卡拉贊巴斯油田淺層調(diào)整井防竄固井技術(shù)

韋庭叢郭小陽程小偉辜 濤王升正楊雨佳（.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，四川成都 60500；.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 60500）

引用格式：韋庭叢，郭小陽，程小偉，等.卡拉贊巴斯油田淺層調(diào)整井防竄固井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：49-53.

卡拉贊巴斯油田淺層調(diào)整井防竄固井技術(shù)

韋庭叢1郭小陽2程小偉1辜 濤2王升正1楊雨佳1
（1.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，四川成都 610500；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500）

引用格式：韋庭叢，郭小陽，程小偉，等.卡拉贊巴斯油田淺層調(diào)整井防竄固井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：49-53.

摘要：卡拉贊巴斯油田老區(qū)淺層調(diào)整井固井后存在聲幅測井質(zhì)量合格率低、環(huán)空帶壓嚴(yán)重的問題，分析其原因是由于前期水泥漿設(shè)計指導(dǎo)原則脫離油田實際。針對現(xiàn)場實際要求，通過去掉降濾失劑、減少分散劑使用、選擇合理實驗溫度、優(yōu)化外摻料配比等措施調(diào)整水泥漿配方，調(diào)整后的低溫早強(qiáng)水泥漿體系稠化時間、終凝時間可分別控制在2 h、4 h以內(nèi)，8 h強(qiáng)度可達(dá)3 MPa以上。對調(diào)整后的水泥漿體系進(jìn)行了8井次的現(xiàn)場應(yīng)用，固井合格率由前期的69%提高到90%以上，基本上解決了該油田薄油層、薄隔層、活躍水層調(diào)整井固井難題，為油田的高效開發(fā)創(chuàng)造了良好條件。

關(guān)鍵詞：固井；低溫；淺層調(diào)整井；水泥漿；卡拉贊巴斯油田

卡拉贊巴斯油田位于哈薩克斯坦阿克套市西北向260 km，距里海約15 km。該油田于1973年投入開發(fā)，目前已進(jìn)行了二次加密調(diào)整井布置，油田采用兩開兩完井身結(jié)構(gòu)，表層套管下深170 m封固120 m處淺層水，油層套管下深至井底一次封固全井。油田經(jīng)過長期的注水、注氣開采，大部分油層含水率達(dá)80%以上，調(diào)整井固井難度加大，固井質(zhì)量難以保證。隨著調(diào)整井比例的逐年增加，由此帶來的調(diào)整井固井質(zhì)量問題也更加突出，主要表現(xiàn)為：測井聲幅不過關(guān)，試壓一次成功率過低，氣竄導(dǎo)致的井口帶壓現(xiàn)象普遍。對于淺層調(diào)整井固井，需要解決的主要問題是固井后能夠有效防止發(fā)生互竄，保證薄油層、薄隔層、活躍水層有效封隔。因此，通過實地跟蹤作業(yè)考察，對油田情況進(jìn)行了全面分析，認(rèn)為現(xiàn)用水泥漿體系“防漏、壓穩(wěn)、高穩(wěn)定性、低濾失控水”設(shè)計原則脫離了現(xiàn)場實際要求是發(fā)生環(huán)空帶壓的主要原因。從防竄機(jī)理入手，調(diào)整優(yōu)選了適合卡拉贊巴斯油田地層特點的低溫早強(qiáng)水泥漿體系，現(xiàn)場應(yīng)用取得了良好效果，有效地解決了該油田井口帶壓、試壓不合格、測井聲幅評價差的固井難題。

1　地質(zhì)特點及開發(fā)現(xiàn)狀

卡拉贊巴斯油田自下而上依次發(fā)育古生代、中生代和新生代地層，受多期構(gòu)造運動影響，地層剝蝕嚴(yán)重。儲層由下白堊統(tǒng)的A、B、V、G、D1等5個小層和中侏羅統(tǒng)的D2、J1、J2等3個小層組成，含油層段厚度超過200 m。共發(fā)育3套含油層系：第1層系包括A、B、V共3個小層，第2層系包括G、D1 共2個小層，第3層系包括D2、J1、J2共3個小層，主力油層是A、G、D1、J1和J2共5個小層。中侏羅統(tǒng)J1、J2層，埋深約390~500 m，最大地層厚度125 m。下白堊系地層埋深約480 m，A、G、D1三個主要產(chǎn)層分別位于200~240 m、330~350 m、440~480 m左右，全區(qū)分布廣泛。含油層平均有效厚度18.4 m，平均孔隙度34.3%，滲透率150~2 000 md，含油飽和度66%~72%，為典型中高孔隙度高滲透性砂巖儲層。另外，淺層有游離天然氣和淡水層，油田內(nèi)分布區(qū)域不詳，主油層膠結(jié)疏松，伴生溶解氣容易釋放。

布井依據(jù)70年代遺留井網(wǎng)，通過加密井提升產(chǎn)能，300 m井距井網(wǎng)可部署生產(chǎn)井120口，局部井網(wǎng)不完善。全部產(chǎn)區(qū)采用注水與注氣方式補充地層能量，但達(dá)不到恢復(fù)原始值，地層壓力下降2 MPa，層間壓力分布不均勻。采空區(qū)因孔隙虧空和高連通性而出現(xiàn)井漏，屬于滲透性漏失。地層巖性含水率高，巖性為松軟、弱膠結(jié)的海灘淤泥沉積，泥質(zhì)含量高，膠結(jié)系數(shù)低，局部連通性強(qiáng)，有鄰井鉆井液竄通現(xiàn)象。部分區(qū)域受底水的影響，油層水淹嚴(yán)重，制約了開發(fā)效果［1-3］。

2　固井難點

（1）目的層埋藏淺，循環(huán)溫度低，水泥漿強(qiáng)度發(fā)展緩慢。該油田目的層埋深360~480 m，含有4個薄油層，局地缺失一層。油層溫度32 ℃，井底循環(huán)溫度僅24 ℃，低溫下水泥漿強(qiáng)度發(fā)展緩慢，易受到動水和淺層氣干擾。固井施工時間短，從注水泥到替漿結(jié)束僅需30 min，且為防漏采用雙密度水泥漿體系，水泥漿面難以控制，對薄差層封固難度大［4-6］。

（2）地層巖性差，層間壓差大，固井中壓穩(wěn)與防漏矛盾突出。封固段地層巖性為中高滲透率砂巖，滲透率高達(dá)150~2 000 mD，而蓋層多為泥巖，鉆進(jìn)過程中遇水易膨脹垮塌形成大肚子井眼和糖葫蘆井眼；且同一口井的縱向剖面上交互存在高、低壓層（含氣層）與欠壓層，存在防漏與壓穩(wěn)的矛盾［7-10］。目前為了防漏及壓穩(wěn)，固井采用雙凝雙密度水泥漿體系，領(lǐng)漿為1.50~1.70 g/cm3低密度漂珠水泥漿，尾漿為1.90 g/cm3常規(guī)水泥漿。

（3）地層注入水、伴生氣干擾嚴(yán)重。加密調(diào)整井的井間距小，鉆固井期間不停注不停采。水泥漿在凝固過程中常處于液體壓力動態(tài)變化的環(huán)境下，注水泥和候凝期間地層動水、伴生氣易侵入水泥漿，影響水泥強(qiáng)度發(fā)展，易形成水氣竄通道［11-13］。油層水淹嚴(yán)重，水竄造成層間封隔失效及全井漏封問題異常嚴(yán)重，在RBT測井曲線上表現(xiàn)為多段或長段的弱膠結(jié)或無膠結(jié)的空白段。

（4）固井溫差大，影響水泥漿實驗溫度設(shè)計。油田氣候?qū)儆诖箨懶詺夂颍瑫r受里海氣候的影響，季節(jié)溫差大。固井時，水泥漿配漿水溫度和井底循環(huán)溫度易受氣溫影響。統(tǒng)計表明，環(huán)空帶壓井?dāng)?shù)在每年9月至次年3月份呈現(xiàn)高發(fā)的現(xiàn)象，這與冬季配漿水溫度和井底循環(huán)溫度低有關(guān)。

3　在用水泥漿體系設(shè)計思路及性能評價

3.1 在用水泥漿體系設(shè)計思路

低溫、井淺、淺層氣、地層水活躍共存的情況下，在用水泥漿體系設(shè)計指導(dǎo)原則為防漏、壓穩(wěn)、高穩(wěn)定性、低濾失控水。以雙密度水泥漿柱達(dá)到防漏失，以低密度領(lǐng)漿緩凝減少油層常規(guī)密度尾漿失重影響，引入降濾失劑欲以增加漿體黏度，防止地層水侵入水泥漿。

通過實地跟蹤作業(yè)考察，初步分析認(rèn)為在低溫環(huán)境下，外加劑緩凝作用導(dǎo)致領(lǐng)漿有沉降分層、自由水離析、切力增長緩慢、強(qiáng)度發(fā)展遲緩、漂珠吸水體積回縮以及氣體在候凝漿柱中竄流的可能，較長的凝結(jié)時間對產(chǎn)層封固亦有影響。低密度+高密度水泥漿柱結(jié)構(gòu)雖能在一定程度上保持有效靜液壓力，但水泥漿膠凝結(jié)構(gòu)增長緩慢，氣體流動阻力小，即使壓穩(wěn)也會因浮力效應(yīng)而滑脫上升，從而破壞水泥環(huán)完整性，最終造成井口帶壓。就抑制氣體在水泥漿柱的竄流而言，膠凝結(jié)構(gòu)迅速形成而產(chǎn)生的內(nèi)部結(jié)構(gòu)阻力是防止氣體運移的主要原理。因此，“防漏、壓穩(wěn)、高穩(wěn)定性、低濾失控水”的水泥漿設(shè)計思路基本正確，但是沒有達(dá)到低溫下快凝、早強(qiáng)的要求，與現(xiàn)場要求不符。

3.2 在用水泥漿體系性能評價

在用水泥漿配方組成為：G級油井水泥、分散劑USZ、早強(qiáng)劑CA66S、微硅、天然漂珠、降濾失劑FL12S，配方及性能見表1、表2。

表1　在用水泥漿配方

表2　在用水泥漿性能

由表3可以看出，在用領(lǐng)漿沉降穩(wěn)定性較差，相比于30 min的實際作業(yè)時間，稠化時間、初終凝時間偏長。水泥漿長時間凝結(jié)極易帶來油、氣、水侵，導(dǎo)致固井質(zhì)量差。影響水泥漿性能的因素包括實驗溫度設(shè)計、外加劑的使用等多方面，需通過實驗進(jìn)一步驗證。

通過對實驗條件、材料組分分析認(rèn)為，造成水泥漿稠化時間、初終凝時間偏長進(jìn)而帶來水侵、氣竄的主要原因有以下3個方面。

（1）實驗設(shè)計溫度過高，造成低溫下配方失真。現(xiàn)場實測鉆井液入口溫度12 ℃、出口溫度20 ℃，推算井底循環(huán)溫度為24 ℃，同時考慮前置液的冷卻作用以及早凝早強(qiáng)的要求，認(rèn)為20 ℃的溫度設(shè)計更符合現(xiàn)場設(shè)計要求。而室內(nèi)實驗設(shè)計溫度取油層溫度32 ℃，明顯高于實際工況溫度，造成低溫環(huán)境下水泥漿配方失真。

從表3可以看出，實驗溫度相差10 ℃，稠化時間相差144 min、初終凝時間相差210 min，低溫下強(qiáng)度也更低。采用雙凝雙密度水泥漿體系，若實驗設(shè)計溫度與環(huán)境溫度不符合，可導(dǎo)致其在低的環(huán)境溫度下凝結(jié)時間長達(dá)10 h以上，加上早期強(qiáng)度發(fā)展緩慢，極易造成水侵或氣竄。

（2）低溫下，粉體降濾失劑無法發(fā)揮作用并帶來強(qiáng)度發(fā)展慢等副作用。在用水泥漿體系加入2%降濾失劑，是為了提高漿體穩(wěn)定性，防止脫水保證作業(yè)安全。但該降濾失劑為PVA類粉末降濾失劑，需要在一定的溫度、時間條件下才能充分溶解，形成阻止失水的聚合物膜。

表3　溫度對領(lǐng)漿早期性能的影響

如表4所示，配方1加入降濾失劑與配方2不加降濾失劑相比，失水性能相差無幾，說明在低溫條件下該降濾失劑無法有效溶解并均勻分散，達(dá)不到應(yīng)有的或室內(nèi)評價得出的降濾失效果，還帶來稠化時間、初終凝時間延長、早期強(qiáng)度發(fā)展慢等副作用。在低溫下，漿體初始稠度較大，早強(qiáng)劑的加入也可控制漿體觸變性，不加降濾失劑對漿體沉降穩(wěn)定性不會造成較大影響。另外，地層孔隙度大，導(dǎo)致鉆井液濾餅較厚，對于水泥漿的濾失也有一定的降低作用。故可考慮去掉降濾失劑，防止其帶來副作用的影響。

表4　降濾失劑對水泥漿早期性能的影響

（3）高加量分散劑帶來緩凝作用，不利于防竄。為了提高流變性，保證配漿密度控制，降低頂替泵壓防漏以及泵注安全，在用水泥漿體系中引入1.01%分散劑USZ。此分散劑為抗高溫減阻劑，由甲醛、丙酮等原料聚合改性而成。在高溫、中溫、低溫條件下均具有良好的分散作用，但在低溫下則會呈現(xiàn)較強(qiáng)緩凝作用，對防止表套與油套環(huán)空帶壓不利。由表5可看出，高加量（1.10%）分散劑能提高漿體流動度，但稠化時間、初凝時間、終凝時間分別延長260 min、300 min、330 min，早期強(qiáng)度發(fā)展緩慢，對防油、氣、水侵極為不利，故應(yīng)慎重使用。同時，該油田井深未超過500 m，流動度控制在18 cm左右完全滿足施工要求，對漿體流動性可不用做太高要求。

表5　分散劑對水泥漿早期性能的影響

4　水泥漿體系改進(jìn)技術(shù)措施

4.1 水泥漿體系新的設(shè)計思路

從前面分析可看出，在用水泥漿體系的設(shè)計溫度偏高，忽略了降濾失劑、分散劑的緩凝作用導(dǎo)致的候凝時間偏長，造成了水泥漿低溫下強(qiáng)度發(fā)展緩慢，極易形成油、氣、水竄，進(jìn)而帶來固井質(zhì)量合格率低、環(huán)空帶壓等問題。針對這些現(xiàn)象，提出“快凝、早強(qiáng)、高觸變”水泥漿設(shè)計原則，主要改進(jìn)技術(shù)措施為：

（1）以實際工況溫度為設(shè)計依據(jù)，使水泥漿體系性能設(shè)計與季節(jié)溫度相適應(yīng)；

（2）去掉降濾失劑，減少其對快凝影響，促進(jìn)早期強(qiáng)度發(fā)展；

（3）在安全泵注水泥條件下，降低減阻劑用量，消除緩凝效應(yīng)；

（4）提高早強(qiáng)劑加量，控制水泥漿觸變性，提高早期強(qiáng)度，減少氣竄發(fā)生可能性；

（5）優(yōu)化材料配比，提高漿體穩(wěn)定性。

4.2 調(diào)整后水泥漿體系性能評價

按照上述思路對不同密度水泥漿配方進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，配方見表6，性能參數(shù)見表7。

表6　調(diào)整后水泥漿配方

表7　調(diào)整后水泥漿性能

如表7所示，調(diào)整后配方凝結(jié)時間縮短，早期強(qiáng)度提高，有利于低溫淺井條件下的防竄。尾漿密度波動后的性能可以保證施工安全和凝結(jié)質(zhì)量，波動0.05 g/cm3對凝結(jié)時間影響和強(qiáng)度發(fā)展可控。此外，調(diào)整后的水泥漿體系配方簡單，可操作性強(qiáng)，同時可節(jié)約成本。

5　現(xiàn)場應(yīng)用

應(yīng)用調(diào)整后的水泥漿體系進(jìn)行了8井次的油層套管固井試驗，與同一時期進(jìn)行的另外8口井（調(diào)整前水泥漿體系）固井結(jié)果相比，固井質(zhì)量明顯提高。單井最高合格率為100%、最低合格率為81.9%，固井平均合格率由調(diào)整前的69.54%提高到92.58%，油層段優(yōu)質(zhì)率由調(diào)整前的52.47%提高到72.52%，跟蹤后期作業(yè)8口井均未出現(xiàn)井口帶壓現(xiàn)象（表8）。

現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，“快凝、早強(qiáng)、高觸變”水泥漿體系設(shè)計思路符合作業(yè)要求，配方的優(yōu)化有利于候凝時間的縮短、早期強(qiáng)度的提高，在保證作業(yè)安全的同時，提高了現(xiàn)場可操作性和經(jīng)濟(jì)性。初步證明了水泥漿體系設(shè)計思路的正確性、合理性及科學(xué)性，解決了該油田薄油層、薄隔層、活躍水層調(diào)整井固井難題，為油田高效開發(fā)創(chuàng)造了良好條件。

表8　水泥漿體系調(diào)整前后固井效果對比

6　結(jié)論

（1）通過現(xiàn)場跟蹤作業(yè)對油田情況進(jìn)行全面分析，得到現(xiàn)用水泥漿體系在設(shè)計原則、配方組成、實驗條件等方面存在不合理之處是影響固井質(zhì)量合格率低、引起早期氣竄的主要原因。

（2）對前期水泥漿體系進(jìn)行調(diào)整優(yōu)化，主要是去掉降濾失劑和減少分散劑使用，調(diào)整后配方較調(diào)整前凝結(jié)時間大幅度縮短、早期強(qiáng)度顯著提高，更有利于低溫淺井條件下的防竄。現(xiàn)場試驗8口井，取得良好作業(yè)效果，有效解決了固井后環(huán)空帶壓、固井質(zhì)量聲幅評價不理想的技術(shù)難題。

（3）針對此類低溫、井淺、淺層氣、地層水活躍共存的淺層調(diào)整井固井，水泥漿體系設(shè)計應(yīng)以“快凝、早強(qiáng)、高觸變”為原則，以候凝時間短、早期強(qiáng)度發(fā)展快來達(dá)到防竄目的。該水泥漿體系設(shè)計思路的成功試驗，對低溫淺層調(diào)整井及其他同類型井固井具有一定的借鑒意義。

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（修改稿收到日期 2015-08-15）

〔編輯 朱 偉〕

Anti-channeling cementing technology for shallow adjustment wells in Karazhanbas Oilfield

WEI Tingcong1, GUO Xiaoyang2, CHENG Xiaowei1, GU Tao2, WANG Shengzheng1, YANG Yujia1
（1. School of Materials Science and Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;
2. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China）

Abstract:After cementing job in the shallow adjustment wells in matured blocks of Karazhanbas Oilfield, there existed some problems like low acoustic amplitude logging pass rate, severe annulus pressure. Analysis shows that the reason for this is that the guidelines for design of previous cement slurry gradually deviated from the actual conditions of the oilfield. In view of the actual field requirements, the cement slurry formulation was adjusted by removing the fluid loss agent, reducing the use of dispersants, choosing reasonable experimental temperature and optimizing the admixture ratio. The thickening time and initial setting time of the adjusted low temperature early strength cement slurry system were controlled within 2 h and 4 h respectively. If controlled within 8 h, its strength may be over 3 MPa. This adjusted cement slurry system was applied for the eight well times, and the cementing qualification rate was up from 69% to over 90%, which has basically solved the difficulty in cementing of adjustment wells with thin oil layers, thin isolating layers, active aquifer, and has created a favorable condition for efficient development of the Oilfield.

Key words:cementing; low temperature; shallow adjustment well; cement slurry; Karazhanbas Oilfield

作者簡介：韋庭叢，1990年生。在讀碩士研究生，從事固井工程及水泥漿體系研究。電話：15828226478。E-mail：903538172@qq.com。通訊作者：郭小陽，1951年生。現(xiàn)主要從事油井固井完井工程及材料體系研究，教授，博士生導(dǎo)師。電話：028-83035412。E-mail：guoxiaoyangswpi@126.com。

基金項目：高等學(xué)校博士學(xué)科點專項科研基金“硅酸鹽-磷鋁酸鹽水泥水化產(chǎn)物與其在高酸性環(huán)境下的腐蝕行為研究”（編號：20115121120006）；四川省教育廳重點科研項目“等離子改性廢舊橡膠增強(qiáng)油井水泥石韌性機(jī)理研究”（編號：13ZA0182）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.013

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0049 – 05

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：B

中圖分類號：TE256