提高苏里格气田多层压裂井封固质量技术研究与应用

为了提高单井产量,苏里格南部气田SN0135-02井采用?88.9 mmTAP阀分段压裂改造工艺,固井方式采用一次上返固井方式,要求环空具备很高的封固质量,施工存在顶替效率低,长封固段(4 114 m)固井易漏失,后期钻探难度大,固井施工压力高,水泥石综合性能要求高等技术难题.为解决该问题,通过室内配方优化设计,形成了固井前置液体系、高强微珠低密高强水泥浆体系、胶乳水泥浆体系、固井后置液体系,SN0135-02井施工顺利,既满足返高要求也未发生漏失,未留水泥塞,固井优良率90％,满足分段压裂储层改造需要,为苏里格气田分段压裂改造成功实施提供了技术保障,提高了单井产量,具有较大推广价值.     

苏里格气田φ88.9mm油管固井工艺技术

苏里格南部气田φ215.9 mm井眼下φ88.9 mm油管完井顶替效率低,后期钻探难度大,固井施工压力高。为解决该问题,根据平衡压力固井工艺原理,通过外加剂优选及固井工具优选,配制出优质固井前置液体系、防渗漏水泥浆体系、固井压塞液体系,完成了适合小尺寸套管固井的配套施工工艺。使用该工艺现场施工6口井,固井工具附件性能可靠,既满足返高要求也未发生漏失,未留水泥塞,满足后期储层改造需要,为苏里格气田低成本有效开发提供了技术保障,具有较大推广价值。     

苏里格气田易漏井固井水泥浆体系的研究与应用

苏里格气田单级一次全井段固井技术可有效提高套管串的承压能力,但在部分低压易漏井施工过程中出现水泥浆漏失的问题。为确保水泥浆能够有效封固不同压力地层,避免固井漏失,通过对苏里格气田井漏特点分析,研发出以新型中空球状微末为减轻材料的低密度高强度防漏水泥浆体系。室内评价实验结果表明,该体系具有密度低、抗压强度高、气相渗透率低等特点,在一定条件下,120 h水泥石强度达到18 MPa,360 h水泥石强度超过20 MPa。现场试验5口井,固井施工顺利,水泥浆一次上返井口,未发生漏失,易漏层第一界面胶结良好率超过95%,第二界面胶结良好率超过85%,满足了苏里格气田低压易漏地层单级一次全井段封固的技术要求。     

苏里格气田苏14井区固井技术探讨

苏里格气田苏14井区属于低压、低渗、致密油藏,地层承压能力低,同时又要求全井段进行水泥封固,在固井时,存在封固段长、易漏失、顶替效率低、井底井口温差大等诸多难题。为解决这些固井难题,通过理论分析和现场实践,研究出了适合该区块的配套固井工艺技术和水泥浆体系。     

防漏水泥浆体系在吉林油田严重漏失地层中的应用

海坨构造位于吉林油田松辽盆地南部中央坳陷,该地区下部地层裂缝发育,在钻井和固井过程中经常发生严重井漏和水泥浆低返事故,固井质量无法保证.在分析了该地区构造特征、裂缝性质及固井施工中存在问题的基础上,采取了以防漏水泥浆体系为主,结合小排量顶替的防漏固井工艺技术.室内评价和3井次的现场试验结果表明:以F27A为主的防漏水泥浆体系堵漏效果突出,其综合性能优于低密度水泥浆体系.F27A防漏水泥浆体系有效地解决了海坨地区严重漏失探井固井作业中水泥浆低返的技术难题,满足了该地区固井施工技术要求,显著提高了易漏地层的封固质量.     

低摩阻耐压防漏低密度水泥浆固井技术

长庆苏里格气田刘家沟组地层承压能力低,现有低密度水泥浆体系耐压性能差,受压后密度上升、流变性能差,施工压力高,易发生漏失,造成水泥浆返高不够、封固段固井质量差。为此设计研发了一种低摩阻耐压防漏低密度水泥浆体系,运用紧密堆积理论进行水泥浆四级颗粒级配,优选耐压性能优良的减轻材料,选用合适的外加剂形成低摩阻耐压防漏低密度水泥浆配方。水泥浆密度为1.25～1.35 g/cm3,范宁摩阻系数降低约50%;耐压性能良好,防漏效果明显,综合性能优良。开展混拌工艺研究,采用纯机械混拌工艺,混拌大样与小样性能吻合率达到99%,保证了混灰质量和效率。在苏里格气田试验应用4口井,固井施工正常,未发生漏失,固井质量合格;施工压力明显降低,固井质量显著提升,为低压易漏地层固井提供有力的技术支撑。      

吐哈油田葡北3-12井超长封固段固井技术

葡北3-12注气井位于吐哈盆地葡北构造带中断葡北1号构造．井深为3610m。针对该区块地层承压能力低，易漏失，油气水窜严重，常规固井方法无法满足固井要求的问题，该井采用三段三凝制、常规水泥浆和泡沫水泥浆体系固井，并采用重钻井液顶替技术．降低施工压力。该技术能保证固井候凝过程中井底压力平衡，施工安全。现场应用表明，采用常规水泥浆和泡沫水泥浆固井技术．提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量，解决了水泥返高不足的问题；并通过一次常规固井工艺实现了全井封固，简化了施工工艺，节约了成本，经济效益和社会效益十分显著。该井封固优质段累计达2600m，优质率达85％，固井结果良好。     

提高盐192区块大斜度井固井质量研究

盐192区块主要部署的是大斜度井和定向井,目的层承压能力低,漏失层位多。2020年采用一次上返和顶部补救的固井措施,固井施工中仍然普遍存在漏失,导致固井封固率偏低。通过优选低密度水泥浆体系,降低低密度水泥浆摩阻、优化固井施工排量、优化水泥浆浆柱结构等措施,有效降低了环空液注压力。2021年对盐192区块8口井的固井施工实践表明,漏失井口数和漏失量大幅降低,水泥浆全部返到表层套管脚以上216 m,大斜度井裸眼段封固率从2020年的81.27%提高到100%,实现该区块大斜度井固井一次上返。     

一次上返固井技术在天然气井中的应用

一次上返固井技术是解决天然气井长裸眼段固井的一项技术，优点在于缩短了钻井周期，降低钻井成本，消除了因使用分级箍而造成套管串承压能力降低等问题，气层段固井质量也得到了有效保证。一次上返固井技术主要难点是固井现场施工注灰量大，水泥浆性能要求高，固井过程中易发生泵压过大、蹩泵，留水泥塞等复杂情况。通过地质分析和现场调研，进行了大量试验，在搞清地层岩性及地层压力的情况下，成功研制出了GSJ低失水、稳定性好的漂珠低密度水泥浆体系和目的层使用的GSJ防气侵水泥浆体系及相配套的现场施工固井工艺技术，在大牛地气田成功应用于11口井的现场施工，目的层段固井质量优质率达100%，低密度段封固质量达到设计要求。由此在大牛地气田形成了一次上返固井相配套的井口压力控制及防漏控制工艺技术，获得了大牛地气田最低地层漏失压力、气层压力数据资料，为大牛地气田全面推广一次上返固井提供了技术支撑。     

低密度高强度水泥浆体系在苏丹1/2/4区块的应用

苏丹1/2/4区块中的4区面积较1区和2区大，是地层较复杂的区块，此区块的Zarap、Betinue和Baraka等层位地层压力系数低，固井施工中易发生水泥浆漏失，造成低返；地层成岩性差，易发生井塌，糖葫芦现象严重，固井施工中顶替效率低。并且这一区块的井普遍较深，封固段较长。苏丹1/2/4区块位于北纬5°～10°之间，天气炎热，年平均气温高，地温梯度高，给固井施工带来很大的困难。文章从地层资料、井身结构、固井工艺等环节进行分析、研究，经过大量的室内试验和现场应用，确定出性能优良的低密度高强度水泥浆体系，解决了该地区固井技术难题。     

高强度低密度水泥浆体系的研究

深井、高温井固井施工中水泥封固段顶底温差大，一次封固井段长，易发生水泥浆漏失、低返等问题，固井存在许多困难和风险。依据紧密堆积理论，研究出了低密度水泥浆体系并对其性能进行了综合评价。评价结果表明，该体系具有密度低、强度高，失水量小，流变性及稳定性好，耐高温、耐腐蚀及长效性等特性。现场应用200多井次，结果表明，使用该水泥浆体系，固井合格率为100％，优质率达90％，能有效解决长封固段低压易漏层油气井固井过程中的难点，保证了固井施工质量。     

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。     

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。      

ZG112深井低密度高强度韧性水泥浆固井技术

ZG112井是塔中1号气田的一口碳酸盐岩开发井。该井?200.03 mm套管单级全封固井中存在以下难点:①二叠系地层易漏失;②一次封固段长6 132 m,大部分井段井径不规则,水泥浆量大及钻井液替量大;③上下温差110 ℃,顶部水泥浆抗压强度发展缓慢。根据紧密堆积理论和颗粒级配技术,研制出低密度高强韧性堵漏水泥浆体系,密度在1.15~1.35 g/cm3范围内可调,稠化时间变化小,80 ℃、21 MPa、48 h条件下抗压强度可达到14 MPa以上,稳定性好,满足现场施工要求。同时研制了与水泥浆、钻井液相容性好的冲洗微锰加重隔离液,能够实现对井壁虚厚滤饼的有效清洗,预防水泥浆与钻井液的相互接触污染。结合1.88 g/cm3高密度水泥浆固井技术等配套措施,在ZG112井现场固井实践过程中未发生漏失,水泥浆一次性上返,固井质量合格率91.2%,优质率70%,有效解决了ZG区块低压易漏大温差长封固段固井难题。     

LD油气田深井全封固固井技术

LD气田预探井具有一次封固段长、温差大、易漏失等难点。现场应用高强低密度水泥浆体系,控制不同阶段的施工排量等方法,解决了低压油气层长封固段防漏、防窜问题,固井质量满足了开发和油气层保护的要求。     

平顶山盐穴储气库固井技术

平顶山盐穴储气库含盐地层厚度大,目的层埋藏深,泥岩夹层多,固井难度大、要求高。在分析前期固井施工过程中存在的易漏失、胶结质量差、未返出井口等难题的基础上,通过开展有针对性的盐水水泥浆配方优选、井眼准备、前置液优化、钻井和下套管施工等综合性技术措施的研究,保障了固井顺利施工和固井质量。PT1井是平顶山盐穴储气库的一口探井,该井生产套管一次封固井段长,井眼尺寸大,井筒条件复杂,通过采用综合性能好的抗盐水泥浆体系,避免了固井期间漏失问题的发生,解决了平顶山盐穴储气库固井难题,为该地区后续的固井施工提供了宝贵经验。     

磴探1井疏松砂岩油层?139.7 mm尾管固井技术

磴探1井尾管固井一次封固段长2 235 m,地层承压能力低,漏失风险大,井眼大且不规则,顶替效率难以保证;裸眼段下部油层段长、上部水层多、层间间断短,压稳难度大;疏松砂岩地层井壁与水泥浆胶结质量差,层间封隔易失效。通过提高地层承压能力、清洁井眼、降低固井施工漏失风险,优化浆柱结构、合理加放扶正器提高固井顶替效率;采用双密三凝水泥浆体系和环空加压工艺压稳油气水层;采用界面增强型冲洗隔离液和微膨胀韧性水泥浆体系提高二界面胶结质量。微膨胀韧性水泥浆体系浆体流动度22 cm,稠化时间在设计范围内且可调,滤失量小于50 mL,游离液为0,沉降稳定性0.01 g/cm3,膨胀率大于0.4%,弹性模量小于6.0 GPa,水泥石抗压强度发展迅速,24 h 抗压强度达30 MPa以上,满足深探井油层尾管固井技术要求,确保了磴探1井?139.7 mm尾管固井质量,为后续该区块深探井固井提供了技术借鉴。     

复杂深井固井技术在跃进区块的现场实践

塔河油田跃进区块油层埋藏深,技术套管长裸眼封固超过4 000 m、地层压力系统复杂、固井易漏失,生产套管下深超过7 000 m、井底温度高、施工压力高,水泥浆顶替效率难以保证。针对这些复杂情况,通过对前期井眼的准备、下套管技术控制,采用分级注水泥技术、正反注水泥技术、紊流+塞流复合顶替技术、优化水泥浆体系等措施,降低固井期间地层漏失的风险,同时还可以降低施工泵压,减小泵注设备的负荷,确保该区块固井质量,为后续钻进和油气开采提供了保障。     

莺歌海盆地高温低压定向井旋转尾管固井技术

南海莺歌海盆地某气田A15井是一口典型的高温低压定向深井,井底温度高、地层压力低、尾管固井环空间隙小,若采用常规尾管固井技术固井顶替效率低,易发生气窜和漏失,高温低压气层井段的封固质量难以保证。为提高该井尾管固井的质量,该井采用了旋转尾管固井技术和高温胶乳防气窜水泥浆体系,与优选出的油基钻井液冲洗液和隔离液配合,通过预测旋转扭矩和尾管的居中度,完成了该井高温低压储层段Φ177.8 mm尾管固井作业。高清扇区水泥胶结测井结果证实,该井尾管固井井段气水隔层和射孔井段封固质量达到良好,高压水层封固质量合格,与采用常规固井技术的邻井A9井相比,尾管固井质量大幅提高。A15井旋转尾管固井的成功,为南海莺歌海盆地高温低压定向井尾管固井质量的提高提供了一条新途径。