1、1提高固井质量方法浅析叶志富(中国石化胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东 东营，257000）摘要：固井作业是一次性工程，一般难以补救，即使补救也无法达到封固合格，造成不必要的经济损失。本文基于固井实践经验，通过对胜利油田的太平油田、东风港油田以及蒙古宗巴音油田固井的跟踪分析，找出影响固井质量的主要因素，通过使用锁水抗窜水泥外加剂、提高水泥浆密度和稠度、降低水泥浆失水量等手段，并加强过程监督管理，探索出提高固井质量的有效方法，有效地提高了固井质量，取得了满意的效果。关键词：固井；水泥浆；密度；稠度；失水量1 问题的提出长期以来，对于浅层地层疏松、储层发育、井涌井漏的油井， 太平油田
2、目的层为馆陶组，为一套河流相沉积地层：块状砾状砂岩、含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩夹泥岩组合。由于砂岩埋深浅，胶结疏松，储层物性好，平均孔隙度为 33.4，渗透率为 376110-3m2，在钻井工程中因为砂岩过于松散而扩径。本区油层主要集中在馆陶组下部，与大套水层相邻。该区因地层疏松，钻井容易造成井径扩大，且储层发育，渗透率高，水泥在凝固过程中容易因失水造成体积缩小，影响固井质量。另外，由于相邻水层多，容易造成水窜而影响开发，不得不在水层与油层之间采用管外封隔器以防止水窜。但管外封隔器因诸多因素而影响应用效果，如井径、隔层厚度，油水间互层，上油层下水层等。长期以来，该区域的固井质量一直比较差。如沾
3、194 井是常规水泥浆固井（如图 1） ，在油层段与水层段之间加了一个封隔器，固井质量评价为第一界面合格，第二界面不合格。据统计，2001 年度完成的 22 口井，固井油层第一界面的合格率为 89.6%，油层第二界面的合格率为 68.8%。1.2 东风港油田东风港油田在钻井过程中，有时会遇到井漏等复杂情况，给固井带来了困难，如车 40-25-25 井，完钻井深 2770 米，完钻电测时遇阻并发生漏失，井队下钻通井至 637.74 米遇阻后开始划眼，经过 10天时间的多次划眼和处理堵漏，井漏得到控制。整个过程共漏失泥浆近 300 方，划眼造成井径扩大严重，呈“糖葫芦 ”井眼。又如车 408-7
4、井，该井下套管完开泵蹩泵，发生井漏，不能建立正常循环，经过处理，基本建立了循环，但承压能力小，无法进行大排量循环，固井质量难以保证。1.3 蒙古宗巴音油田2004 年以前，蒙古宗巴音油田的固井质量一直是钻井遇到的主要难题之一，由于目的层井段储层发育，当地水源矿化度高，加上当时固井设备陈旧，油层井段水泥浆平均密度达不到 1.85g/cm3，如2004 年钻井 4 口井，固井第一界面合格率只有 50%，第二界面合格率只有 42.4%，严重地影响了该区块的勘探和开发。2 影响固井质量的主要原因通常认为，影响固井质量的因素有井身质量、井身结构设计不合理、钻井液性能、水泥浆体系、固井现场施工等。我们通过
5、多年对固井跟踪分析认为，影响固井质量的因素主要有如下几个方面：22.1 地层因素地层特性是影响水泥环第二界面胶结质量的一个重要因素，特别是在比较活跃水层、油层井段，水泥浆凝固过程中地层流体对其进行侵污，从而影响了水泥石与地层的胶结强度。另外，对于高渗透率油气水层，水泥浆在稠化过程中容易失去自由水，造成水泥浆粉化，体积减小并形成微间隙，从而影响固井质量。2.2 水泥浆性能水泥浆性能对固井质量起着关键性的作用，其中关键性能包括水泥浆失水量、水泥浆密度及水泥浆流变性。水泥浆的失水量过大，造成水泥凝固时自由水渗入地层，使水泥浆体积减小，从而影响固井质量。特别在中、高渗地层这种影响会更加明显。另外，水泥
6、浆失水量大，在施工过程中不但会造成严重的施工蹩泵事故，而且在水泥浆经过油气层时，水泥浆滤液与水泥颗粒大量进入油气层，堵塞油气通道而污染油层。水泥浆密度直接反映了水灰比的大小，水泥石在固化过程中，只需要 25%的水即可，而水灰比 25%的水泥浆密度达到 2.3g/cm3 以上，固井无法泵入。为了满足固井要求，只能增大水灰比，但如果水泥浆密度过小，势必增大水分流失，从而影响固井质量。水泥浆的流变性直接影响着顶替效率，实践证明，动切力大的流体对动切力小的流体具有较好的顶替效率；流动性差会增大泵入难度，增加施工危险性，而水泥浆流动性太好，容易使水泥分层沉淀，影响封固质量。2.3 水泥石的体积收缩在水泥
7、水化过程中，水泥熟料在与水发生化学反应后的产物的体积比水化前的总体积减小，而且纯水泥水化的体积收缩率可高达 5%。如果不有效控制固井水泥浆的体积收缩，不可避免地导致水泥石与套管、水泥石与井壁两个界面的胶结强度降低，影响固井质量。3 提高固井质量的主要措施针对影响固井质量的主要因素，我们采取在不同区块、不同地层、不同井况采取相应的固井方案：3.1 在疏松高渗地层，采用锁水剂膨胀剂水泥浆体系在太平油田，目的层为馆陶组，针对该区地层储层发育，渗透率高，水层发育的特点，选择锁水剂+ 膨胀剂水泥体系。通过对锁水抗窜水泥体系的室内评价，以油井 G 级高抗水泥为试验材料，W/C=0.44 时，以配方为 SK
8、-1 的加量 0%3%和 SK-2 的加量为 1.6%为基础，作水泥石力学性能的影响试验。试验结果见下表。SK-1 加量对水泥石力学性能的影响 表 1抗冲击韧性（J/cm 2）抗 折 强 度(0.1MPa)SK-1（%） 168h 24h 48h 72h 168h养护温度（）0 1.62 61.6 64.1 67.2 70.5 802 1.93 61.6 72.3 77.8 83.5 803 1.99 63 74.2 81.4 85.8 8072h 72h0 1.97 92.0 902 2.29 112.3 903实验表明，在 80养护下加入锁水抗窜水泥外加剂的水泥浆，其水泥石韧性都有一定程度
9、的改善。7 天的抗冲击韧性分别提高 19.6%和 22.3%，抗折强度提高 1821%，随着养护温度升高，其趋势不变。该水泥浆体系在高温高压下稠度低，流变性好，具有良好的触变性，候凝时水泥石早期强度发展快。同时其有较强的抗冲击能力和抗折强度，能有效地避免射孔冲击造成的水泥环裂缝现象的发生。该体系所具有的良好触变性，避免了水泥浆在凝结过程中发生油气水侵，有效地避免了油气水层的干扰，明显提高第一界面和第二界面胶结质量。另外加入适量的膨胀剂，可以有效减少水泥凝固造成体积缩小，减少油气水窜，提高水泥环与地层、套管间的胶结质量，提高第一界面和第二界面固井质量。3.2 采用高密度、低失水量、高稠度水泥浆固
10、井水泥浆密度是固井施工过程中的一项重要参数，是影响水泥浆物理性能的基本因素，我们总结多年的现场施工经验，在施工过程中推广应用高密度水泥浆（1.952.0g/cm3） ，低失水量水泥浆（小于 100ml）封固主力油层，第一界面和第二界面的固井质量明显提高。另外，为了保证固井质量，在满足施工条件的情况下，尽量缩短稠化时间，减小油气水层对水泥环的侵蚀。3.3 固井过程管理控制完井过程中为了更好地保护好油气层，提高固井质量，加强了固井施工全过程的监督，能有效避免固井过程中人为因素的固井事故，同时提高了固井第二界面的胶结质量，我们主要从如下几方面进行监控：（1）完井固井方案：由固井监督与固井公司共同商定
11、施工方案，包括：隔离液类型的选择与数量设计；导浆的数量与密度；水泥浆稠化时间；水泥浆失水量；油层段及非油层段水泥浆密度与数量。（2）干水泥的混配过程监督，包括：外加剂的品种选择是否正确；数量是否加足；混配是否均匀。（3）干水泥混配的抽样化验，主要检测内容包括：水泥浆稠化时间；水泥浆失水量；水泥石抗压强度；水泥浆流动性。（4）现场施工：监控固井施工过程和水泥浆密度情况，主要控制点如下：按设计要求配制隔离液，配制的隔离液性能稳定，数量充足；低密度水泥浆的密度和数量；高密度水泥浆的密度及数量；替泥浆过程的排量控制，并根据压力变化调整替泥浆排量，避免固井事故发生；碰压后要检测水泥浆倒返情况，不倒返后方
12、可常压侯凝。4 效果分析4.1 锁水剂膨胀剂水泥浆体系在太平油田的应用在太平地区油层井段应用锁水剂膨胀剂水泥浆固井，同时控制失水量，固井第一界面和第二界面的胶结质量明显提高，对油水层起到了很好的分离作用，有效地控制了油水层窜槽现象的发生，如图 2 沾 14-52 井。固井第一界面的胶结质量均达到优质，第二界面胶结质量均达到中等以上，说明锁4水抗窜水泥外加剂有效地提高了第一、第二界面的胶结强度。图 1 常规水泥浆体系固井的沾 194 井 图 2 添加锁水抗窜剂的沾 14-52 井通过采取上述措施，固井质量得到了明显提高，完成的 26 口井中，油层第一界面合格率为100%，油层第二界面合格率为 9
13、4.18%，取得了非常明显的效果。4.2 高密度水泥浆、低密度水泥浆在车西复杂井中的应用对于易漏井，采用高密度水泥浆固井能有效防止固井水泥浆漏失，并能保证固井质量，为了预防固井时发生井漏，一方面选择具有触变性的锁水剂水泥浆体系，并减少了隔离液用量及低密度水泥浆量，油层封固段采用大于 1.95g/cm3 的水泥浆固井。另一方面根据油层分布适当减小水泥封固段长度，以减少水泥浆的液柱压力。如在车 40-25-25 井现场施工过程中，在注入 3 方隔离液和 4 方低密度水泥浆后，接着诸如高密度水泥浆，密度控制在 2.02.1g/cm 3 之间，施工过程中在替泥浆前期泥浆返出量少，后来返出量正常，表明隔
14、离液和低密度水泥浆发生了漏失，而高密度水泥浆有较好的堵漏效果，且封固质量优良，保证了固井质量。 在车 408-2 井，在钻井过程中油气侵严重，多次发生井涌，加重至 1.65g/cm3 发生井漏，本井要求封固 1800m，为了防止固井现场施工时发生水泥浆漏失，在非主力油层段应用粉煤灰水泥浆（密度小于 1.65g/cm3） ，主力油层段采用高密度水泥浆（密度大于 1.95g/cm3） ，并把粉煤灰水泥浆稠化时间延长，为进一步压稳高压层，候凝时采用环空加压候凝。现场施工未发生井漏，固井结束 30 分钟后环空加压 5Mpa 候凝，36 小时后测固井，固井质量第一界面、第二界面合格。在车 408-7 井
15、，下完套管开泵循环蹩漏地层，固井过程中，在非主力油层注低密度水泥浆1.551.60 g/cm 3 水泥浆，主力油层应用高密度水泥浆（密度大于 1.95g/cm3） ，替泥浆时泵压升高很快，为防止蹩泵压漏地层，把排量降至 1m3/min，固井施工顺利，测井后固井质量第一界面、第二界面合格，说明高密度水泥浆具有较高的顶替效率。4.3 高密度水泥浆在蒙古宗巴音油田固井中的应用在蒙古宗巴音油田固井现场施工中，通过提高水泥浆密度（油层井段水泥浆密度提高到 1.95 g/cm3） ，调整水泥浆失水量、稠化时间、稠度等，解决了蒙古固井质量差的问题，2005 年钻井 11 口，管外封隔器5第一界面合格率 10
16、0%，第二界面合格率 96.7%，大大提高了固井质量。表 2 2004 年以前蒙古固井质量统计表序号 井号 主要油 层数 第一界面胶结差油层数 第二界面胶结差油层数 测井评价1 查 147 38 4 25 不合格2 查 145 33 0 15 一合二不合3 查 1410 30 0 13 一合二不合4 查 142 24 0 19 不合格合计 125 4 72表 3 2005 年以后蒙古固井质量统计表序号 井 号主要油层数第一界面胶结差油层数第二界面胶结差油层数 测井评价1 宗东 2 7 0 0 合格2 宗东 3 8 0 0 合格3 查 14-2 34 0 0 合格4 查 14-8 17 0 0
17、合格5 查 14-23 16 0 0 合格6 查 14-21 25 0 2 一合二不合格7 查 14-16 33 0 0 合格8 查 14-17 16 0 0 合格9 查 14-22 19 0 3 一合二不合格10 查 14-27 19 0 2 一合二不合格11 查西 1 20 0 0 合格合计 214 0 75 结论与建议1）采用锁水剂固井能有效防止水泥浆稠化过程中的油气水干扰，在浅层疏松高渗地层中能有效地提高第二界面的固井质量。2)提高水泥浆密度及稠度，降低水泥浆失水，是提高固井质量的有效方法。3）固井需要加强监督管理，通过对固井全过程的监督，能有效地避免了人为因素的固井事故发生，确保固井
18、质量。参考文献1 杨振杰,李家芬,苏长明; 钻井工程固井胶结界面研究现状 J;石油钻探技术; 2005 年 06 期2 陈英,舒秋贵; 低温微细低密度水泥的实验研究 J;天然气工业 ; 2005 年 12 期3 杨志毅; 低压易漏、易窜井固井技术研究与应用 D;西南石油学院; 2003 年4 杨振杰; 胶结界面的微观结构与界面胶结强度强化机理研究 D;西南石油学院; 2002 年5 陈养龙,田绍臣,李忠庆,张广磊,游志明; 低压易漏井固井技术 J;断块油气田; 2001 年 05 期6 董丽娟,孙文才,许长勇; 提高高渗欠压层固井质量的技术与应用 J;石油钻探技术; 2006 年 04 期7 赵艳,周仕明; 新型防窜水泥浆体系的研究与应用J; 钻井液与完井液; 2001 年 06 期; 30-32
