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日期:2013-06-20 10:55:35  来源:本站整理

复杂地质环境固井难题与现场实例应对技术


一、深井复杂地层固井难点

  1) 地层情况复杂

  超深井固井地层情况复杂,多套压力体系地层并存,存在固井防漏和防喷的难题。同一个井眼存在上涌下漏、地层易破碎、易垮塌等问题。部分地区高含硫化氢,存在固井防腐问题。

  2) 井底温度高

  井底温度高对水泥浆抗高温稳定性能提出更高的要求。水泥浆的流变性能与顶替排量等发生稍微的变化,就会导致环空窄间隙内钻井液的顶替效率发生很大的变化,难以实现紊流顶替,水泥环薄弱,抗冲击力差。

  3) 2压力层、窄间隙固井

  由于井身结构的限制,有许多井采用“非常规”的井身结构。

  这将带来以下几个问题:

  a.非常规尺寸,工具配套难度大;

  b.下套管风险加大,容易引起粘卡和漏失,套管不易居中;

  c.水泥石强度降低,保证不了封隔效果。

  4) 间隙小难题

  井眼环空间隙小, 泥浆比重高, 循环摩阻大,造成施工泵压高, 固井或替浆过程中,因泵压过高而无法正常施工。

  5) 长封固段固井,注水泥量大

  长封固段固井,水泥量大。易发生泥浆连续窜槽、砂堵蹩泵、易压漏地层等问题。
 

  二、技术措施

  针对深井复杂地层在固井过程中这些存在的这些问题,根据现场实践及试验研究,提出了如下的解决措施。

  1) 固井前井眼准备充分,除采取原钻具组合通井外,还要模拟套管刚度进行通井,有效避免了套管的下入过程遇阻或下不到位。从统计资料看,近期完钻的深井未出现套管下不到设计井深的情况。

  2) 对于长裸眼段固井,如果地层承压能力不能满足单级注水泥,可采用多级注水泥方式,在条件允许的情况下可采用双胶塞注水泥的方式。在满足地层承压能力条件下,应用双胶塞固井质量,并且在目前这种固井工艺在深井中普遍应用。

  3) 大尺寸套管固井多采用内插管固井方式,一方面减少了混浆段, 同时还有利于提高顶替效率,有效控制水泥塞的高度。

  4) 针对同一井段多套压力体系,除对固井工艺进行优化外,还要保障水泥浆性能。通常要求低失水、低收缩、高的早强度,同时要进行抗压、抗折以及胶结强度试验,调节外加剂加量,优化水泥浆配方。

  5) 针对井身质量差,采用前置液紊流顶替技术,尽量提高顶替效率,在井况、设备能力允许的条件下尽量提高注替排量,或者采用旋转固井,较完全清出井内钻井液,达到替净,提高固井质量。
 
认识与建议:

  ☞ 大尺寸套管固井技术(胜科1井)、分级固井、尾管固井、长封固段双胶塞固井及低密度水泥浆固井工艺,能够满足目前深井固井需要。

  ☞ 在钻穿盐膏层、膏岩层和软泥岩以及低压裂缝漏失层等多种复合复杂地层的情况下,采用了抗盐抗高温抗污染高密度水泥浆体系,完成了大吨位,高泵压的挤注水泥施工。取得了满意的效果。

  ☞ 配套工艺技术措施的应用、工具附件的正确操作、高密度水泥(与外掺料、外加剂)的混拌质量以及与混拌用水的大样复查,对于保证复杂井、深井的正常固井施工和保证质量十分重要。

  ☞ 建议进一步加强水泥浆体系的合理设计。尤其是长尾管,确保尾管上部及重叠段的封固质量。以及由于长封固段温差大,在保证施工作业安全的前提下,防止上部井段水泥浆可能出现凝结时间过程,或凝结强度发展太慢的情况。
  三、现场应用

  胜科1井是中石化的一口重点科学探井,完钻井深7026m三开钻进过程是最复杂、最困难的阶段。钻遇了大段的盐膏层以及紫红色软泥岩层,地层十分复杂:钻进过程中有太多的蹩钻、蹩泵,起下钻阻卡;钻井液密度高达2.26g/cm³;而且井径不规则,出现大肚子、糖葫芦井眼,对固井质量造成极大的威胁。为防止套管挤毁和保证固井质量,采用抗高温抗盐抗污染高密度(2.30g/cm³)水泥浆体系和配套的工艺技术措施。

  1、前导水泥浆:2720~3900m采用1.94g/cm³抗温抗盐防污染水泥浆体系。

  配方:胜G水泥593g+硅粉207g+SWH一12.4g+SWJ一1L 32g+SWJZ一1 6g+NaCL 57.6g+H20302g

  性能:密度1.94g/cm³;失水16ml/90℃6.9 MPa*30min; 稠化时间274min/l3O℃*58MPa

  2、正常水泥浆:3900~4250m采用密度2.30g/cm 的加重高密度抗盐抗高温体系。

  配方: 胜G48 4 g+铁矿粉440 g+硅粉1 76g+SWH一1 8.0g+SWJ~3L 30g+SWJZ一11.6g+NaCL 48.6g+H2O270g

  性能:密度2.30g/cm³;失水50ml/95℃6.9 MPa *30min;稠化时间234min/140℃*70MPa;强度19.3 MPa/140℃"21 MPa"24h

  丰深3应用情况:

  丰深3井是一口局级重点探井,主探济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带丰深3砂体较高部位含油气情况。钻进中途测试油气显示较好,固井质量的好坏直接影响油气层的评价。由于同地区井深4000m以上井,固井质量均较差。为此,公司经过深入分析和研究,优选了抗高温高压的井下工具附件,并建议采用抗高温防气窜胶乳水泥浆体系。

  水泥浆配方如下:

  胜潍G级水泥+5.0%SDJR一1+5.o%swJ一3+0.4%SWJZ一1+O.25%SDW+12% 盐+现场水(15O℃,6OMPa)水泥浆密度为1.88g/Cm³,流动度为19cm,21MPa、1 50℃养护36小时后抗压强度为23.4MPa,水泥浆稠度到达40Bc时间为235min,6.9MPa下30min的失水量为47ml。

  现场配制药品水3.92方,大样复查合格;下完套管后循环洗井调整水泥浆性能,座挂后洗井排量0.65m³/min,泵压13MPa,第二天倒扣后固井,注入隔离液4方,水泥浆5.3方(用药品水3.2方),替浆21.15方,泵压0—16,碰压20MPa;拔出中心管循环,候凝48小时。

 在石油可采、易采储量不断减少的情况下,油田勘探开发已向海洋、复杂地层、深井、超深井方面发展。由于各种油藏分布情况不同, 目的地层地质条件复杂,给固井工程带来了许多难题和挑战。

  在深井、超深井完井固井中,由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响,固井质量一直不尽人意,影响了新区或深层油气的发现和油藏的评价。开发超深层、超高压、高含硫、低渗致密等复杂油气藏, 目前还没有成熟配套的技术,有些甚至属于世界级难题。而井越深,井下越复杂,固井完井的难度也越大。

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作者:佚名

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