大港油田產(chǎn)能井固井質(zhì)量技術(shù)研究與應(yīng)用

吳 華，唐世忠，梁新欣，鄭麗娜，張學(xué)強

（中國石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港300280）

固井是油氣井建井過程中的一個重要環(huán)節(jié)，而固井質(zhì)量的好壞直接關(guān)系到試油方案制訂、油水井能否正常投產(chǎn)投注、油氣產(chǎn)量以及油水井的壽命等一系列問題。大港油田產(chǎn)能建設(shè)正面向深層、老油田開發(fā)，深層高溫及老油田的壓力系統(tǒng)紊亂給固井帶來了新的挑戰(zhàn)，因此開展了提高固井質(zhì)量對策技術(shù)研究。

1 固井質(zhì)量問題及影響因素分析

1.1 固井質(zhì)量存在的問題

為了定量評價固井質(zhì)量，分別計算油頂?shù)接偷渍麄€油層段一界面、二界面固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率和合格率，2011至2012年735口井的固井質(zhì)量情況如下：一界面合格率大于85%，但是二界面固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率不足51%。產(chǎn)能井固井質(zhì)量總體表現(xiàn)為固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率低，二界面膠結(jié)質(zhì)量難以保證，層之間容易竄通。

1.2 固井質(zhì)量問題影響因素

（1）調(diào)整井流體竄流影響固井質(zhì)量。大港油田港西、港東、棗園、王官屯等油田的調(diào)整井經(jīng)長期的注水開發(fā)，高壓層、常壓層、低壓層多種壓力體系并存，壓力系統(tǒng)紊亂，地層流體處于活動狀態(tài)［1］，表現(xiàn)為鉆井、固井過程中復(fù)雜情況較多。以港西油田為例，2012年完鉆的23口井中有7口井鉆井過程中發(fā)生油氣水侵、4口井井漏，鉆井液密度最高為1.51 g／cm3（平均井深1 252 m），水泥漿候凝過程中高壓層流體向低壓層及水泥漿中竄流，影響固井質(zhì)量。

（2）鉆井液體系及性能影響固井質(zhì)量。大港油田80%以上的井應(yīng)用的是以聚合物、抑制性、硅基防塌這三種含固相鉆井液體系，體系普遍存在著固井含量高、膨潤土含量高的問題，見表1。研究證明，膨潤土含量高會使形成的虛泥餅厚度增加［2］，如果虛泥餅不能夠被沖洗干凈，那么隨著泥餅厚度的增加，界面的膠結(jié)強度會降低［3］，從而影響固井質(zhì)量。

表1 膨潤土含量的設(shè)計值與檢測值對比

（3）低溫混配水泥漿影響固井質(zhì)量。從大港油田2012年1－12月份固井質(zhì)量圖中（圖1）可以看出，冬季固井質(zhì)量合格率明顯偏低。分析原因主要有3個方面：①冬季配漿溫度低，水泥漿流變性能差；②入井水泥漿溫度低，對井筒起到了明顯的降溫作用，導(dǎo)致循環(huán)溫度降低［4］，延長稠化時間，不利于防竄；③低溫會降低外加劑的溶解以及外加劑功能的發(fā)揮。

（4）深層高溫油藏固井質(zhì)量難以保證。大港油田2011年完鉆井深大于4 000 m的6口高溫深井，二界面固井質(zhì)量合格率33.1%，優(yōu)質(zhì)率12.7%，固井質(zhì)量差。主要原因有兩方面：①高溫深井目的層多為高壓低滲特低滲地層，且封固段長一般大于1 600 m，水泥漿候凝期間易發(fā)生油氣侵；②地層溫度高（大于120℃），封固段上下溫差大于50℃，常規(guī)加砂水泥漿難以保證固井質(zhì)量。

圖1 2012年固井質(zhì)量情況

2 提高固井質(zhì)量對策研究及應(yīng)用

2.1 縮短稠化時間，提高固井質(zhì)量

針對調(diào)整井流體竄流問題，縮短水泥漿稠化時間，提高水泥漿體系的防竄能力。水泥漿的稠化時間是指水泥漿稠度達(dá)到100 BC所需的時間。實踐表明，縮短稠化時間可以減少未凝固的水泥漿與地層流體的接觸時間，降低地層流體對水泥漿性能的影響，有利于提高固井質(zhì)量，見表2。

表2 港西油田相鄰井固井質(zhì)量情況對比

港西油田2012年完鉆井的稠化時間平均比2011年縮短了27 min，二界面優(yōu)質(zhì)率提高了15%，表明縮短稠化時間有利于提高固井質(zhì)量。因此目前大港油田產(chǎn)能井生產(chǎn)套管稠化時間均由施工時間＋60 min縮短至施工時間＋30 min。

2.2 優(yōu)選鉆井液體系，提高固井質(zhì)量

有利于提高固井質(zhì)量的鉆井液應(yīng)該具有以下特點：①流變性好、切力低，容易被頂替；②抑制性強，能夠保證良好的井眼質(zhì)量；③泥餅質(zhì)量好，利于水泥漿和地層膠結(jié)。

大港油田近兩年開展了硅基防塌鉆井液優(yōu)化為鉀鹽聚合物鉆井液體系的試驗。F25－46斷塊同期開鉆的兩口鄰井，分別使用了硅基防塌鉆井液體系和鉀鹽聚合物鉆井液體系。室驗結(jié)果和應(yīng)用情況表明：鉀鹽聚合物鉆井液體系粘切低，流變性好；巖屑回收率高，且現(xiàn)場返出的巖屑粒徑規(guī)則，沒有大的掉塊，形成的井眼井徑更規(guī)則，表現(xiàn)出較強的抑制性；膨潤土含量低，形成的泥餅較薄，有韌性，更有利于保證固井質(zhì)量。使用鉀鹽聚合物鉆井液體系完鉆的F25－42井固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率提高了52.6%，該體系在其他區(qū)塊應(yīng)用也取得了較好的效果，二界面的優(yōu)質(zhì)率提高了66%，表明鉀鹽聚合物鉆井液體系有利于提高固井質(zhì)量，見表3。

表3 相鄰井不同鉆井液完鉆井固井質(zhì)量對比

2.3 提高配漿溫度，確保冬季水泥漿體系的流變性能

為了研究配漿溫度對水泥漿性能的影響，分別測定大港油田在用的新型聚合物高溫水泥漿、膠乳水泥漿體系在不同的配漿溫度下的流變性能。實驗方法是將水泥混灰和配漿水，放入冰柜模擬冬季地面溫度，按API標(biāo)準(zhǔn)配漿后立即測定水泥漿在該溫度下的流變性能。結(jié)果表明，兩種水泥漿體系表現(xiàn)出相同的規(guī)律，配漿溫度小于15℃，水泥漿體系的流變性差，因此建議配漿溫度大于15℃。保障措施是在配液站將配漿水加熱30℃以上，水罐運輸車安裝保溫套或安裝自加熱裝置，延緩水溫下降速度。

2.4 優(yōu)選新型聚合物高溫水泥漿體系［5－6］

新型聚合物高溫水泥漿體系配方：G級＋石英砂＋微硅WG＋降失水劑G33S＋緩凝劑GH－9＋膨脹劑G401＋分散劑GF－1

該體系的優(yōu)點是抗溫性能較好，最高抗溫可達(dá)到160℃，降失水劑通過分子鏈?zhǔn)奂顾酀{形成致密濾餅來降低失水，水泥漿所形成的濾餅可以有效改善第二膠結(jié)面提高膠結(jié)強度，從而有效提升固井質(zhì)量。

為了評價體系的性能，根據(jù) GB／T 19139－2003《油井水泥試驗方法》開展實驗，通過改變不同外加劑的加入量，測試水泥漿體系在高溫（循環(huán)溫度130℃）下的各項性能。實驗結(jié)果表明，該水泥漿體系在高溫下稠化曲線比較穩(wěn)定，同時稠化時間易于調(diào)整，呈直角稠化；通過加入WG，自由水可降為零；同時膨脹劑可明顯提高水泥石的界面膠結(jié)強度，適用于高溫深井固井。

新型聚合物高溫水泥漿體系在濱深8井區(qū)、塘沽油田、板南深層、房25－46等區(qū)塊廣泛應(yīng)用，固井質(zhì)量取得了較好的效果，與2011年井深大于4 000 m的井相比，2012年使用新型聚合物高溫水泥漿體系固井后二界面優(yōu)質(zhì)率平均提高了40%，見表4。

表4 新型聚合物抗高溫水泥漿體系固井質(zhì)量情況

3 結(jié)論

（1）縮短稠化時間可以減少竄流對水泥漿性能的影響，有利于提高調(diào)整井固井質(zhì)量。

（2）強抑制性鉆井液體系流變性好、抑制性強、泥餅質(zhì)量好，有利于提高界面膠結(jié)強度。

（3）配漿溫度大于15℃能夠保證水泥漿體系的流變性，有利于保證冬季固井質(zhì)量。

（4）新型聚合物高溫水泥漿體系在高溫條件下性能穩(wěn)定，失水小，防竄性能強，對高溫深井有較好的適應(yīng)性。

［1］ 舒秋貴.注水區(qū)塊調(diào)整井固井水侵機理研究［J］.西部探礦工程，2004，9（3）：72－74.

［2］ 周風(fēng)山，趙明方.泥餅厚度影響因素研究［J］.西安石油學(xué)院學(xué)報，1999，14（5）：26－28.

［3］ 楊智光.固井封固理論與應(yīng)用技術(shù)［D］.黑龍江大慶：大慶石油學(xué)院，2007.

［4］ 劉洋，艾正青，李早元，等.注水泥循環(huán)溫度影響因素探討［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2012，34（1）：154－158.

［5］ 劉崇建，黃柏宗，徐同臺.油氣井注水泥理論與應(yīng)用［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001.