合北黄海太阳盆地复杂深井的防憋堵、防漏失小间隙尾管固井技术。该固井技术在4 口井进行了现场应用，均取得了良好的应用效果，固井施工未发生憋堵和漏失，固井质量合格。研究结果表明，该技术可以有效解决北黄海太阳盆地尾管固井质量差的问题，有利于该区域油气资源的进一步勘探开发，具有一定的推广应用价值。      

塔里木油田塔北地区深井超深井固井难点及对策

塔北地区深井超深井较多,油气井井深普遍超过5000 m,甚至达到7000 m。同一裸眼段地层存在多套压力系数,井筒上下温差大,井底循环温度波动极其敏感,固井时环空易窜流且存在盐膏层,这些因素给塔北地区深井超深井固井带来了极大的挑战,固井质量无法保证。结合塔里木油田塔北地区地质特点和井眼条件,分析了塔北地区深井超深井固井施工难点,针对各自难点提出了相应的解决措施,并以轮南11-4井为例进行了应用分析。     

元坝7井超深井高温高压小间隙尾管固井技术

元坝7井完钻井深7 366m,具有超高温高压、油气活跃、地层易漏、尾管环空间隙小、顶替效率难以保证等诸多固井难点。通过优化固井方案,优选了抗高温防气窜加重胶粒水泥浆体系和冲洗型加重隔离液体系,制定配套防气窜、防漏等固井技术措施。现场应用结果表明,该井尾管固井质量良好,有效封固了气层,达到了预期目的,为后续进入试气作业奠定了井筒基础,同时也可为类似超深井高温高压高密度小间隙固井提供借鉴和参考。     

土库曼加尔金内什压力敏感性气藏固井技术与应用

２２６井位于土库曼斯坦加尔金内什气田,该气田储层具有发育好且储层段长、溶蚀孔洞发育、气量大、
井底温度高、硫化氢含量高等特点。该井在气层钻进中多次发生井漏（累计漏失钻井液２８３５．０３ｍ^３）,并导致溢流
等复杂情况,经过多次多类型的堵漏作业才建立井筒内液柱与地层的微弱平衡。针对固井期间可能发生井漏、溢
流等复杂情况,采取了有针对性的下尾管防阻卡措施;控制全程施工参数;采用正注反挤工艺技术等措施,确保了
尾管顺利下至设计井深,保障了在井漏失返条件下的安全固井,并使尾管段正反注水泥浆顺利对接。测井解释结
论表明该次固井裸眼气层得到有效封固,固井质量可满足下步开采要求。该井Φ１７７．８ｍｍ尾管固井的安全作业解
决了该区块又喷又漏复杂井的固井作业,并对今后类似复杂井固井施工提供有力支持。     

三凝水泥浆体系在深井、超深井固井中的应用

川东北地区Φ177.8 mm尾管固井存在裸眼井段地层承压能力低、高低压力系统同存、气显示层段多、温差大、喇叭口附近水泥浆易发生超缓凝、强度不够的固井技术难题。针对固井技术难题，提出采用三凝水泥浆体系分别封固油气层、非油气层的技术思路；套管重合段采用常规密度水泥浆封固，能有效地防止高温水泥浆超缓凝现象。该体系在七北103井固井中的应用，取得了固井质量优为30.98%，中为39.54%，差为29.48%的良好效果。对比同一构造同一套管层次固井作业，尤其是套管重合段，该体系保证了悬挂器处封固质量，注水泥后井口没有出现喇叭口附近窜气冒气现象，有效地防止了气窜的发生。声波测井结果表明，复杂井段的封固质量达到了防气窜的目的。     

托甫台区块超深气井(φ)177.8mm尾管固井技术

新疆塔河油田托甫台区块井多为6000～6500 m超深井,单井日产气量可达7000 m3,尾管封固段长达1600 m以上,固井作业面临井漏、固井质量差等一系列问题,为此,通过前期典型井固井质量分析,应用具备恒密度的低密度抗高温防气窜水泥浆体系,开展了水泥浆密度、温度波动实验.实施了大段膨润土钻井液作为保护浆等固井技术,4口井应用表明固井质量优,基本解决了该区块超深气井固井技术难题.     

哈10-1X超深井固井技术实践

哈10-1X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡构造,一级及二级固井前均出现井下复杂情况.为解决该区块地层承压能力低,易漏失,水泥封固段长,常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用了双凝双密度水泥浆固井,并采用了高密度钻井液顶替技术,以降低施工压力.一级固井采用1.45和1.88g/cm3双密度水泥浆,封固段为3800～6758 m;二级固井采用1.45g/cm3的低密度水泥浆,封固段为0～3001.64m.声幅测井结果显示,技术套管固井质量合格.现场应用结果表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量.     

长封固段大温差固井技术研究与实践

当前油气勘探开发对象日趋复杂,深井超深井钻井数量增多,长裸眼、大温差、多套压力系统并存井给固井安全施工及质量保障带来严峻挑战,固井中易出现的超缓凝、固井质量差等问题,影响了深层油气资源的安全高效开发。针对深井长封固段大温差固井技术难题,研究水泥水化机理,结合水泥外加剂分子结构设计,开发出了适用于大温差条件固井的水泥浆降失水剂及缓凝剂,设计了适合不同温差范围的水泥浆体系。通过大温差水泥浆体系、高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、套管安全下入等方面先进适用技术的集成,形成了大温差固井配套工艺技术,在塔里木、西南、长庆、华北等油气田及海外中亚地区成功应用1100多口井,为简化井身结构、降低成本、提高固井质量提供了技术保障。随着勘探开发向深层和复杂地层的深入,大温差长封固段固井技术优势突出,应用前景广阔。     

昆2加深井高温固井水泥浆室内研究及应用

昆2加深井是柴达木盆地第一口井深超过7 000 m的预探井。固井面临井底温度高、封固段顶底部温差大、环空间隙小、施工压力高、地层承压能力低、水泥浆受钻井液污染严重等难点。针对这些难题,通过优选抗高温性能好、对水泥石强度影响较小的外加剂,经大量实验,优选出了适宜的水泥浆体系,形成了稠化时间可调、滤失量低、稳定性好、强度高的高温水泥浆配方,确保了该井技术尾管和生产尾管的固井质量。该体系在昆2加深井固井的成功应用表明,该体系可解决由于井下高温而引起的固井技术难题。     

塔里木油田尾管固井技术

塔里木尾管固井特点近年来，塔里木油田勘探开发力度加大，为寻找更多的油气储量，深井及超深井增多，使本身复杂的尾管固井难度增大，该地区尾管固井有以下特点．１．井深、封固段长、尾管类型多塔参一井１９３．６７尾管鞋下深达６９６３．２４ｍ，塔中４９井１７７．８...