如何提高冀东油田固井质量分析与对策修改稿.doc

研讨会材料提高冀东油田固井质量分析与对策大港油田集团钻井工程公司固井技术服务公司2003年9月提高冀东油田固井质量分析与对策王桂富冀东油田位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部，油气勘探开发主要集中在南堡凹陷陆地的柳赞、高尚铺、老爷庙和北堡四个二级构造带及周边凸起。自1994年大港固井进入冀东市场以来，先后在以上四个区块完成了多口井的固井作业。为了进一步提高冀东油田的固井质量，对以上四个区块的特点进行分析，并作出相应的对策。一、冀东油田各区块地质特征冀东油田总体地质特点是断层多、断块小、油藏类型多、油水关系复杂，属于复杂小断块油气田。据高尚堡、柳赞区块沉积相研究，冀东油田主要有五套含油层系，明化镇组为曲流河沉积，馆陶组为辫状河流沉积，东营组为河流三角洲沉积，沙二段为浅湖相及半深水湖相成积，沙三段为三角洲沉积。由于沉积作用和成岩作用的影响，造成了纵向上和平面上储层物性变化大，非均质性严重。1、柳赞区块，柳赞构造带为柏各庄断裂下降盘的背斜构造，属凹陷近边构造带系列。该区块分为柳北和柳南油气藏，柳北地区的主要产层为沙河街组砂三亚层，属构造层状油藏，埋深于29683396m，属于低饱和、低压、中孔、中渗油气藏，是冀东油田主力注水开发区块之一。柳南区块开发的目的层是上三系的明化镇组和馆陶组的浅层油气藏。2、高尚铺区块，高尚铺构造带是凹陷北侧的中央隆起带，属于中央构造带系列，其构造形态比较复杂。油藏主要分布在东营组地层和沙河街段地层，其地质特点是地层渗透性差、层间、层内和平面非均质性都较强。单井钻遇的油层段较长，无统一的油水界面。3、老爷庙区块，老爷庙构造带位于南堡凹陷北部北缘。油气层分布在明化镇组、馆陶组和东营组地层中。明化镇组次生、中-高孔、中-高渗油气藏。馆陶组储层属中-高孔、中-高渗断块油气藏。东营组地层中，东一段岩性为砂岩和砂泥岩互层，属中-高孔、低-高渗油藏；东二段储层属中孔、中渗油气藏；东三段具有工业油流的储层属于低-中孔、低渗和特低渗油藏类型。4、北堡区块，北堡构造带位于南堡凹陷西侧，属凹陷近边构造带系列。油层主要发育在东营组地层的东三段和沙河街组地层的沙一段、沙二沙三段，三套烃源岩层。馆陶组地层岩性为砂砾岩互层，油气富集于中部砂组顶部薄砂层中，横向连续性差，油藏具有幅度低，埋藏浅，具有初期产量高的特点。东营组地层中，东一、二、三段断鼻油藏，主力油层段砂岩连续性好，油层物性好，油藏产量高，具有比较高的气油比，是北堡地区优质储量的重要层系，属高孔、低-高渗透储层。沙河街组地层中，属火成岩构造岩性油气藏，具有高压、高产和高气油比的特征。储层岩性上部以大套砂砾岩为主，中部以砂泥岩互层为主，深层砂岩位于大套火成岩（玄武岩）的顶底裂缝中，属低孔低渗储层。二、冀东油田固井难点鉴于冀东油田以上地质特点，在不同区块所钻的勘探、开发井有其不同特点，各区块典型井身结构见下表：井号井别井身结构区块固井类别M1081评价井444.5mm129.99m+339.7mm127.81m+311.1mm2250.81m+244.5mm2248.67m+215.9mm3932.00m+139.7mm3927.00m老爷庙双级注L1301预探井444.5mm178.31m+339.7mm175.31m+311.1mm1987.00m+244.5mm1984.14m+215.9mm3300.00m+139.7mm3294.96m柳赞单级北123预探井444.5mm350.00m+339.7mm347.20m+311.1mm3302.00m+244.5mm3299.61m+215.9mm4468.00m+139.7mm4458.81m北堡单级G102-1预探井444.5mm135.00m+339.7mm133.24m+311.1mm2092.00m+244.5mm2089.80m+215.9mm3263.00m+139.7mm3558.12m高尚铺单级对于不同区块的地质特征以及不同勘探开发目的的需要通常出现的固井难点：1、为了有效封固油气层以及保障后期作业的顺利进行，部分区块内封固段较长，封固段超过1000m的井较多，例如M142井，水泥封固段长达1400m。2、地层压力分布不均匀，特别是调整井固井，由于长期的高压注水和局部采油，严重破坏了原始压力系统，整个井眼内形成了高低压力系统相间分布的状态，并且邻井可参照性降低，平衡压力固井技术难于实现。3、裸眼井段较长，尤其是调整井区块的二开开发井，钻井期间容易出现复杂情况，井口套管头处不能进行环空憋压候凝措施，实现有效压稳油气层的手段具有了局限性。4、部分探井的井眼质量较差，由于取芯等作业的实施，加上钻井采取的手段不当，使井径扩大率严重超标，如M142井封固段井径扩大率超过34%，L2021井部分井段井径扩大率超过150%，这样给环空的有效替净带来了诸多困难。5、冀东油田定向井居多，尤其是大位移井，井斜角大，套管贴边严重，对套管居中度提出了严肃的挑战。理论上套管居中度小于67%就会影响固井质量。6、复杂井较多，许多井在钻井过程中出现了涌、漏、塌、卡现象，尤其是老爷庙、北堡、高尚铺浅层等高低压并存的复杂区块和发育在火成岩裂缝中的油气藏。复杂情况的出现往往具有连带关系，井漏后，若措施不当，通常会出现井涌、井喷等连带井下事故。复杂井严重地干扰了固井技术措施的有效实施。三、针对不同情况采取的对应措施大港油田在冀东油田已服务多年，积累了一定的成功经验，并在实施中已加以证实，与甲方领导一起已构筑了一套行之有效的方案。1、认真开好固井协作会，详细了解井的地质、工程情况。对所需工具、井下附件提前进行精心准备，制定出必要的固井措施。对于复杂井必须先处理事故复杂情况使井眼正常后，方可进行下步作业。例如漏失井必须先进行堵漏作业，有效的静堵或循环堵漏后，在正常钻井液性能的前提下建立循环，排量逐渐增至设计要求值；活跃油气层固井，事先测试油气上窜速度，并与气测数据对应相符合，要求油气上窜速度小于15m/h。2、电测后进行原钻具通井，根据电测井径实际情况确立合适的洗井排量，要求大部分井眼环空返速在1.1m/s以上；在井径变化率较大、狗腿度严重的井眼处进行短起下钻作业，修整井壁；将钻铤放于“糖葫芦”井眼的“大肚子”处进行分段循环，活动井眼死角处的沉砂和滞留粘稠钻井液；必要时注入粘度、切力各异的钻井液，改变环空流体的流态，使环空各段液柱具有不同的流变性能，低粘切流体达到高速紊流，有利于冲刷井壁虚泥饼和砂桥，高粘切、高比重流体可有效携带虚泥饼和井内沉砂；调整钻井液性能，使井壁形成致密的泥饼层，有利于井眼的稳定，同时开动地面固控设备，清除钻井液中有害固相。井眼畅通、清洁后，方可起钻准备下套管。3、下套管严格按照有关的规定、标准执行。在大井眼处以下套管安放旋流发生器，有利于改善经过该处环空流体的流型，有效冲刷井壁虚泥饼，提高顶替效率；在适当位置安放弹性扶正器保证套管居中度；在大井斜、全角变化率大的井眼处复合使用弹性双弓扶正器和刚性滚轮扶正器，减小下套管摩阻。4、进行平衡压力固井设计，既要保证压稳油气层，又不能过压太多，有利于保护油气层。针对不同区块的地质特征和地层压力体系情况进行计算机模拟设计。对于薄弱易漏地层，固井前必须制定防漏措施，在固井液柱结构上考虑尽量减小井底静液柱压力，采用低密度水泥浆，或者采用低返速塞流顶替技术来减小环空压耗。对于活跃油气层固井采用以下几种行之有效的压稳技术：固井前压稳，通井时一般要求油气上窜速度小于15m/h，保证井壁稳定及电测等作业的顺利进行，为固井创造一个良好的先决条件。固井时压稳，套管下到预计深度后，开泵时刻注意钻井液进出口的密度和粘度变化情况，一般要求进出口密度差小于0.02g/cm3，固井轻质前置液的的数量和密度要适当，不可对活跃浅层气起到诱发作用。候凝期间压稳l 全井钻井液加重，靠钻井液静液柱压力的传递对水泥浆失重的压力损失给予补偿；l 环空打重帽，设计一定数量高密度的泥浆作用于环空固井液的顶部，补偿水泥浆失重所产生的压降；l 稀水泥浆在固井施工中起到双重作用，水泥浆失重期间的压力补偿和紊流冲刷井壁；l 多凝水泥浆，环空水泥浆柱自上而下稠化时间逐渐缩短，并且各级水泥浆稠化时间拉开差距，候凝期间自下而上各级水泥浆逐级失重，上部未稠化水泥浆补偿失重所产生的压降；l 人为环空憋压，固井施工结束后，人为地从套管头处向环空憋压，作为水泥浆失重的压力补偿。以上压稳措施对于高尚铺、老爷庙等地区的高压、低孔、低渗油气藏来说非常有效，但就柳北地区沙三亚层的低压、中孔、中渗透油藏效果不明显。油层连同性好，孔隙压力偏低，1.2g/cm3的泥浆密度就可以将油层压稳，固井中也可以确保无油气上窜，但正对油层段的固井质量不理想。认为候凝水泥浆失重期间，有油气侵入环空，经大幅度过压措施后，主力油气层固井质量仍然未达到理想状态。固而认为在水泥浆凝固前，由于地层连同性好、渗透率相对较高，由于固井时高压差的作用，使水泥浆中的分部水分侵入地层，影响了水泥浆的胶凝强度。这一理论有待于我们和甲方专家深入探讨、研究。5、替净技术，提高泥浆顶替效率是保证固井质量的重要环节，包括两方面内容，即套管内和环空双替净。套管内主要是保证底部水泥浆纯度提高水泥塞质量，通过双胶塞固井工艺，注前置液前压入空心胶塞刮净套管内壁上的残留泥浆，注水泥浆后压入实心胶塞刮净管壁上残留的水泥浆，来实现套管内的替净。提高环空泥浆顶替效率应采用以下几方面措施：固井前调整泥浆性能，使其达到完井时的性能指标，根据要求适当降低泥浆的粘度、切力，并保证性能稳定、均匀。优选前置液体系，根据井径、排量和环空返速确定其数量，粘度、密度逐步上升，要求紊流接触时间不少于7min。有效冲洗井壁和套管壁上残留的虚泥饼和钻井液，在泥浆和水泥浆之间形成有效的紊流隔离。根据井径情况优选泥浆的顶替排量，要求水泥浆上返速度在1.21.3m/s，前置液紊流，水泥浆达到高速层流状态。在井径扩大率较大，难以实现水泥浆的有效层流情况下，可采用低返速、塞流顶替来提高顶替效率。替泥浆操作要平稳，没有特殊情况严禁中途停泵，以免造成中途环空液体静止或改变流型，使泥浆在井壁和套管壁上滞留，造成人为窜槽。排量不稳增加对地层的激动压力，容易引起井壁坍塌或井漏等事故。6、套管密封，在注气井和高压油气井中，推广应用气密扣套管，大港油田已使用数十口井，厂家主要有日本新日铁公司NS-CC，日本住友公司的TM和阿根延的SEC套管。使用性能可靠的井下附件，浮箍、浮鞋和分级箍等，同时配合使用马斯特螺纹密封脂，使管串密封性能更加可靠。7、根据不同区块、不同井型、不同固井要求优选水泥浆体系。大港固井公司储备有多种水泥浆体系。l G级水泥+JS-2系列l G级水泥+G60S+CF40S系列l G级水泥+BXF-200L系列l 粉煤灰低密度水泥系列l 空心漂珠低密度水泥系列l 矿渣MTC系列l 超高密度水泥浆G级水泥+铁矿粉+其它添加剂系列以上各系列水泥浆，适合温度范围35197，密度范围1.352.50g/cm3，API失水可控制到50ml以下，自由水接近于0%，低密度水泥石保证24小时抗压强度大于14MPa，超高密度水泥石48小时抗压强度大于16MPa，基本能满足各种井型、各种固井工艺的施工要求和油气层保护的要求。各种水泥浆体系稠化时间均可调，用于封固主力油层段的速凝水泥浆，其稠化曲线可调至最佳，基本达到直角稠化。8、环保措施，冀东油田地表，虾池、鱼塘、盐池、稻田及村庄广布，因此环保问题尤为重要。我们从五方面进行环境保护：人员教育，组织职工认真学习QHSE体系文件，严格执行该文件规定的内容，提高职工思想素质和环保意识；车辆行驶，车辆在交通行驶过程中严格遵守交通法则，经过村庄、农田和养殖厂时，一定要减速慢行，平稳行驶，争取作到不扰民、不污染；施工作业中，各种设备、工具要操作平稳，采取有效措施，使无组织排放不超标；污水排放，施工作业中产生的污水，按要求排放到指定地点，保持施工现场清洁卫生；生活垃圾处理，生活中的垃圾和废物，收集起来，按要求堆放在指定地点。四、技术保障1、项目组人员技术人员选用具有五年以上固井施工实践，经验丰富的人员担任。固井施工操作人员，选用责任心强，具有灵活应急处理能力的操作手承担。项目主管负责领导亲自上井组织施工。2、设备、工具选用具有国际先进技术水平的固井设备承担主体固井施工作业，哈里伯顿生产的CPT-Y4型双机双泵固井作业车和四机厂生产的GJC40-17型单机单泵水泥车，这两种车型都具有二次混浆能力，水泥浆密度自动控制、检测系统。固井参数可自动显示，并能记录、打印。与其它设备相配合，保证下灰流畅、水化完全、水泥浆密度稳定、连续施工。除配备常规固井井口工具外，各种尺寸、规范的井下附件准备齐全，常规井采用国产胶塞、弹簧半球式浮箍、浮鞋。对于大位移、水平井以及双级注等特殊要求的井采用进口井下附件，常备的有TOP、哈里伯顿、威德福三家公司生产的附件，包括双胶塞、浮箍、浮鞋、分级箍等。尾管悬挂器等附件选用德州大陆架公司的产品。具体设备、工具见下表：作业类型型号性能生产厂家数量注水泥、备用CPT-Y4双机、双泵、自动混浆哈里伯顿1GJC40-17单机、单泵、自动混浆四机厂1供水车SNC35-16四机厂1压塞车AC400C单机、单泵陕汽/罗马尼亚1流量计仪器车WH5050武汉客车厂1工具车东风中国一汽1立式储灰仓24m3、2.0t/min大港4运灰罐SX124112m3、1.8t/min陕汽/大港6压风机VF-12/6-C12m3/min、0.6MPa1井口工具水泥头、管汇、闸门31/220若干联顶节若干3、后勤保障项目组人员、设备常驻冀东油田，保障及时到达现场施工。另外在前线设备运转不开或特殊情况下从大港固井公司及时上设备，保证三小时内到达施工现场。大港固井公司作为冀东项目组的技术后盾和技术储备力量，遇到困难和复杂的技术难题及时反馈到公司进行研究讨论制定出有效的对应技术措施，全力保障冀东前线施工作业。4、技术支撑1999年大港固井公司成立了固井技术研究所，使公司整体技术水平有了很大的提高。近年来我们加强了科研攻关，在固井技术和工艺研究上取得了一定的成果。科研成果有：矿渣MTC体系的研究与应用，超低密度水泥浆的应用，调整井固井技术研究，多种压力体系并存固井技术研究，低返速塞流顶替技术研究，纤维水泥浆体系研究，潜山深部油气藏固井技术，大位移、水平井固井技术等。因此我们有实力完成各类井的固井工作。积极配合甲方油田公司推行、实施新工艺、新技术；遇到技术难题与甲方和兄弟固井队及时沟通、交流、解决；认真学习、了解其它施工队伍的先进经验和先进工艺技术。整个大港固井公司将上下一心全力支持冀东固井项目，为冀东油田有效勘探、开发服务。五、固井业绩自1964年以来，大港固井公司进行常规固井8100多口，双级注固井100口，尾管固井76口，尾管回接固井15口，内插法固井25口。矿渣MTC固井18口，水平井（包括大、中、小曲率半径）固井19口，地热井固井42口。乌深1井为最深井，垂深5460m，单级封固段长达2805m，双级封固段长5460 m，井温高达197，最大注灰量211m3，顶替量231.5m3。尾管固井中包括老井套管开窗侧钻井，其中板深32井为尾管固井之最，尾管下深5153m，尾管长度2453m，注灰量65m3，顶替量71.1m3，井斜角38，井温173，而且本井在钻井过程中发生13次井漏、多次井涌，漏失泥浆2000m3以上，通过多次探讨研究，制定出有效的技术措施，顺利地完成了该井的固井施工作业。水平井固井中，房H1井，套管下深3652.16 m，最大井斜角93，井温110。大位移井固井中，红9-1井井深2300.58m，垂直深度1180.6m，水平位移1727.54m，最大井斜角76.22/1264m，水平位移与垂深之比为1.463 ：1。港深691井井深5464m，垂直深度4300m，水平位移3117.32m，最大井斜角