致密气藏超长水平段低摩阻水泥浆固井技术

长庆油田致密气藏超长水平段固井,存在裸眼段长、环空间隙小、流动摩阻压耗大和施工压力高,易发生漏失造成固井质量差和后期环空带压等一系列复杂问题,严重影响后续开采和单井产量。为此开发了低摩阻低密度水泥浆和低摩阻高强韧性水泥浆,来提高水泥浆的流动性,降低流动摩阻压耗、施工压力和漏失风险。低摩阻低密度水泥浆采用耐压性能优良的空心玻璃微珠做为主要减轻材料,提高体系的耐压性能,入井后保持较高的结构圆整度,有效降低摩阻压耗。低摩阻高强韧性水泥浆在常规高强韧性水泥浆的基础上,引入实心玻璃微珠和复合高效增强剂,在保证水泥石力学性能的基础上,提高了水泥浆的流动性能,降低了水泥浆的摩阻压耗。室内模拟实验表明,低摩阻低密度水泥浆较常规低密度水泥浆范宁摩阻系数由0.0593降低至0.0295,降低50.25%;低摩阻高强韧性水泥浆较常规高强韧性水泥浆摩阻系数由0.070降低至0.0414,降低40.86%。前期先导性试验应用表明,使用低摩阻水泥浆摩阻压耗降低明显,有效降低施工压力。采用低摩阻水泥浆并进行低摩阻高强韧性水泥浆分段梯度携砂设计,助力致密气藏5256 m超长水平段固井施工顺利完成,固井质量合格,为长庆致密气藏超长水平段固井提供有力的技术支撑。      

陇东探井固井技术研究及应用

针对长庆油田陇东区块探井油层跨度大、地层水活跃、延长组和洛河组易发生漏失的固井难题,研制出低温增强剂GZQ、复合减轻剂GJQ,形成了强触变短候凝耐温差水泥浆体系、低摩阻耐压防漏水泥浆体系及配套固井工艺。现场应用表明,陇东区块实施的110口井的固井质量合格率大于95%,强触变短候凝耐温差水泥浆体系可有效解决侏罗系油水层固井质量差的问题,低摩阻耐压防漏水泥浆体系可有效减少洛河组、延长组发生漏失的固井难题,为陇东区块后续大规模开发固井提供了可靠的技术支撑。     

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。     

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。     

提高黄湾区块水平井固井封固率技术研究

黄湾区块主要部署井型为二开水平井,目的层长7。区块长6、长7层承压能力极低,钻井过程通常发生不同程度漏失,由于水平段长,漏点较多,堵漏难度大,固井前均存在不同程度渗漏,导致固井普遍漏失严重,水泥浆低返,部分井正注返高低于2 000 m。由于补救效果存在不确定性,部分井正注与反挤未能有效衔接,上部延安组油水层固井质量差。本文从改善水泥浆摩阻及耐压性能方面入手,优选摩阻低、耐压性能好的玻璃微珠水泥浆体系及次纳米硅耐压低摩阻水泥浆体系,合理设计浆柱结构,优化施工参数,改善了区块漏失情况,2022年施工井正注水泥返高较2021年普遍返高提高800～1 200 m,对于漏失水平井固井有一定参考意义。     

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.     

复杂深井固井技术综合应用研究

综合分析了西部地区深井、超深井固井难题,提出了相应的水泥浆体系与固井工艺技术。针对川东北海相酸性气藏固井难题,优选了性能优良的高温防腐防气窜胶乳水泥浆体系,并利用分段气窜模型预测地层压稳状态,指导防气窜固井设计;利用紧密堆积理论,优选综合性能良好、可满足超高压地层固井施工要求的超高密度水泥浆体系,并在官深1井成功应用,最高密度达2.82 g/cm3,创国内水泥浆入井最高记录;研制筛选了性能优良的低密度水泥浆体系,解决了深井漏失的难题,针对普光气田二开一次封固段长、地层承压能力低难题,采用正注反挤固井工艺取得了良好效果。     

1.15 g/cm3超低密度水泥浆的研究与应用

针对鄂北工区低压、易漏失地层的固井难题,中原固井公司通过研发轻质水泥,优选高强空心玻璃微珠减轻材料,与超细微硅进行级配,建立三级级配模型,确立了超低密度设计构架。选用AMPS类降失水剂、低密度增强剂、早强剂、缓凝剂等外加剂优化浆体性能,研究出一套高强度超低密度水泥浆配方,该水泥浆适用温度为60~120℃,密度为1.15 g/cm3,失水量为40~42 mL,游离液量不大于1.0%,稳定性密度差为0,300 min内稠化时间可调,呈直角稠化;常压40℃下72 h水泥石抗压强度为12.1 MPa,满足现场施工需求。开展混拌工艺研究,建立了分级混拌工艺,混拌大样与小样水泥浆性能符合率达到了98%,保证了水泥浆性能的稳定。通过在鄂北大牛地区块D12-P42、D17-2及DK13-FP1井等3口井的应用,固井过程中没有发生漏失,固井质量合格率为100%,实现了井筒的完整性,为低压易漏地层固井提供了技术支撑。      

巴48-31井防漏堵漏水泥浆固井技术

巴48-31井是二连油田低压区块上的一口开发井,目的层段压力系数在0.3～0.4之间,钻井过程中在油层段的1225～1227 m及井深1305 m处发生2次漏失,发生井漏时钻井液密度仅为1.13 g/cm3;同时存在着油水外侵.在井温低、水泥用量小的情况下,决定采用防漏堵漏低密度水泥浆体系固井.该水泥浆体系在降低水泥浆密度的同时,通过在水泥浆中加入弹性防漏堵漏材料,以达到防止漏失的目的.现场应用表明,该防漏堵漏低密度水泥浆能够满足二连油田产层压力系数在0.3～0.4之间的低温易漏井固井的要求;施工顺利,未发现漏失情况;24 h后声幅测井,固井质量为优质.     

超低密度水泥浆固井技术的应用——以百泉1井为例

在对压力系数低、易漏地层,特别是裂缝型地层的固井作业中,采用常规密度的水泥浆进行固井极易引起井漏,造成固井失败或质量不合格。为此,根据准噶尔盆地西部隆起克百断裂带百口泉鼻隆构造上的百泉1井钻井复杂情况和地层情况,采用了2种超低密度水泥浆柱结构,以确保固井时上部防漏下部压稳,该井固井过程中无漏失,测井结果表明,低密度水泥浆固井质量合格。结论认为：①在压力系数低和有易漏地层存在的情况下,从固井设计到施工都应采用以“高效顶替、整体压力平衡”为核心的平衡压力固井工艺技术,控制环空形成的动液柱压力约大于地层压力和小于地层破裂压力;②正确选用和合理搭配固井施工压力、水泥浆密度和施工排量这3个参数,分析前期技术难点并制订合理的应对措施是保证固井成功的关键;③由于采用了超低密度水泥浆,降低了环空液柱压力与地层压力之间的正压差,减小了水泥浆的失水量,有利于保护油气层。     

ANACO浅层气固井气窜分析与固井工艺技术

ANACO气田位于委内瑞拉东北部,天然气储量丰富,约占委内瑞拉天然气总产量60%。但该气田具有储层结构复杂,气、水层自上而下分布广,地表以下分布着多套不同压力体系的气层,具有地层破裂压力低,孔隙压力高,安全压力窗口窄等特征;部分区块有高压气、水圈闭层,形成异常高压气窝和水带,能量大,压力高。钻井通常为五开井身结构,以封固不同压力体系地层。上部一开～三开浅层高压气固井,受地层承压能力限制,缺乏有效的井口环空压力补偿和控制手段,难以发挥多凝压稳水泥浆体系优势;上部井眼尺寸大,顶替效率低,易发生环空混窜,使水泥浆受到污染,加上水泥浆防气窜性能差及胶凝失重等因素的作用,导致固井封隔质量差,使环空气窜、井口冒气现象时有发生,严重影响气田开发。通过对水泥浆稳定性、静胶凝强度和SPN性能系数等防气窜能力的实验研究,控制水泥浆静胶凝强度发展的风险区间小于25 min、SPN小于3,并采取在大尺寸套管固井以0.55 m3/min的低排量进行塞流注替作业,以及套管外环空插管回注高密度防气窜水泥浆,置换混窜污染水泥浆并实现双凝压稳作用等工艺技术措施,取得了良好的防漏、压稳、防窜效果,成功解决了ANACO气田浅层气固井封固质量问题。      

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。      

关于非泡沫超低密度水泥浆体系应用的建议

由于中国存在大量的低压、易漏油气井,目前超低密度水泥浆体系在固井中的应用日益增多。由于减轻材料的密度小、抗破碎性能有差异以及超低密度水泥浆体系固液相的密度比低等原因,运用常规水泥浆体系的设计标准、实验方法、混浆操作会产生错误和问题,影响水泥浆性能的稳定,因此需要根据减轻材料的物性以及水泥浆设计密度对超低密度水泥浆体系现场试验及混浆方案做出针对性改善。从减轻材料、液固比、井下环境、抗压强度实验、水泥浆质量、混灰和转运过程以及现场混浆等方面,对超低密度水泥浆体系应用中出现的问题进行了探究,并分别提出了微珠的选择标准、液固比的最优窗口、井下环境的校正、强度实验方法的选择、水泥浆性能的控制、干灰质量保障措施以及LVF动态混浆系统等相关建议,对提高超低密度水泥浆体系固井作业的成功率有指导意义。      

新型低密度水泥减轻材料SXJ-1的研制及应用

针对超长封固段低压易漏层顶替压力高、固井风险大、易发生漏失和憋泵等问题,研制了新型低密度水泥减轻材料SXJ-1,并进行了现场应用。利用缩聚反应得到了改性环氧树脂并与活性SiO2、固化剂等复配开发出了新型低密度水泥减轻材料SXJ-1;以SXJ-1为减轻材料,根据紧密堆积理论,通过加入早强材料XC-1及具有水化活性的复合增强材料XE60S,配制出密度为1.3~1.5 kg/L的实心微珠低密度水泥浆,评价了该水泥浆的基本性能,分析了压力与搅拌速度对其密度的影响。结果表明,该水泥浆具有良好的基本性能,随压力及搅拌速度变化其密度也会发生变化,但其变化量在0.03 kg/L以内,且性能无明显变化,具有良好的承压能力及抗剪切性能。电镜扫描试验显示,该水泥浆形成的水泥石结构致密,无明显破碎渗水现象,有利于提高水泥石的综合性能。配制的水泥浆已在胜利油田应用30余井次,全部实现单级固井一次返至井口的目的,合格率达到100%。研究认为,新型低密度水泥减轻材料SXJ-1具有良好的承压能力及抗剪切性能,用其配制的实心微珠低密度水泥浆能够解决超长封固段低压易漏层的固井难题。      

顺北二叠系低压易漏井固井质量影响因素探讨

顺北油田二叠系地层孔隙裂缝发育,漏失压力低,完钻井固井漏失率为82%,井口反挤补救固井54.5%,导致固井质量不理想;为此,以该区域已施工井为参考依据,分别以地层承压能力识别方法、套管居中度评价方法、冲洗液紊流冲洗效果评价及井筒浆体匹配性计算为研究对象,系统分析了区域固井质量的内因。研究成果表明,二叠系地层漏失压力为62~67 MPa;在井径扩大率小于10%、井斜角低于0.3°时,扶正器间距可为55 m,而井眼质量较差时建议间距为22 m;前置液黏度偏高、隔离液与领浆性能参数不匹配导致前置液滞留井内,以及水泥浆提前返出井口,固井质量不理想。该研究成果为低压易漏地层漏失压降计算、扶正器安放间距设计及井筒浆体性能优化提供了系统研究的新思路,为解决该类固井难题提供了关键技术措施。      

长庆苏25断块低压易漏失气井固井技术

针对长庆地区苏25断块地层易塌、易漏、大量出水、目的层低压异常、漏失严重等复杂情况，采用正注反挤的固井方法与适宜的水泥浆技术（分段封固、梯度凝结），防漏失、防失重，压稳气层；在有效减少井底液柱压力防漏的基础上，使用不同堵漏材料，复合堵漏，防漏与堵漏结合，彻底控制住漏失；在调整水泥浆密度、抑制地层出水的基础上，改善水泥石内部结构，增加地层出水阻力，防洛河水腐蚀。经过数口气井的固井实践，该技术得到不断完善提高，积累了一些有益经验。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。