委内瑞拉MPE3稠油田固井工艺技术探讨.doc

委内瑞拉 MPE3 稠油田固井工艺技术探讨摘 要：MPE3 是委内瑞拉奥里诺科重油带一个重质油田，储层浅，原油高密度、高粘稠、高含硫，上覆泥岩疏松，裂缝发育，储层砂岩，渗透率高以往冷采作业，对固井质量要求不高，但采收率低为提高采收率，将逐渐转为热采方式，对固井质量和水泥抗高温能力提出高要求，固井采用耐高温水泥和硅酸钠前置液等工艺措施，改善水泥界面胶结质量和水泥环抗高温强度衰减能力 关键词：稠油热采；强度衰减；硅酸钠；固井；前置液 0 引言 NPE3 是委内瑞拉 CARABOBO 区域内一个重质油田，储层浅，上覆泥岩疏松，裂缝发育，承压能力低；储层砂岩孔隙度高；原油高密度、高含硫、高粘度钻井采用三开井身结构：￠339.7mm 表套×±150m+￠244.5mm 技术套管×±1200m+储层筛管完成以往稠油冷采对水泥封固质量和性能要求低，常规水泥浆体系即可满足冷采要求为了提高采收率，逐渐转为稠油热采方式稠油热采蒸汽注入压力通常为 12.5～17.2MPa，温度 300～350℃，对环空水泥封固质量和抗高温强度衰减能力提出了较高要求 　　1 影响稠油热采井封固质量和寿命的因素分析 油井水泥从混浆便开始发生水化反应，在常温～110℃的较低温度区间内，水泥水化反应生成发挥胶结作用的硅酸钙 C2SH2 和强度作用的 Ca（OH）2，形成高强度的水泥石。

当温度超过 120℃后，起胶结作用的 C2SH2 便衍生为较低一级胶结能力的 C2SH（B） ，随温度向 150℃、200℃、250℃、300℃乃至更高温度不断攀升，次级胶结能力的 C2SH（B） ，便依次逐渐蜕变成更低级胶结力的 C2SH（C）?KC3SH2?KC3AS2H2 等，而高胶结能力的 C2SH2 和相对较高胶结力的 C2SH（B）及 C2SH（C）随温度升高而不断衰退减少，直至全部消失，水泥石孔隙度、渗透率随之逐渐增大，最终水泥胶结能力完全丧失，强度衰减为“零” ，环空水泥环密封性彻底失效，这就是水泥高温强度的衰减过程热采井注热蒸汽温度高达 300～350℃，普通硅酸盐水泥强度的急剧衰减，固井难以满足热采作业要求 地层疏松，井壁稳定性差，井壁脱落、坍塌和大斜度段钻进，井筒形成糖葫芦状或椭圆形井眼轨迹套管在重力和侧向力作用下，贴向斜井段下缘井壁，使套管在井筒内居中度低，固井顶替效率差，钻井泥浆滞留，导致水泥浆窜槽；固井水泥浆的自由水在大斜度井段套管外环空上缘产生自由水带，形成窜流通道等，环空水泥失去完整性，导致环空密封性差，难以满足高压注采作业封固质量要求 低承压能力地层，易导致固井施工漏失，水泥返高和封固质量难以保证。

混油或油基钻井液体系，泥饼亲水湿润性差，水泥界面胶结能力低，固井?|量受影响 2 解决热采井问题的固井工艺技术 2.1 采用抗高温强度衰减的水泥浆体系 在缺乏耐高温铝酸盐水泥情况下，固井可通过向硅酸盐水泥中加入一定比例的石英砂 SiO2（即：硅粉） ，降低水泥中的钙/硅（Ca/Si）比，延缓水泥高温强度衰减速率，延长热采井水泥封固寿命石英砂加量，温度越高加入比例应越大，通常为水泥量的 30%～40%为宜砂量增加水泥石强度则相应下降，钙硅比（Ca/Si）也相对降低，高温强度衰减速率则相应减缓，水泥环的封固有效期将相对延长因此，MPE-3 重质稠油田，在满足热采井环空水泥强度的基础上，将加沙量确定在 45%，利于延长热采井的使用寿命 介于地质承压能力低，大斜度井或水平井情况，固井可采用低失水、 “零”析水，双凝双密度抗高温水泥浆体系以降低环空水泥浆液柱压力，防止施工井漏；避免大斜度井段环空上缘出现自由水带，以提高环空水泥的完整性 （1）低密度抗高温水泥领浆，封固上部疏松裂缝性泥页岩层，降低水泥浆液柱压力，防止固井施工井漏水泥浆配方及性能要求：“B”或“G”级油井水泥+45%硅粉+减轻剂+悬浮稳定剂+降失水剂+消泡剂。

密度1.50～1.65g/cm3，失水。