王海濱劉開強(qiáng)廖興松程小偉張興才郭小陽. 中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司；.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院

大港油田段六拔區(qū)塊調(diào)整井固井技術(shù)

王海濱1劉開強(qiáng)2廖興松1程小偉2張興才2郭小陽2
1. 中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司；2.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院

大港油田段六撥區(qū)塊油層埋藏深、儲層井段長，受長期注水與邊底水的綜合影響，造成多套壓力并存，油水關(guān)系復(fù)雜，導(dǎo)致固井質(zhì)量難以提高。在分析前期固井資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合現(xiàn)場實際情況提出：固井前調(diào)整硅基鉆井液的流變性能及pH值是清除井壁“虛濾餅”的技術(shù)關(guān)鍵；通過采用水化熱測試，優(yōu)化出了液固態(tài)轉(zhuǎn)變時間短、速硬、早強(qiáng)的水泥漿配方，并采用了加重隔離液、高密度領(lǐng)漿及常規(guī)密度尾漿的倒?jié){柱結(jié)構(gòu)和過平衡壓力固井技術(shù)。在段六撥區(qū)塊應(yīng)用了段38-30井等12口井，合格率100%，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)段率由23%提高到了72%，形成了一套適用于大港油田調(diào)整井的固井技術(shù)。

固井；調(diào)整井；高壓低滲油藏；倒?jié){柱結(jié)構(gòu)；鉆井液性能；大港油田

大港開發(fā)50多年歷史，已進(jìn)入中生及古生界多油層高油氣比油藏的開發(fā)中后期，穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)難度極大。為穩(wěn)住產(chǎn)能規(guī)模，進(jìn)一步挖掘增產(chǎn)潛力，目前主要以加密定向調(diào)整井、分層開采、注水開發(fā)、酸化壓裂改造的方式提高產(chǎn)能。而通過現(xiàn)場資料調(diào)研發(fā)現(xiàn)制約大港油田采油效率的主要原因是固井質(zhì)量差，以段六撥區(qū)塊尤為突出，其固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)段率僅為23%，是大港油田主要難點區(qū)塊之一。

段六撥區(qū)塊受注水和邊水的雙重作用，地層壓力系數(shù)從1.03提高到1.3；儲層平均滲透率8.99～54.08 mD，屬于低滲油藏；油水層多、地層水活躍、層間間隔小、層間壓力系統(tǒng)紊亂，導(dǎo)致候凝過程中地層水極易侵入水泥漿中惡化水泥漿性能，降低第二界面膠結(jié)質(zhì)量。另外，該區(qū)塊所用鉆井液為硅基鉆井液，固相含量高、觸變性強(qiáng)，易在井壁上形成較厚的虛濾餅。在該區(qū)塊曾應(yīng)用了含鐵礦粉高密度領(lǐng)漿和高密度尾漿的雙凝體系水泥漿，同時配合重泥漿帽固井技術(shù)，以補償候凝時水泥漿失重。但井壁上形成較厚的虛濾餅嚴(yán)重影響水泥石與地層之間的界面膠結(jié)，并且由于鐵礦粉不具有化學(xué)活性，不能參與水泥漿的水化反應(yīng)，不利于尾漿內(nèi)部結(jié)構(gòu)和抗壓強(qiáng)度的發(fā)展和防水侵性能的提高。針對上述難題，開展了高壓低滲油田調(diào)整井固井技術(shù)的研究工作。

1 技術(shù)思路Technological ideas

在鉆井過程中，鉆井液的主要功能是清潔井底、攜帶巖屑、穩(wěn)定井壁，而鉆井液清潔井眼的能力除了取決于循環(huán)系統(tǒng)的水力參數(shù)外，還取決于鉆井液的流變性能（流性指數(shù)為0.4～0.7）［1］，同時穩(wěn)定井壁則要求鉆井液能在井壁上形成濾餅加固井壁［1-3］。但是這些性能對于固井質(zhì)量的提高卻是不利的，鉆井液較低的流性指數(shù)不利于水泥漿的頂替效率［4］，而濾餅太厚則不利于第二界面膠結(jié)質(zhì)量的提高［5-8］。為了提高頂替效率，業(yè)內(nèi)普遍采取控制水泥漿的流性指數(shù)，使其在頂替過程中達(dá)到紊流［9-12］。但老油田由于長期注水開采，地層含水量較高，提高水泥漿的流性指數(shù)，地層水則容易進(jìn)入環(huán)空水泥漿中，惡化水泥漿性能。

因此通過現(xiàn)場調(diào)研分析和室內(nèi)研究提出以下思路：（1）下套管后調(diào)整鉆井液的流變性能，以提高水泥漿的頂替效率；（2）提高硅基鉆井液的pH值，在高溫下使處理劑中的酰胺基、氰基等基團(tuán)發(fā)生水解，并改變鉆井液中固相顆粒表面的雙電層促進(jìn)井壁“虛泥餅”的化解，從而提高第二界面的膠結(jié)質(zhì)量；（3）使用液固態(tài)轉(zhuǎn)變時間短、速硬的水泥漿體系，以避免地層水侵入環(huán)空水泥漿；（4）應(yīng)用倒?jié){柱結(jié)構(gòu)，即采用加重隔離液、高密度領(lǐng)漿及常規(guī)密度尾漿的漿柱結(jié)構(gòu)，在壓穩(wěn)地層流體的同時，使尾漿頂替到位后快速水化發(fā)展抗壓強(qiáng)度，提高水泥漿的防水侵能力。

2 固井技術(shù)措施Cementing technical measures

2.1鉆井液性能調(diào)整

Adjustment of drilling fluid properties

實驗中所用的鉆井液為段六撥區(qū)塊段39-45-1井完鉆后的硅基鉆井液，配方為1#：膨潤土+0.3% MV-CMC+0.8%NH4-HPAN+1.5%鉆井液用防塌劑HFT-201+2.5%磺化瀝青FT-1+0.5%KPAM+2%硅穩(wěn)定劑+2%液體硅稀釋劑+2.5%有機(jī)硅腐鉀+1.5%磺化酚醛樹脂SMP-1+片堿。在實驗中用NaOH整鉆井液的pH值（pH≥11），應(yīng)用磺化單寧為稀釋劑，以控制鉆井液的流變性能（n≥0.75），同時使用磺化瀝青為降濾失劑調(diào)整鉆井液的濾失量。

將1#鉆井液配方利用稀釋劑、降濾失劑、NaOH調(diào)整后得到如表1中2#鉆井液的性能，可以看出調(diào)整后鉆井液的紊流臨界雷諾數(shù)明顯降低，有利于提高水泥漿的頂替效率，保證井眼清潔。通過室內(nèi)實驗研究可以看出，通過NaOH、磺化單寧等能夠有效地控制鉆井液的pH值和流性指數(shù)，為現(xiàn)場試驗奠定基礎(chǔ)及提供依據(jù)。

表1　調(diào)整前后鉆井液的性能對比Table 1 The properties comparison of drilling fluid before and after adjustment

2.2固井水泥漿配方優(yōu)化

Formulation optimization of cement slurry

通過調(diào)研段六撥區(qū)塊固井資料，從中選取聲幅測井質(zhì)量不同的井所用的固井水泥漿配方進(jìn)行室內(nèi)評價，如表2所示。配方中G級油井水泥由山東華銀特種水泥股份有限公司提供，外摻料和外加劑均由成都?xì)W美克石油科技有限公司提供。

2.2.1水泥漿基本性能 參考API的相應(yīng)規(guī)范［13］測試了固井水泥漿配方的基本性能，結(jié)果如表3所示，可以看出3#水泥漿基本性能與1#、2#水泥漿的測試結(jié)果不存在較大差異，均滿足API標(biāo)準(zhǔn)的相應(yīng)規(guī)范，30 min濾失量＜50 mL，48 h抗壓強(qiáng)度>14 MPa，水泥漿體穩(wěn)定及稠化時間滿足施工要求等。

表2　水泥漿配方Table 2 Cement slurry formulations

表3　水泥漿配方的基本性能Table 3.The basic properties of cement slurry formulations

2.2.2靜膠凝強(qiáng)度測試 David等人［14-16］研究指出固井水泥漿的靜膠凝強(qiáng)度從48 Pa發(fā)展到240 Pa的轉(zhuǎn)變時間為過渡時間，當(dāng)水泥漿的靜膠凝強(qiáng)度發(fā)展到240 Pa時即能阻止流體在水泥漿中竄移。目前該理論被普遍應(yīng)用于防水/氣竄固井水泥漿配方的設(shè)計與評價。因此，在本文中采用5265U型靜膠凝強(qiáng)度分析儀分析了水泥漿的水化/硬化過程中靜膠凝強(qiáng)度變化趨勢及過渡時間，測試結(jié)果見圖1和表4，可以看出1#、2#、3#水泥漿的過渡時間并不存在較大的差異，對固井水泥漿在液固態(tài)轉(zhuǎn)變過程中的性能很難評價。

圖1　靜膠凝強(qiáng)度測試曲線Fig.1 The testing curve of SGS

2.2.3固井水泥漿水化熱測試 采用水化熱技術(shù)測試1#、2#、3#水泥漿在85 ℃下前期水化/硬化過程中的熱流變化。不同水泥漿配方熱流測試結(jié)果如圖2所示，可以看出不同水泥漿配方的熱流曲線明顯不同，3#水泥漿在配漿后3.5 h左右即開始快速水化，而1#、2#號水泥漿則到6 h左右才快速水化，由此證明3#水泥漿體系相對于1#、2#水泥漿具有快凝特性。

表4　水泥漿的靜膠凝過渡時間測試結(jié)果Table 4 The testing results of static gelling transition time of cement slurry

圖2　水泥漿配方的水化反應(yīng)熱流測試曲線Fig.2 The heat flow testing curve for hydration reaction of cement slurry formulations

通過上述實驗發(fā)現(xiàn)，參照API相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)及靜膠凝強(qiáng)度對固井水泥漿在液固態(tài)轉(zhuǎn)變過程中的性能變化很難進(jìn)行評價。而通過熱活性微量熱法能有效地評價固井水泥漿從配漿到硬化為水泥石整個過程中的性能變化。

2.2.4配方優(yōu)化 通過上述水化熱測試結(jié)果及對比水泥漿配方發(fā)現(xiàn)，在3#水泥漿配方中引入高活性的微硅后，水泥漿在液固態(tài)轉(zhuǎn)變過程中的性能發(fā)生了明顯變化。據(jù)分析：鐵礦粉是一種惰性的外摻料，不會參與水泥漿的水化反應(yīng)；而微硅則是一種比表面積大、高活性的外摻料，能夠與水泥漿中的Ca（OH）2等發(fā)生火山灰反應(yīng)。因此，在水泥漿配方優(yōu)化時，盡可能增加活性外摻料的量并在滿足水泥漿施工要求的同時降低分散劑的量，因為分散劑對水泥漿具有一定的緩凝作用。通過室內(nèi)實驗優(yōu)化后得到的水泥漿配方為： G級油井水泥+5%微硅+7%防竄劑+2.8%降濾失劑+1.4%分散劑+0.1%消泡劑+38.32%水，基本性能見表5，均滿足API的相應(yīng)規(guī)范。

優(yōu)化后水泥漿配方的熱流變化測試結(jié)果見圖3，可以看出優(yōu)化后的水泥漿開始快速水化的時間在3.5 h左右，但是前期熱流曲線的斜率明顯大于3#水泥漿，表明在相同條件下優(yōu)化后配方能夠快速反應(yīng)發(fā)展內(nèi)部結(jié)構(gòu)，從而縮短水泥漿從液態(tài)到固態(tài)轉(zhuǎn)變的過渡時間，增加固井水泥漿的防氣/水侵能力。

表5　優(yōu)化后水泥漿的基本性能Table 5 The basic properties of optimized cement slurry

圖3　優(yōu)化后水泥漿配方水化反應(yīng)熱流測試曲線Fig.3 The heat flow testing curve for hydration reaction of optimized cement slurry formulations

2.3過平衡壓力固井技術(shù)

Cementing technology of overbalance pressure

在地質(zhì)分析基礎(chǔ)上，結(jié)合大港油田的實際情況，設(shè)計出了適用于段六撥調(diào)整井的過平衡壓力固井技術(shù)：即結(jié)合油井的承壓試驗結(jié)果，采用加重隔離液、高密度領(lǐng)漿及高性能尾漿，確保尾漿失重至水柱壓力后，上部漿柱壓力能夠有效地傳遞到尾漿，保證尾漿失重后井底當(dāng)量密度大于完鉆時鉆井液密度0.1 g/cm3，在保障固井作業(yè)施工安全的基礎(chǔ)上，有效地保證了壓穩(wěn)地層流體，防止地層水侵入環(huán)空水泥漿中，使水泥石實現(xiàn)有效地層間封隔。

3 現(xiàn)場應(yīng)用Field application

以上配套固井技術(shù)和措施，克服了段六撥區(qū)塊調(diào)整井裸眼段長、地層巖性復(fù)雜、井斜度大以及老區(qū)注水開發(fā)壓力紊亂等技術(shù)難題，已在該區(qū)塊成功應(yīng)用于段38-30等12口調(diào)整井，使該區(qū)塊的平均優(yōu)質(zhì)段率從23%提高到72%，成功解決了該區(qū)塊的固井難題。表6是應(yīng)用該項技術(shù)前后部分井固井質(zhì)量對比結(jié)果。

4 結(jié)論Conclusions

（1）固井前調(diào)整硅基鉆井液的流變性能和pH值，并結(jié)合多周循環(huán)，能有效地提高水泥漿頂替效率和化解井壁上“虛濾餅”，以減少鉆井液對水泥漿污染，提高第二界面的膠結(jié)質(zhì)量，提升水泥石的層間封隔能力。

表6　配套技術(shù)應(yīng)用前后固井質(zhì)量對比Table 6 Contrast of well cementing quality before and after supporting technology application

（2）通過水化熱技術(shù)測試能夠有效地評價固井水泥漿在液固態(tài)轉(zhuǎn)變過程中性能變化，并通過該技術(shù)成功地優(yōu)化出了液固態(tài)轉(zhuǎn)變時間短、速硬的水泥漿配方。

（3）采用倒?jié){柱結(jié)構(gòu)及過平衡壓力固井技術(shù)，結(jié)合應(yīng)用液固態(tài)轉(zhuǎn)變時間短、速硬的水泥漿體系，有效地實現(xiàn)了地層流體的壓穩(wěn)，避免水侵。

（4）該配套技術(shù)已在大港油田段六撥區(qū)塊成功應(yīng)用12井次，并在大港油田的高壓低滲地層得到推廣，固井質(zhì)量合格率為100%，形成了具有大港油田調(diào)整井固井特色的方法和工藝，有效地保證了該地區(qū)的固井質(zhì)量。

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（修改稿收到日期 2015-12-07）

〔編輯 朱 偉〕

Cementing technology of adjustment wells in Area Duanliuba of Dagang Oilfield

WANG Haibin1， LIU Kaiqiang2， LIAO Xingsong1， CHENG Xiaowei2， ZHANG Xingcai2， GUO Xiaoyang2
1. CNPC Dagang Oilfield Company， CNPC， Tianjin 300452， Chian；2. School of Materials Science and Engineering， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China

The Duanliubo Block of Dagang Oilfield is characterized by deep burial depth and long well interval in reservoirs， so under the comprehensive influence of long-term water injection and edge-bottom water， the area appeared multi-pressure systems and complex water-oil relation， leading to difficulty in improving cementig quality. Based on the analysis of the early cementing data and combined with the actual situation， this paper presents the idea that adjusting rheological properties and pH value of silicate-based drilling fluids is key technology for removing the “virtual filter cake”. A new evaluation method was used to optimize the cement slurry formulation which has short liguid-solid transformation time and can be fast setting and early strong. In addition， a inverted pulp-column structure and over-balance pressure cementing technology was used with heavy spacer， high density lead slurry and conventional density tail slurry. These technologies were continuously applied to 12 wells， such as Duan38-30， the percent of pass was 100% and high-quality interval rate of cementing quality was improved from 23% to 72% in the area of Duanliubo. And the cementing technologies which were applicable to Dagang Oilfield adjustment wells were formed.

cementing； adjustment well； high pressure and low permeability reservoir inverted pulp-column structure； drilling fluid properties； Dagang Oilfield

WANG Haibin， LIU Kaiqiang， LIAO Xingsong， CHENG Xiaowei， ZHANG Xingcai， GUO Xiaoyang. cementing technology of adjustment wells in Area Duanliuba of Dagang Oilfield［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38 （1）： 160-164.

TE256

B

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0166-05

10.13639/j.odpt.2016.02.007

王海濱（1966-），2011年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事產(chǎn)能建設(shè)工作，工程師。通訊地址：（300452）天津市大港油田公司第三采油廠產(chǎn)能部。電話：15122265778。E-mail：whb8686@qq.com

郭小陽（1951-），教授，博士生導(dǎo)師，主要從事固井與完井工程科研及教學(xué)工作。通訊地址：（610500）四川省成都市新都區(qū)西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院。電話：028-83037439。E-mail：guoxiaoyangswpi@126.com

引用格式：王海濱，劉開強(qiáng)，廖興松，程小偉，張興才，郭小陽.大港油田段六拔區(qū)塊調(diào)整井固井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2016，38（1）：166-170.