建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

功能性固井工作液研究进展

随着油气勘探开发工作的逐步深入以及向深层、复杂地层、非常规储层、海洋等领域的拓展,油气井固井难度显著增加,对固井后水泥环长期密封性能要求越来越高,固井工作液体系的研发及应用面临新的挑战。从长封固段大温差水泥浆体系、韧性水泥浆体系、防腐蚀水泥浆体系、稠油热采井固井水泥浆体系、自修复（自愈合）水泥浆体系、深水固井水泥浆体系及功能性前置液体系,总结了近年来固井工作液体系的技术进展。根据复杂井固井作业面临的挑战,从固井新材料及功能性水泥浆体系两方面提出了今后的攻关方向。      

浅层稠油井固井技术

南阳油田的浅层稠油分布面积大,深度一般为200～1000 m,常温下稠油粘度为9050～52000 mPa·s,钻井中井漏、井壁坍塌时有发生,钻井液密度难以控制,固井合格率一直在80%左右,优良率不到60%,固井质量严重影响了油田的产能建设和合理开发.经过对浅层稠油井固井技术的研究、试验,形成了一套适合于浅层稠油井固井的工艺技术措施和水泥浆体系.一般情况下,采用密度为1.90 g/cm3加砂双凝水泥浆体系,该体系性能满足了稠油井低温固井、后期高温注蒸汽开采作业的特殊要求;在30 ℃左右时,长段水泥浆稠化时间控制为90～120 min,短段为50～60 min,失水量小于50 Ml.经现场应用表明,该体系在南阳古城和井楼地区共固稠油井70余口,平均井深为400 m,水泥浆全部返至地面,固井质量合格率达96%,优良率达82%,取得了好的效果.     

河坝1井复杂条件下固井工艺技术

河坝1井在钻进过程中，先后遇到了大段的盐膏层、低压漏失层、高压天然气层等复杂地层．地层压力层系复杂，而且井眼深、封固段长．固井作业难度大。该井综合应用了多种固井工艺技术，根据全井固井施工的突出特点，从长封固段固井、高压气层固井和防止水泥浆污染的技术措施3个方面．总结分析了固井施工的难点以及采取的固井工艺技术措施，包括双级固井、应用防窜高密度水泥浆体系、膨胀管封隔高压气层、平衡压力固井等．并对固井质量进行了评价分析。该井固井施工顺利．固井质量合格，对复杂条件下的深井和高压气井的固井施工具有一定的借鉴意义。     

不同密度双凝水泥浆固井技术在青西油田的应用

针对玉门青西油气层压力高，多套油气水层共存、长封固段的气窜，井与井之间井温差别大的固井难点，从水泥浆体系、外加剂和水泥浆性能等方面进行了系统研究，提出了下部采用加砂高密度速凝浆封固，上部采用低密度缓凝浆封固的水泥浆固井技术。在窿110井φ244．5技术套管固井和青2—23井φ177．8-φ139．5mm复合油层套管固井中的应用获得成功，两口井固井质量全为优质。     

井楼油田复杂井固井技术

井楼油田稠油油藏埋深浅,稠度大,需进行蒸汽吞吐才能开采。由于长期注水、注汽开采,导致地层水十分活跃,井下动态干扰大,在钻进过程中经常发生溢流、井涌、气窜,影响固井质量。采用管外封隔器工艺与快凝早强膨胀水泥浆体系,并配合其他固井技术措施如用低密度水泥浆替代“清水”用作冲洗液、采用小排量进行替浆和优化固井设计相结合,有效地解决了井楼油田稠油浅井复杂井的固井质量差的难题。     

粉煤灰低密度水泥浆在塔河油田简化井身结构井中的应用

塔河油田90%以上的开发井采用了简化井身结构,这类井第二级固井封固段长,在采用常规水泥浆固井作业时,容易发生施工和候凝过程水泥浆漏失,返高达不到固井设计要求,最终导致固井质量差,严重影响后期完井作业,油井寿命降低。基于粉煤灰配方的室内实验,研制了低密度水泥浆,从根本上解决了塔河油田简化井身结构井第二级返高不够和固井质量差的难题,并在该油田取得了良好的应用效果。     

利用矿渣MTC技术解决复杂地层固井难题

分析了矿渣MTC浆失水、稠化时间、抗压强度、流变性、静胶凝强度发展等性能特点及技术优势，并与常规水泥浆进行了对比分析，认为矿渣MTC体系大部分性能指标优于水泥浆体系，可以满足现场固井技术要求。应用矿渣MTC固井技术解决了低压易漏失井、高压气井、调整井、长裸眼长封固段及复杂压力体系固井等固井技术难题，固井质量明显优于常规水泥浆固井。     

深层复杂井固井技术在南堡3-20井的应用

冀东南堡3-20井是冀东油田南堡3号构造的一口重点预探井,在油层固井过程中存在井眼质量差、井底温度高、油气显示活跃、水泥封固段长、井漏等问题,固井面临挑战。通过分析影响固井质量的主要因素,采用强化井眼准备、优选水泥浆体系、科学计算环空液柱分布和提高顶替效率等措施,较好地解决了该井的固井难题,形成了一套深层复杂井的固井关键技术。南堡3-20井固井技术的成功应用,对同区块同类型的深层复杂井固井具有借鉴意义。     

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。     

河南油田稠油井一体化固井技术研究

针对河南油田稠油井第二界面汽窜问题,开展了油井水泥-泥饼-地层整体胶结一体化固井技术研究。该技术是在不改变现有钻井液、水泥浆体系及性能的基础上,采用化学方法实现水泥环-泥饼-地层的整体胶结,达到大幅度提高固井第二界面胶结强度的目的。通过室内配伍性实验及胶结强度测试,证实了泥饼改性剂(GM-Ⅰ)、凝饼形成剂(GA-Ⅱ)与钻井液、水泥浆配伍良好,水泥环-泥饼-地层的整体胶结作用使固井第二界面胶结强度提高到200%以上。6口井的现场应用表明,固井第二界面胶结质量较邻井显著提高,解决了稠油井第二界面汽窜问题。     

动态复杂压力下的水泥浆体系及性能评价

为了提高渤海油田动态复杂压力体系下的调整井固井质量,满足注水泥期间周边注水井不停注的要求,针对压力体系紊乱复杂、储层段固井质量差、层间封隔不良等固井难题,利用自主设计研发的抗动态水分散性能评价装置、界面胶结防窜性能测试装置和塑性体体积测试装置,形成了适用于动态复杂压力下的水泥浆防窜性能综合评价方法。通过抗动态水分散剂、膨胀剂、增韧剂以及缓凝剂等外加剂材料的评价与优选,开发出一套适用于渤海油田动态压力体系固井的新型防窜水泥浆体系,该水泥浆较目标区块原始体系抗压强度提高18.6%、胶结强度提高28.7%、抗水窜压力提高60.8%。在蓬莱油田完成了4口井的现场应用,固井质量较邻井提高22.3%～37.5%。应用表明,新型防窜水泥浆体系具有优良的防窜性能,可大幅提高复杂压力体系下的调整井固井质量,满足注水泥期间注水井不停注的要求,推广应用前景广阔。      

渤海湾埕海新区水平井固井配套油气层保护技术

渤海湾埕海新区沙河街组砂体是已探明的浅层稠油油藏,计划钻8口水平井,采用筛管完井,φ244.5 mm技术套管水平段已进入沙河街组储层。在前期勘探井作业过程中,高孔-高渗砂岩层漏失、水泥浆滤液渗透及套管偏心边底水窜流对储层污染严重。为保护油气层,优选应用密度1.50 g/cm3的纳米基低密度低失水水泥浆,游离液和密度差为0,水泥石24 h强度不小于17.9 MPa,失水量不大于38 mL,高于标准要求24%以上。优选应用φ244.5 mm新型一体式弹性扶正器,无应力薄弱点,较普通扶正器其复位力增加25%,起动力降低27%,使套管居中度提高57%以上。综合形成了适合埕海新区水平井固井的配套油气层保护技术,现场应用6口井,固井未发生漏失、水层窜流,固井质量优质,并获高产油流,有利于该区域油气资源的进一步生产开发。      

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。      

油基钻井液下水泥浆抗污剂的研究与应用

针对目前油基钻井液下水泥浆易被污染,固井质量难以保证的问题,运用实验方法结合理论分析,开展了抗污染水泥浆体系的研究。利用人工岩心法证实了油基钻井液对固井质量有较大影响,特别是对二界面胶结强度影响最大。通过实验分析了基础水泥浆被油基钻井液污染后性能的变化,研制出了一种主要成分为烷基酚聚氧乙烯醚的抗污染剂Anti-P。室内实验结果表明,将1%抗污剂Anti-P加入水泥浆中,在水泥浆被少量油基钻井液污染后（小于10%）,水泥浆性能不受影响,保证了固井质量。将其在多口井进行应用,效果良好。该成果填补了目前抗污染水泥浆体系的空白,值得进一步研究推广。      

适合海上低渗气田水平井固井的柔性水泥浆体系研究

海上低渗气田利用常规手段难以有效开发,一般需采用水平井、分支井固井后射孔加大型压裂技术进行完井,其固井质量直接影响后期增产的效果和气田产量。为保证海上低渗气田水平井段良好的固井质量,设计了柔性水泥浆体系。室内对该水泥浆体系进行了试验评价研究,结果表明:柔性水泥浆体系较普通聚合物低密度水泥浆体系具有失水低、流变性好、体系稳定、强度发展迅速、防窜性能强、韧性高的优点,能够有效满足水平井、分支井固井作业,保证海上低渗气藏后期开发对固井质量的需要。     

开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术

油层套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。然而侧钻井固井时由于环空间隙小,固井过程中水泥浆上返摩阻大,环空当量密度大大增加,经常压漏地层,导致水泥浆漏失低返;另外受井眼尺寸的限制,套管居中度差,水泥浆易窜槽,其固井质量严重制约了侧钻井技术的应用前景。从水泥浆密度和性能上考虑,研制了低密度低摩阻水泥浆,通过降低水泥浆密度来减小固井时的液柱压力,同时配套采用综合技术措施,在现场多口井进行应用,固井质量显著提高。探索出一套适合华北油田特点的提高侧钻井固井质量技术,实践证明该技术是切实可行的。     

超高温固井水泥浆降失水剂的合成与性能

为实现超深井与复杂井超高温固井水泥浆体系的构建目标,突破常规固井水泥浆降失水剂的超高温控失水瓶颈,研制开发了超高温水泥浆降失水剂F-SHT,并对其进行了结构表征与性能评价。结果表明,F-SHT的数均分子量为21 475 Da,表观黏度低,不影响水泥浆的配制;在温度达到294℃时开始发生明显热失重,表明其分子链热稳定性良好;有效控失水温度可达240℃且可抗饱和盐水,采用水泥浆静态失水量评价方法,测得240℃/6.9 MPa下饱和盐水水泥浆API失水量为38 mL。测试了F-SHT在水泥浆体系中的综合性能,停开机、稳定性与API失水评价结果均合格。F-SHT在河探1井Φ177.8 mm尾管固井中成功应用,结果表明F-SHT现场适应性良好,固井质量良好,同时为超深层油气资源的勘探开发提供了有力支撑。     

高强度低密度水泥浆固油层技术

常规低密度水泥浆固井中存在水泥石抗压强度低、水泥浆游离液含量大、浆体稳定性差等突出问题,满足不了油层固井需要。为保护油气层、提高固井质量,通过深入研究,从筛选和优化水泥、外掺料及配伍外加剂入手,开发了高强度低密度水泥浆体系;并通过采取新工艺、强化技术措施,有效解决了油层固井中遇到的一系列问题,在中国科探1井、4000 m以上深井、煤层气井以及浅层稠油井等40余口井进行了油层固井作业,固井一次成功率100%,质量优良率90.5%,达到了满意的效果。