大港油田产能井固井质量技术研究与应用

2014-04-27唐世忠梁新欣郑丽娜张学强

石油地质与工程 2014年1期

吴华，唐世忠，梁新欣，郑丽娜，张学强

（中国石油大港油田公司采油工艺研究院，天津大港300280）

固井是油气井建井过程中的一个重要环节，而固井质量的好坏直接关系到试油方案制订、油水井能否正常投产投注、油气产量以及油水井的寿命等一系列问题。大港油田产能建设正面向深层、老油田开发，深层高温及老油田的压力系统紊乱给固井带来了新的挑战，因此开展了提高固井质量对策技术研究。

1 固井质量问题及影响因素分析

1.1 固井质量存在的问题

为了定量评价固井质量，分别计算油顶到油底整个油层段一界面、二界面固井质量优质率和合格率，2011至2012年735口井的固井质量情况如下：一界面合格率大于85%，但是二界面固井质量优质率不足51%。产能井固井质量总体表现为固井质量优质率低，二界面胶结质量难以保证，层之间容易窜通。

1.2 固井质量问题影响因素

（1）调整井流体窜流影响固井质量。大港油田港西、港东、枣园、王官屯等油田的调整井经长期的注水开发，高压层、常压层、低压层多种压力体系并存，压力系统紊乱，地层流体处于活动状态［1］，表现为钻井、固井过程中复杂情况较多。以港西油田为例，2012年完钻的23口井中有7口井钻井过程中发生油气水侵、4口井井漏，钻井液密度最高为1.51 g／cm3（平均井深1 252 m），水泥浆候凝过程中高压层流体向低压层及水泥浆中窜流，影响固井质量。

（2）钻井液体系及性能影响固井质量。大港油田80%以上的井应用的是以聚合物、抑制性、硅基防塌这三种含固相钻井液体系，体系普遍存在着固井含量高、膨润土含量高的问题，见表1。研究证明，膨润土含量高会使形成的虚泥饼厚度增加［2］，如果虚泥饼不能够被冲洗干净，那么随着泥饼厚度的增加，界面的胶结强度会降低［3］，从而影响固井质量。

表1 膨润土含量的设计值与检测值对比

（3）低温混配水泥浆影响固井质量。从大港油田2012年1－12月份固井质量图中（图1）可以看出，冬季固井质量合格率明显偏低。分析原因主要有3个方面：①冬季配浆温度低，水泥浆流变性能差；②入井水泥浆温度低，对井筒起到了明显的降温作用，导致循环温度降低［4］，延长稠化时间，不利于防窜；③低温会降低外加剂的溶解以及外加剂功能的发挥。

（4）深层高温油藏固井质量难以保证。大港油田2011年完钻井深大于4 000 m的6口高温深井，二界面固井质量合格率33.1%，优质率12.7%，固井质量差。主要原因有两方面：①高温深井目的层多为高压低渗特低渗地层，且封固段长一般大于1 600 m，水泥浆候凝期间易发生油气侵；②地层温度高（大于120℃），封固段上下温差大于50℃，常规加砂水泥浆难以保证固井质量。

图1 2012年固井质量情况

2 提高固井质量对策研究及应用

2.1 缩短稠化时间，提高固井质量

针对调整井流体窜流问题，缩短水泥浆稠化时间，提高水泥浆体系的防窜能力。水泥浆的稠化时间是指水泥浆稠度达到100 BC所需的时间。实践表明，缩短稠化时间可以减少未凝固的水泥浆与地层流体的接触时间，降低地层流体对水泥浆性能的影响，有利于提高固井质量，见表2。

表2 港西油田相邻井固井质量情况对比

港西油田2012年完钻井的稠化时间平均比2011年缩短了27 min，二界面优质率提高了15%，表明缩短稠化时间有利于提高固井质量。因此目前大港油田产能井生产套管稠化时间均由施工时间＋60 min缩短至施工时间＋30 min。

2.2 优选钻井液体系，提高固井质量

有利于提高固井质量的钻井液应该具有以下特点：①流变性好、切力低，容易被顶替；②抑制性强，能够保证良好的井眼质量；③泥饼质量好，利于水泥浆和地层胶结。

大港油田近两年开展了硅基防塌钻井液优化为钾盐聚合物钻井液体系的试验。F25－46断块同期开钻的两口邻井，分别使用了硅基防塌钻井液体系和钾盐聚合物钻井液体系。室验结果和应用情况表明：钾盐聚合物钻井液体系粘切低，流变性好；岩屑回收率高，且现场返出的岩屑粒径规则，没有大的掉块，形成的井眼井径更规则，表现出较强的抑制性；膨润土含量低，形成的泥饼较薄，有韧性，更有利于保证固井质量。使用钾盐聚合物钻井液体系完钻的F25－42井固井质量优质率提高了52.6%，该体系在其他区块应用也取得了较好的效果，二界面的优质率提高了66%，表明钾盐聚合物钻井液体系有利于提高固井质量，见表3。

表3 相邻井不同钻井液完钻井固井质量对比

2.3 提高配浆温度，确保冬季水泥浆体系的流变性能

为了研究配浆温度对水泥浆性能的影响，分别测定大港油田在用的新型聚合物高温水泥浆、胶乳水泥浆体系在不同的配浆温度下的流变性能。实验方法是将水泥混灰和配浆水，放入冰柜模拟冬季地面温度，按API标准配浆后立即测定水泥浆在该温度下的流变性能。结果表明，两种水泥浆体系表现出相同的规律，配浆温度小于15℃，水泥浆体系的流变性差，因此建议配浆温度大于15℃。保障措施是在配液站将配浆水加热30℃以上，水罐运输车安装保温套或安装自加热装置，延缓水温下降速度。

2.4 优选新型聚合物高温水泥浆体系［5－6］

新型聚合物高温水泥浆体系配方：G级＋石英砂＋微硅WG＋降失水剂G33S＋缓凝剂GH－9＋膨胀剂G401＋分散剂GF－1

该体系的优点是抗温性能较好，最高抗温可达到160℃，降失水剂通过分子链束聚集使水泥浆形成致密滤饼来降低失水，水泥浆所形成的滤饼可以有效改善第二胶结面提高胶结强度，从而有效提升固井质量。

为了评价体系的性能，根据 GB／T 19139－2003《油井水泥试验方法》开展实验，通过改变不同外加剂的加入量，测试水泥浆体系在高温（循环温度130℃）下的各项性能。实验结果表明，该水泥浆体系在高温下稠化曲线比较稳定，同时稠化时间易于调整，呈直角稠化；通过加入WG，自由水可降为零；同时膨胀剂可明显提高水泥石的界面胶结强度，适用于高温深井固井。

新型聚合物高温水泥浆体系在滨深8井区、塘沽油田、板南深层、房25－46等区块广泛应用，固井质量取得了较好的效果，与2011年井深大于4 000 m的井相比，2012年使用新型聚合物高温水泥浆体系固井后二界面优质率平均提高了40%，见表4。