镇泾油田防窜固井工艺技术研究与应用.doc

镇泾油田防窜固井工艺技术研究与应用巢贵业 高春华（中石化华北分公司研究院 河南郑州)摘要：镇-泾油田目的层存在油水同 层、水层分布多、水层压力大、原油伴生气等特点，水泥浆在凝固期间受地层流体的侵蚀、冲刷、污染影响水泥浆的水化反应和强度发展，导致发生油气水窜影响固井质量通过 分析研究优选出适合本工区的水泥 浆体系和固井工艺技术措施，通过固井软件模拟确定最佳的施工参数，解决了 镇-泾油田油气水窜的问题，优质率由2005 年 28%提高到 88%，提高 60%合格率由 76%提高到 100%，提高 24%关键词：镇-泾油田 油气水窜 水泥浆体系 固井工艺技术 施工参数 固井质量镇泾油田是华北分公司在鄂南中生界石油勘探领域首次获得勘探权的区块，构造位置属鄂尔多斯盆地天环向斜南部，行政区属甘肃东部的镇原、泾川和崇县平均揭露地层2200 米，主要目的层为侏罗系的延９和三叠系的长６、长８，主力油层顶界在 1900m 左右从延安组到延长组都有水层存在，段长从几米到几十多米不等，其中直罗组存在高压水层其顶界在 1700.0m 左右井径扩大率基本上在 10%以内完钻泥浆密度为 1.10-1.14g/cm3。

二开井身结构：Φ215.9mm×2200m+Φ139.7mm×2198m2004 年镇泾油田共完成油层套管固井 38 井次，其中优质井为 9 井次，合格井为 30 井次，不合格井为 8 井次固井质量很难满足后续工程需要，是制约镇泾区块勘探发现的主要因素之一因此 2005 年对提高固井质量的工艺技术进行立项研究，利用研究的水泥浆体系和固井工艺技术截至到 2007 年 10 月，共完成油层套管固井 83 井次，其中优质井为 73井次，合格井为 83 井次，优质率由 2005 年 28%提高到 88%，提高 60%合格率由 76%提高到 100%，提高 24%一 提高固井质量的技术思路通过全面仔细的分析，影响镇泾区块的固井质量的主要原因是；现场顶替排量和套管居中度低顶替效率差，现场顶替排量大部分井在 1.7m3/min 左右，另外，现场目的层段套管居中度为 62%，非目的层段套管居中度仅为 26%；水泥浆稠化时间长（ 120 分钟左右） ，在低温度条件下，水泥浆的水化反应缓慢，形成网状结构的时间延长，给有机材料的溶涨占取空隙留下了充裕的时间，加之浆柱在液态控制失水时易粘附于渗透率较高的地层界面上，水泥硬化后该物质可逐渐的被水溶消，同时水泥浆凝固期间容易受地层流体的侵蚀、冲刷、污染从而影响水泥浆水化反应和强度的发展，同时现场领浆密度控制差，造成失重段增加压稳失效发生水窜。

因此针对影响固井质量的原因分析，首先利用测试、测井以及岩石力学机械参数等资料确定固井所用的合理的地层压力参数，其次采取低失水、零析水、微膨胀、短促凝、直角稠化的水泥浆体系，减少在压差作用下水泥浆的滤失量和微膨胀防止水泥浆体积收缩及水泥浆凝固期间受地层流体的侵蚀、冲刷、污染发生窜槽然后利用优选的地层压力参数和水泥浆体系，优选井内流体结构以及固井工艺技术和配套措施，使固井过程中和水泥浆候凝期间实现压力平衡二 防窜固井工艺技术通过影响镇泾油田固井质量的原因分析和提出的提高固井质量的技术思路，防窜固井技术主要有以下几个方面：1 水泥浆体系的研究 [1]通过室内和现场试验，研究的水泥浆配方及性能见表 1表 1 水泥浆配方及常规性能流变参数体系 类型密度g/cm3失水ml初始稠度 BC稠化时间 min过渡时间 min抗压强度 MPa n k(Pa•sn)领浆 1.30 150 10.0 120 30 3.0/24h 0.833 0.074GSJ尾浆 1.90 16 20 55 10 19/24h 0.954 0.069领浆 1.30 170 10 180 35 3.0/24h 0.999 0.795G306尾浆 1.90 15 16 58 11 22/24h 0.997 0.941GSJ领浆配方：嘉化 G 级水泥+漂珠+微硅+GQD+USZ+CH-3 GSJ尾浆配方：嘉化 G 级水泥+GCA+GSJ G306领浆配方：嘉化 G 级水泥+漂珠+G204 G306尾浆配方：G 级水泥+1.0% CaCl 2+2.0%G306备注 GQD：降失水剂；GCA 和 G204：早强剂； CaCl 2：促凝剂； G306 和 GSJ：降失水剂；USZ：分散剂；CH-3：缓凝剂 从表 1/表 2 可以看出，水泥浆体系具有高 流 变 性 （ n>0.7,k<0.1） 的特点、低摩阻、低紊流临界排量，现场很容易实现紊流顶替，能保证水泥浆的顶替效率；尾浆稠化和凝结过渡时间均很短,近似直角稠化，能很好的防治油气水窜发生，抑制水泥浆在凝固期间受地层流体的浸泡、侵蚀、溶涨。

2 井内流体结构 [2] [3]确定合理的井内流体结构前提条件是地层孔隙压力和破裂压力，其次是流体性质和目的层段水泥浆失重的压力损失井内流体结构满足的条件是施工时最大的动液柱压力小于地层破裂压力，水泥浆候凝期间尾浆失重时环空静液柱压力大于地层孔隙压力，防止窜槽和压漏地层因此采用的地层孔隙压力和破裂压力及目的层段水泥浆失重的压力损失是确定井内流体结构是否合理的关键⑴地层孔隙压力和破裂压力的确定利用 DST 测试、测井的机械力学参数、岩石力学实验和现场压裂等资料确定固井所需的合理的地层压力参数DST 测试镇-泾油田孔隙压力系数最小为 0.817，最大为 1.131机械力学参数测井确定的孔隙压力系数最小为 0.825，最大为 1.199破裂压力系数最小为1.568，最大为 2.23岩石力学实验确定的孔隙压力系数最小为 0.921，最大为 1.185破裂压力系数最小为 1.552，最大为 1.631现场压裂确定的地层破裂压力系数最小为 1.702，最大为 2.07因此考虑到安全系数和压稳系数的影响，同时参考相邻区块西峰油田的地层压力镇泾油田地层孔隙压力系数取 1.2，地层破裂压力系数取 1.55。

⑵水泥浆失重时最大压力损失计算模式 )DL/(96.0)DL/(104SGP ChCh3maxR 式中： —水泥浆失重引起的最大压降 ,MPa； —水泥浆胶凝强度，240Pa； SGL—封长 m ； —井径 mm ； —套管外径 mmhDcmaxRP⑶井内流体结构确定确定条件： faxGρpminρ由条件建立联立方程 Hρ0981.lρ0981. G0.fll. maxRkii f6k1iik1ii6 式中： —环空最大的动压梯度，g/cm 3； —环空最小的静压梯度，g/cm 3； maxρ in—储层破压梯度当量密度，g/cm 3； —储层孔隙压力梯度当量密度，g/cm 3；fGpρ—井内固井流体的种数； —第 种流体的密度，g/cm 3； —第 种流体的长度，m；ki il—分别是尾浆、过渡浆、领浆、前置液、完井液环空中的摩阻系数，Pa/m； —井深，if Hm；因此，由联立方程确定井内流体结构为：尾浆（密度 1.90g/cm3）×500m+过渡浆（密度 1.75g/cm3） ×200m+领浆（密度 1.30g/cm3）×1000m+前置液（密度 1.14g/cm3）×150m+泥浆3 配套工艺技术⑴顶替工艺技术注灰结束开始顶替时用 40L/s 紊流排量顶替，当井口压力达到预测值时降低排量顶替，严格控制井口压力；如果水泥浆现场校核试验能满足塞流顶替的要求时，当井口压力达到预测值时采用塞流顶替，避免环空动压过大压漏地层的风险。

从现场施工来看复合顶替的工艺技术切实可行，安全可靠2）施工参数优化通过 Schlumberger 固井软件仿真模拟和现场实施，确定注灰排量为 1.7m3/min，开始的紊流顶替排量为 2.4 m3/min，塞流顶替排量为 0.3 m3/min井口最大控制压力为8.0MPa采用优化的施工参数即能提高顶替效率，又能控制井漏的发生能保证固井质量 （3）合理加放扶正器，确保目的层段套管居中度大于 67%通过斯伦贝谢软件仿真模拟，确定扶正器的安放位置和套管居中度见表 2表 2 扶正器的安放位置和套管居中度井段 (m) 数量 加法 扶正器名称 类型 居中度 (%) 顶界 (m)1600.0 12 1/8 spring 51/2 46.6 650.01810.0 11 1/2 spring 51/2 93.2 1600.02200.0 39 1/1 spring 51/2 93.5 1810.0四 固井工艺技术评价1 水泥浆性能系数法 水水水306G.82/GSJ(06.23/)tt(BSPNBC30100≤SPN ≤3 防气窜效果好；3〈SPN〈6 防气窜效果中等；6〈SPN 防气窜效果差。

从计算结果来看，水泥浆性能系数 SPN <3，因此防气窜效果好式中：B：水泥浆 30min 失水量 ml：水泥浆稠度 100BC 时间 min ： 水泥浆稠度 30BC 时间 minBC10t BC30t2 胶凝失水系数法 [4] )129.(30.23)6.(5894.101.dqA)D(96.GELFgttftjcik1ii 21 lllh通过计算，采用 GSJ 和 G306 水泥浆体系时，其胶凝失水系数分别是 1.132/1.129，说明可以有效地防止固井后环空气窜的发生式中：GELFL-胶凝失水系数，小于 1 说明极易发生气窜大于 1 气窜的危险程度减小无因次； —第 种流体的密度，g/cm 3； —第 种流体的长度，m； 、 、 分别为尾浆长iρil clg度和油层深度，米 —气层当量密度,g/cm 3； 、 为滤网面积和井眼在水泥浆段的g tAj裸眼面积，cm 2； 为水泥浆体积压缩系数，2.6×10 -2m3/MPa； 、 为水泥浆静胶凝强fC1t2度达到 48Pa时和 240Pa的时间，min； 为 GSJ 和 G306 水泥浆在过渡阶段单位面积上的失tq水速率，0.135/0.139ml/( cm 2·min)。

五 现场应用1 应用效果2004 年在镇-泾工区共完成油层套管固井 50 井次（曙光区块共完成油层套管固井 41井次） ，优质井为 14 井次，优质率为 28%，合格井为 38 井次，合格率为 76%，不合格井为 12 井次，不合格率为 24%采用研究的防窜固井工艺后，截至到 2007 年 10 月，共完成油层套管固井 83 井次，其中优质井为 73 井次，合格井为 83 井次，优质率由 2005 年 28%提高到 88%，提高 60%合格率由 76%提高到 100%，提高 24%2 现场应用实例井号：红河 12 井；完钻井深：2195.0m；套管下深：2193.5m；目的层段平均井径：23.15cm；非目的层段平均井径：22.203cm；主力油层位置：2080-2110.0m；洛河组层位：994.0-1314.0m ；直罗组层位：1529.0-1694.0m井内流体结构： 2195.0 米-1880.0 米，1.90 的尾浆封固；880.0 米-1730.0 米 ，1.75 的过渡浆封固；1730.0 米-880.0 米，1.55 的领浆封固；880.0 米-730.0 米，前置液；730.0 米-井口，泥浆。

现场施工：（2005 年 9 月 8 号）注前置液 5.0 方；注水泥浆 33 方；替浆排量2.4m3/min；水泥车碰压 16.0 MPa；候凝 48 小时测声幅，固井质量为优质六 结论[1]地层压力和水泥浆失重最大压力损失是确定合理的井内流体结构的基础，预测的地层压力和水泥浆失重最大压力损失是比较合理的，能满足固井工程的需要[2]研究出的防气窜固井工艺技术和水泥浆体系具有良好的防气窜性能，能够很好的抑制油气水窜的发生，提高固井质量[3]克服本工区水窜现象不能单纯的从提高环空压稳当量液柱压力。