高温高压含气层泥浆注灰失败原因分析.doc

高温高压含气层注灰失败原因分析马金良摘要：实际注灰封层过程中，在多种因素综合作用下，有可能会发生灰塞质量不合格而返工的现象。本文分析了高温高压含气层注灰的难点，并举例分析了注灰失败的原因，最后总结了几点经验，希望能为大家以后的注灰施工提供帮助。关键词：高压含气层 注灰 返工原因常规的注灰封层工艺因工艺简单、成本低、可承受高压差、封堵效果好等优点，在各油田的封层作业中得到广泛应用。生产实践表明，该工艺在中温中压条件下，施工成功率很高，但在高温高压含气条件下经常会出现各种各样的问题。本文对高温高压含气层注灰进行了难点分析，并举例分析了注灰失败的原因，最后归纳总结了几点经验。一、高温高压含气层注灰难点分析高温高压含气层一般埋藏比较深，注灰封层施工过程需要时间较长，也就是说所配制的水泥浆需要有足够长的初凝时间。地层高温会加速水泥浆的凝固；地层高压会使水泥浆在凝固过程中与套管壁发生相对移动，降低封堵效果。地层溢出的高压天然气极易对尚未完全凝固的水泥浆造成“气侵”，最终在水泥塞中形成“蜂窝”， 造成灰塞质量不合格。目前常用的油井水泥有G级和D级两种级别。G级水泥适用井深02440m（适用温度093），最小稠化时间100min；D级水泥适用井深18303050m（适用温度76.7127），稠化时间90120min。当地层温度高于水泥适用温度时，应在配制的水泥浆中添加适量的缓凝剂、悬浮剂等添加剂，以延长水泥浆的初凝时间。缓凝剂用量使用不当，则会导致水泥浆初凝时间过长或太短，造成工程质量事故。下面以B34X1井为例，分析导致注灰失败的原因。二、B34X1井基本数据及试油简况B34X1井用139.7mmP110（壁厚9.17mm）套管完井，完钻井深4748m(垂深4559.82 m)，最大井斜28.22/4506.75m，造斜点2656m。2011年5月对该井第三层（井段4351.04382.7m）负压射孔后无油气显示，测6h液面恢复求产，平均液面1981.5m，折日产液 0.2t。用清水60m3反洗井后关井测72h压力恢复（压力恢复曲线见图1），油套压为0，测得静压40.53MPa，折算压力系数0.98。清水洗井后起出射孔枪，下入压裂管柱，压裂施工，打入瓜胶液287 m。放喷求产后期，油畅状态下，日产气400500m3，无液。用液氮降液面至2973m，测5h液面恢复求产，平均液面2945m，折日产液2.66t。压裂后累计出残液163.94m3，出油6.9m3，压裂液返排率57.1%。用清水洗井后起出压裂管柱，完成注灰管柱深度4387.39m。用清水正循环洗井至出口无气后等注灰，关井13h后井口压力升至18MPa。图1 B34X1井第三层射孔后的压力恢复曲线4351.0m4382.7m待封闭层人工井底4424m注灰深度4387.39m反洗深度4311.49m套管油管灰面4372.75m图2 清水注灰管柱示意图三、B34X1井注灰封层经过1、清水注灰封层4351.0m4382.7m待封闭层人工井底4424m注灰深度4368.35m反洗深度4311.49m套管油管第一次灰面深度4372.75m图3 第一次泥浆注灰管柱示意图用清水正循环洗井脱气至出口无气后，停止洗井，开始配注密度1.85g/cm3水泥浆1.5 m3，顶替至油套灰面平衡。起管8根，完成喇叭口深度4311.49m，反洗出多余灰浆。起管20根后，井口加压26MPa关井候凝72h，井口压力降至20.5MPa。加深管柱探灰面深度4372.75m。实注灰塞厚度14.64m。注灰管柱如图2所示。（说明：从配置水泥浆开始至反洗完多余水泥浆共用时180min。反洗出水泥浆时，出口见大量气）2、第一次泥浆注灰封层清水正循环洗井脱气后，完成注灰管柱深度4368.35m。用密度1.53g/cm3泥浆正压井至出口泥浆密度1.52g/cm3。正打前垫淡水2.4m3，配注密度1.85g/cm3水泥浆1.8m3，后垫淡水0.9m3，顶替密度1.53g/cm3泥浆14.4m3至油套灰面平衡。起油管6根，完成反洗深度4311.49m后反洗出多余灰浆。起管32根后，井口加压10MPa关井候凝48h，井口压力降至6.5MPa。加深管柱探至4369.5m遇阻。用泥浆反循环洗井，未见到灰浆返出。次日发现罐底泥浆钙化严重。注灰管柱如图2所示。（说明：顶替完成停泵后，出口又出了泥浆约0.4m3）4351.0m4382.7m待封闭层人工井底4424m注灰深度4368.35m反洗深度4311.49m套管油管第一次灰面深度4372.75m图4 第二次泥浆注灰管柱示意图灰面4320.89m3、第二次泥浆注灰封层用密度1.53g/cm3泥浆正循环洗井脱气降温后，正打前垫淡水1.6m3，配注密度1.85g/cm3水泥浆1.8m3，后垫淡水0.6m3，顶替密度1.53g/cm3泥浆14.6m3至油套灰面平衡。起油管6根完成反洗深度4311.49m，反洗出多余灰浆。起管20根后，井口加压10MPa关井候凝72h，井口压力降至8MPa。加深管柱探灰面深度4320.89m。清水反替出井内泥浆后，用清水对灰塞试压25MPa，30min压力不降合格。下套管刮削器刮削至灰面后，因无压风机而关井。关井44h后，发现井口压力升至14MPa，说明灰塞质量不合格。（说明：注灰时，顶替量与返出量一致，无其它异常情况。）四、封层失败原因分析1、第一次注灰失败原因分析（1）射孔后的压力系数不可靠，而且压裂后也没有关井测压，造成清水能压住井的误导。根据关井候凝后的井口压力推算，地层压力系数为1.50。（2）配制水泥浆的过程中没有继续洗井脱气，地层气体在此阶段又溢出地层，导致灰浆到达井底后被气侵严重，反洗井时有部分灰浆被洗出。2、第二次注灰失败原因分析（1）压井后直接注灰，没有彻底循环洗井，在不同井深处可能存在比重不一致现象。按照理论量顶替完毕后，该问题凸显出来。水泥浆由于井底的油套压力差，大部分被送入油套环空，起管柱后被反洗出来。（2）探灰面循环洗井后，次日发现罐底泥浆钙化严重，判断有灰浆洗出。据此判断，有可能是因缓凝剂性能不稳定，导致灰浆初凝时间太长，还未凝固。3、第三次注灰失败原因分析（1）注灰前的循环洗井排量小（约330L/min），未能将附着在套管壁上的钙化泥浆冲洗掉。前垫淡水量小，未将套管壁冲刷干净，导致灰浆与套管壁胶结不好。（2）本次在层的中上部洗井注灰,底部蜂窝中的气体无法通过洗井脱出来。在水泥浆初凝时间内，底部蜂窝中的气体通过置换作用向上运动至灰浆段，形成新的蜂窝，造成灰塞质量不合格。五、注灰成功案例1、B89X1井概况B89X1井采用139.7mm油层套管完井，试油井段4044.1-4075.7m，压裂后水力泵排液求产，泵压25MPa，日产油4.71t，有少量气。压裂后实测油层中部压力60.35MPa，压力系数1.60，温度152/3977.6m。4044.1m4075.7m待封闭层人工井底反洗深度3985mm套管油管注灰深度4080m图5 B89X1井泥浆注灰管柱示意图灰面3992m2、封层简况注灰前下油管至4080m处，用密度1.55g/cm3泥浆正循环洗井降温脱气、调整泥浆比重至进出口一致。然后正打前垫淡水1.6m3，配注密度1.85g/cm3水泥浆2.5m3，后垫淡水0.6m3，顶替密度1.53g/cm3泥浆13.6m3至油套灰面平衡，起油管10根完成反洗深度3985m，反洗出多余灰浆。起管20根后，井口加压10MPa关井候凝72h，井口压力降至7MPa。加深管柱探灰面深度3992m。清水反替出井内泥浆后，用清水对灰塞试压25MPa，30min压力不降合格。降液面至1775m，经过4h液面不上升，负压验证合格。六、经验总结1、对于高压低渗层，如果无原油和天然气产出且清水洗井后溢流速率不大，可以考虑用清水注灰封层。否则，还是建议注灰前，使用比重大于或等于地层压力系数的压井液压住井，使地层流体不进入井筒或在水泥浆初凝时间内不进入井筒。2、水泥浆与卤水、高比重的无固相压井液接触后容易发生速凝或闪凝现象，一二百米的隔离液在反洗多余灰浆前早就与压井液发生混合而丧失隔离作用，因此不推荐使用这些压井液注灰。泥浆性能稳定，在隔离液的作用下，即使与水泥浆发生了接触也不会立即发生钙化，不容易与隔离液混合，是注灰封层的理想介质。3、获取确切的地层静温数据，合理添加缓凝剂。封闭井段的静温资料大多是通过较浅处测得的数据推算而来，容易夸大地层实际温度。按照推算出来的温度数据做出来的水泥浆配方中，缓凝剂理论用量要比实际需要量多，造成在地层条件下，水泥浆初凝时间过长，给地层气体足够的溢出时间，从而破坏灰塞质量。4、对高压含气层注灰封层前，要下管柱到油层底界以下循环洗井脱气降温。配制水泥浆的过程中，最好不要停止洗井脱气。5、在用泥浆注灰前，要彻底循环洗井，调整泥浆比重至进出口一致，直至停泵后没有油套不平衡现象。6、水泥浆初凝前，在井口施加适当的压力，使井底压力大于地层静压，保证水泥浆初凝期间，地层流体不能侵入井筒，影响灰塞质量。7、若需要封闭的层高压高温且含气，但没有开采价值而且能确定不会投产该层，建议直接在层底界以下开始注灰封层；否则，可以考虑先在层顶界以上打桥塞，暂闭储层，然后填砂保护桥塞，最后在砂