楊樂 楊旭

摘要：大慶油田經(jīng)過長期的高壓注水開發(fā)，在底層縱向形成負(fù)責(zé)的壓力系統(tǒng)，再加上底層之間的間隔較短，長期受到高壓，給固井技術(shù)造成一定的困難，而單級雙封固井工藝是油田開采中的關(guān)鍵技術(shù)。文章通過對大慶油田的環(huán)境分析，加強(qiáng)油田的單級雙封固井技術(shù)的應(yīng)用進(jìn)行探討，對前置水泥漿、中間液和后置水泥漿等數(shù)據(jù)進(jìn)行了計算和分析，提高固井質(zhì)量，保障石油的有效開采。

關(guān)鍵詞：大慶油田；單級雙封固井；前置水泥漿；后置水泥漿

中圖分類號：TE26 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A文章編號：1009-2374（2012）10-0155-02

一、大慶油田固井工藝環(huán)境分析

近年來，大慶油田為了增加油產(chǎn)量，不斷加強(qiáng)固井技術(shù)的研究，提高固井施工的質(zhì)量。但是，由于受到地質(zhì)條件的限制，固井封固的技術(shù)難道相對來說比較大，油田固井出現(xiàn)躥氣現(xiàn)象，對后期試氣、壓裂作業(yè)都有較大的影響。因而，對于大慶油田來說，強(qiáng)化固井技術(shù)和質(zhì)量，提升固井工藝是非常重要的。

大慶油田地質(zhì)具有密度高、粘度高的特點(diǎn)，隨著油田的深度增加密度也逐漸增加，在固井過程中，當(dāng)井中的溫度超過臨界點(diǎn)的時候，水泥漿將會在管套的外側(cè)形成水泥石，隨著溫度升高強(qiáng)度不斷降低，從而喪失支撐密封的固井作用，導(dǎo)致固井質(zhì)量得不到保障。

由基巖風(fēng)化殼、斷陷內(nèi)部砂礫巖、火山巖和登婁庫組砂巖等組成的大慶油田深層是天然氣儲層，儲層空間的空隙和裂縫較大。在油田深層，地層孔隙壓力的系數(shù)大致在0.9～1.2之間，且隨著地溫梯度的為3.8℃～4.0℃/100m的變化，井底的最高溫度可以達(dá)到200℃以上。再加上大慶油田地層火山巖比較脆弱，井壁容易掉快，穩(wěn)定性不強(qiáng)，因而產(chǎn)層流體主要是天然氣和二氧化碳?xì)怏w。

油田結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性也對固井技術(shù)造成一定的阻礙，大慶油田的井深一般在4000m左右，在固井工藝中，三層套管（339.7×244.5×139.7）體系，以密度為1.15～1.25g/cm3的有機(jī)硅為鉆井液體系，且技術(shù)套管下深為3000m左右。

大慶油田的固井技術(shù)具有高難度的作業(yè)環(huán)境還體現(xiàn)在其采用尾管懸掛固井方式，懸掛尾管的斜角大于80度，并且水平段多比較長，透砂巖裂縫油藏，使用的油包水逆乳化鉆井液的替凈問題比較嚴(yán)重。

二、單級雙封固井技術(shù)優(yōu)勢分析

單級雙封固井技術(shù)是大慶油田技術(shù)中的關(guān)鍵，與常規(guī)的雙級固井技術(shù)相比，單級雙井技術(shù)具有比較牢固的終極封固效果，具有較強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。首先，比常規(guī)的雙級固井技術(shù)在結(jié)構(gòu)上省去了一個分級箍，大大縮短了大慶油田的作業(yè)時間，節(jié)省了十小時左右的施工程序時間；其次，節(jié)省了鉆分級箍作業(yè)和刮管作業(yè)時間，通過交叉作業(yè)，有效的時間無鉆機(jī)的時間侯凝；再次，能夠節(jié)約時間強(qiáng)化固井質(zhì)量的監(jiān)測。

在施工過程中，單級雙封固井的基本工序是先注入沖洗液和隔離液—釋放底塞，—前置水泥漿—中間液—后置水泥漿—釋放底塞—替尾水—監(jiān)測回流—候凝。前置液主要是指對單級雙封固井技術(shù)結(jié)構(gòu)中的泥漿進(jìn)行稀釋和沖洗，保障泥漿與套管有較強(qiáng)的膠結(jié)。前置水泥漿則是對一般的封固上不套管環(huán)空和井眼環(huán)空進(jìn)行封固，防止在垂直井段中井眼互躥。后置水泥漿則是對油田中的油、水和氣等層次的封隔，保障油田的能夠正常的開采。

三、大慶油田單級雙封固井工藝難點(diǎn)分析

大慶油田單級雙封固井技術(shù)存在一定的障礙和難度主要取決于油田自身的環(huán)境限制和單級雙封固井工藝的技術(shù)要求。

第一，油田的技術(shù)環(huán)境受限。大慶油田深層，氣藏受橫向連通性差和非均質(zhì)影響，容易發(fā)生劈裂壓力變化，壓力系數(shù)為1.5～2.0之間的地層，還可能伴有鉆井液漏失的危險，大慶油田深層以天然氣為主，油田氣流以天然氣和二氧化碳為主，其中CO2腐蝕氣體含量最高可達(dá)90%，對套管及水泥有較強(qiáng)的腐蝕性。根據(jù)大慶油田的測井資料顯示，油田的地溫梯度在3.8℃～4.0℃/100m，井底最高溫度可以達(dá)到200oC，但是固井水泥漿的上下溫差一般都要控制在65℃～85℃，因而對水泥漿具有較高的要求，但是高溫對固井工藝造成了很大的難題。井徑擴(kuò)大率比較高，是另外一個障礙。當(dāng)前，大慶油田的井段平均井徑達(dá)250.81mm，井徑擴(kuò)大率為16.17%，在施工過程中，收到的壓力比較大，頂替排量受到限制，在水泥漿環(huán)空返速為1.1～1.2m/s的情況下，注水泥量不容易受控，在洗出水泥漿的時候，可能造成一定的污染。

另外，在大慶油田深井作業(yè)中，井口深在4000m左右，水泥漿的密度為1.90g/cm3，每級封固井段在1700～2300米左右，所以壓力非常大，即便是采用重漿頂替技術(shù)，壓力也可能達(dá)到20MPa。

第二，單級雙封固井技術(shù)的要求較為嚴(yán)格。在大慶油田中，運(yùn)用單級雙封固井技術(shù)具有很大的優(yōu)勢，主要是由于單級雙封技術(shù)自身具有的特點(diǎn)決定。單級雙封固井技術(shù)是同時對不相鄰的兩個段目進(jìn)行封固，當(dāng)技術(shù)層管套需要對兩個層段進(jìn)行封固的時候，實現(xiàn)中間液的隔開注入。一方面，單級雙封固井技術(shù)一般運(yùn)用于定向井或者直井進(jìn)行作業(yè)，對其技術(shù)套管以及油層套管進(jìn)行固井作業(yè)的操作，但是，單級雙封固井技術(shù)一般不運(yùn)用于高溫高壓或者壓力比較敏感的井。另一方面，單級雙封固井作業(yè)在進(jìn)行作業(yè)的時候，需要準(zhǔn)備恰當(dāng)?shù)母郊?，例如浮鞋、頂塞額套管彈性扶正器等。

四、單級雙封固井工藝在大慶油田中的運(yùn)用

大慶油田的固井技術(shù)通過長期的研究和勘察，在單級雙封固井工藝中取得了一定的成績，在垂直井中能夠有效的保障固井質(zhì)量，節(jié)省時間，提高油田的固井效率。在大慶油田中，單級雙封固井技術(shù)的具體設(shè)計思路如下：注入沖洗液（將前置水泥漿發(fā)揮到上層的套管，保障有足夠的前置水泥漿能夠返回到預(yù)設(shè)的位置，然后對整個裸眼環(huán)空進(jìn)行沖洗，注入隔離液進(jìn)行前置水泥漿的封固）—釋放底塞（保障水泥漿注入之后還能有效的釋放底塞，然后投入底塞，注入前置水泥漿。）—前置水泥漿注入（根據(jù)工程需要及井內(nèi)壓力和環(huán)空精液柱壓力等的實際情況，注入密度相適應(yīng)的水泥漿，能夠較好的滿足固井工程的需要。）—注入中間液—后置水泥漿注入—候凝。

值得注意的是：在施工之前，要對其井眼具體情況進(jìn)行分析，計算井下壓力及封固的具體要求，保障兩段水泥漿的密度及長度與計算中的相適應(yīng)，并計算各段中所需要的前置液、后置水泥漿以及中間液的量。在施工過程中，需要對底層進(jìn)行比較嚴(yán)格的檢查，通過對地面管匯的試壓，按照具體步驟進(jìn)行作業(yè)。

按照大慶油田的具體實際進(jìn)行分析，采用了單級雙封固井技術(shù)的某油田的橫向井距為15m，縱向為17m，339.7mm表層套管的下深在2500m左右，大多數(shù)井的造斜點(diǎn)在2800～3000m之間。

在鉆井深3978m，244.5rm油層套管的下深為3974m，泥漿密度1.22，黏度58mP·s，油頂深度3655m。因此技術(shù)上封固要求為：（1）前置水泥漿封固339.7mm套管鞋以上100m至該套管鞋以下200m；（2）后置水泥漿返高至3455m。

根據(jù)單級雙封固井技術(shù)思路進(jìn)行設(shè)計油田前置水泥漿封固段2146～2446m，水泥漿密度1.85；后置水泥漿封固段3455～3974m，水泥漿密度1.90。而實際的額注入情況為：前置液27m3；前置水泥漿12.8m3，平均密度1.85；中間液70.6m3；注入后置領(lǐng)漿4.1m3，平均密度1.70；注人后置尾漿24.3m3，平均密度190。通過完成單級雙封固井技術(shù)工藝，利用非鉆機(jī)時間進(jìn)行候凝，最后后置水泥漿實際返高至3398m，最后檢測固井質(zhì)量良好。

五、結(jié)語

綜上所述，在大慶油田開采中，單級雙封工藝運(yùn)能夠有效的降低開采成本，提高固井質(zhì)量。

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（責(zé)任編輯：文森）