2提高多壓力層系井固井質(zhì)量的認識與實踐

1、1提高多壓力層系井固井質(zhì)量的認識與實踐提高多壓力層系井固井質(zhì)量的認識與實踐李天群(大慶鉆井生產(chǎn)技術(shù)服務(wù)公司163358)摘要摘要大慶油田經(jīng)過多年的注水開發(fā)，目前已進入高含水后期，油層壓力系統(tǒng)和儲層狀況均發(fā)生了很大變化，三次加密調(diào)整井固井所存在的壓穩(wěn)與防漏的矛盾更加突出，固井難度越來越大。本文圍繞地層壓差影響固井質(zhì)量的實驗研究成果，就地層壓力調(diào)整試驗及DPDR水泥體系、增韌防漏水泥漿體系、套管外環(huán)空加壓裝置等工藝技術(shù)的現(xiàn)場試驗效果進行了分

2、析。通過各種配套技術(shù)的應(yīng)用，提高了加密調(diào)整井的固井質(zhì)量，初步總結(jié)出各種技術(shù)措施的適應(yīng)性和應(yīng)用界限。主題詞主題詞低滲高壓低滲高壓多壓力層系多壓力層系固井質(zhì)量固井質(zhì)量配套技術(shù)配套技術(shù)現(xiàn)場試驗現(xiàn)場試驗大慶油田大慶油田大慶油田經(jīng)過多年的注水開發(fā)，目前已進入高含水后期，油層壓力系統(tǒng)和儲層狀況均發(fā)生了很大變化，三次加密調(diào)整井固井所存在的壓穩(wěn)與防漏的矛盾更加突出，固井難度越來越大。隨著固井技術(shù)的提高，大慶油田已形成了一套以“壓穩(wěn)、居中、替凈、密封“等

3、為方針的薄隔層固井技術(shù)。但隨著井網(wǎng)的進一步加密，各層系間壓力差別的矛盾日益突出，新投加密井的固井質(zhì)量尚不理想。例如，2001年杏十二區(qū)新鉆16口三次加密井，投產(chǎn)后不久有2口井發(fā)生了管外噴冒，2002年對其中的4口井進行了硼中子壽命測井，發(fā)現(xiàn)竄槽率達到19.2%；2004年杏十二區(qū)三次加密先期完鉆的79口井經(jīng)過延時聲變檢測，固井優(yōu)質(zhì)率僅為36.7%。針對這一問題，我們從多壓力層系固井難點及基礎(chǔ)理論研究入手，開展了試驗應(yīng)用了一系列有利于固井

4、質(zhì)量的技術(shù)措施，在獲得較好效果的同時，對單項技術(shù)措施的運用條件取得了階段性的認識，逐步摸索出提高加密調(diào)整井固井質(zhì)量的有效途徑。1地層壓差影響固井質(zhì)量的原因分析地層壓差影響固井質(zhì)量的原因分析由于長期的注水開發(fā)，目前大慶油田地下已形成高壓層、常壓層、低壓層等并存的多壓力層系。地層壓差對固井質(zhì)量的影響表現(xiàn)在兩方面：一是層間壓差，即高壓層與低壓層之間孔隙流體壓力的差值；另一個是環(huán)空壓差，即地層的孔隙壓力與漿柱壓力的差值。從2004年杏十二區(qū)先期

5、完鉆的79口三次加密井層間壓差與膠結(jié)質(zhì)量的對比分析（見表1）可以看出，層間壓差對固井質(zhì)量造成較大的影響。表1層間壓差與膠結(jié)質(zhì)量對比表層間壓差（MPa）〈5566778899101011合計聲檢井數(shù)（口）25101720141179非優(yōu)質(zhì)井數(shù)（口）014111411950非優(yōu)質(zhì)井比例（%）020.040.064.770.078.681.863.3在固井過程中，由于需要應(yīng)用漿柱來實現(xiàn)壓穩(wěn)高壓層，層間壓差的變化實質(zhì)上反映了環(huán)空壓差的變化。下圖

6、1是在CBL測井儀條件下測試的不同環(huán)空壓差下的A級水泥膠結(jié)質(zhì)量室內(nèi)模擬實驗。100聲幅（%）0246810503一是生產(chǎn)階段調(diào)整，根據(jù)鉆井區(qū)塊地層壓力預(yù)測和分層測試結(jié)果，在實施鉆井前較長時間（3—5）個月對地層壓力剖面進行調(diào)整。調(diào)整的對象與措施如下：①對于異常高壓層壓力系數(shù)大于1.70的層，采取注水井停層的方式。②對于異常高壓層壓力系數(shù)1.65—1.70層，采取降低注水量的方式。③對于地層壓力系數(shù)低于0.8的高滲欠壓層，采油井停采或調(diào)整

7、采油井的產(chǎn)液量，注水井增加注水量的方式。二是鉆關(guān)調(diào)整階段。根據(jù)不同層系注水井降壓規(guī)律，制定合理的鉆關(guān)方案。注水井鉆關(guān)范圍一般是距離待鉆井450m—600m，關(guān)井井口剩余壓力2MPa—3MPa，注水井開井時間是固井后10d—15d；采油井關(guān)井范圍距離新鉆井50m之內(nèi)產(chǎn)液量大于50m3，開井時間是固井后24小時。地層壓力調(diào)整試驗共對三套井網(wǎng)33口油水井鉆前采取措施，其中注水井調(diào)整方案9口井，采取鉆關(guān)措施11口井；采油井采取停采措施4口井，調(diào)

8、整生產(chǎn)參數(shù)9口井。經(jīng)過對鉆后10口井地層壓力進行檢測，該區(qū)塊高壓層平均壓力系數(shù)1.346，低壓層平均壓力系數(shù)0.901，平均單井層間壓差達3.647MPa（見表3）。其中杏9D23340井經(jīng)過RFT實測，與壓力調(diào)整前的首鉆摸底井杏913337井測試成果對比，最高地層壓力降低了5.66MPa，層間壓差由8.13MPa降低到4.12MPa（見表4），使試驗區(qū)的壓力剖面得到了較好調(diào)整。表3杏八、九區(qū)新鉆三次加密井地層壓力檢測成果表序號井號高壓

9、層深度（m）層位地層壓力（MPa）壓力系數(shù)低壓層深度（m）層位地層壓力（MPa）壓力系數(shù)層間壓差（MPa）1X9D233401000.0SⅢ710.981.11945.0SⅡ106.860.744.122X9303337930.0SⅡ613.401.471060.0PⅠ410.911.052.493X923338970.0SⅡ1613.121.381055.0PⅠ39.790.853.334X9D33340985.0SⅢ412.551.

10、301053.0PⅠ39.290.903.265X9D33338990.0SⅢ613.101.351065.0PⅠ39.400.903.70平均13.0321.3469.390.9013.647表4地層壓力剖面調(diào)整效果對比表地層壓力(MPa)井號最高層位壓力系數(shù)最低層位壓力系數(shù)最大層間壓差MPa檢測時間杏9D2334010.98SⅡ71.1126.87SⅡ100.7414.122003.09.04杏91333716.64SⅡ131.78

11、78.51P1210.8508.132003.06.30差值5.660.6751.640.1094.022.2、DPDR水泥的評價與試驗2.2.1DPDR水泥室內(nèi)實驗評價2.2.1.1水泥稠化性能評價A級原漿形成結(jié)構(gòu)的過渡時間（從30Bc到100Bc）為39min，而DPDR水泥漿的稠化曲線接近“直角稠化”，過渡時間只有9min。表明DPDR水泥開始稠化時，其抗阻竄能力增加較快，能在很短時間內(nèi)補償由于水泥漿失重而造成的靜液柱壓力損失，有

12、利于提高固井質(zhì)量。2.2.1.2水泥低失水和膨脹性能評價實驗DPDR水泥在地層壓差的作用下、產(chǎn)生失水的同時，在濾失界面形成非滲透薄膜，從而控制了水泥漿體系的失水。通過失水量（38℃6.9MPa）對比實驗可知，DPDR水泥30分鐘的失水量為≤50ml，小于A級原漿水泥的失水量，有利防止水泥漿的水化破壞。另外，DPDR水泥還具有較好的膨脹性能，在固井后15天內(nèi)，膨脹率一直呈上升趨勢，有利于提高水泥環(huán)界面的封固質(zhì)量（表5）。表5DPDR水泥低