乌拉通1g井、350井长裸眼段固井技术

乌拉通1g井、350井长裸眼段固井技术

1-g井和350井是乌兹别克斯坦的第一个水平井，其结构基本相同。这些井位于该国南部的克洛马拉油田。该油田面积小、产量高,是乌兹别克斯坦的主力油田。产层为珊瑚礁地层,属低压高渗高丰度油藏,渗透率为200～400μm2,孔隙度为17%,含油饱和度为79%,产层压力为21～28MPa,油层中部垂深为3045m,当量密度为0.70～0.95g/cm3。钻井和完井中存在三大技术难题制约油田的开发:油田近一半区域含有高压盐水层;油气层段地层压力太低,易引起严重井漏和先井漏后井喷,导致无法完井;固井时先漏后窜,气从环空套管中间窜出,或油气层窜槽只出气不出油,达不到采油目的。1固井准备1.1下至井深cg1-G井、350井井身结构为:φ508mm表层套管下至井深450m左右,φ339.7mm技术套管下至井深2300m左右,φ244.5mm尾管下至井深2950m左右,φ139.7mm油层套管下至井深3650m左右(下部水平段500m为筛管)。用φ508mm表层套管和φ339.7mm技术套管固井时,钻头和套管环空容积大,井径扩大率达20%,环空容积成倍增大,水泥量极大,注水泥时间长,环空返速低,顶替效率低,容易发生窜槽。1.2井内温度检测1-G井钻至井深400m时,钻井液出口温度达到42℃,钻至井深2300m时,钻井液出口温度为78℃,为全井最高;钻至井深井深3677m时,测得钻井液出口温度为68℃。据计算,该油田2300m以上井段存在异常高温层(比正常井温高出25℃),对水泥浆的稠化时间影响最大,威胁施工安全。1.3胶结性层间该区块井深2380～2980m有600m盐膏层,易发生塑性流动,如水泥环胶结不良,套管极易被可溶性地层塑性流动挤毁。采用饱和盐水钻井液和提高钻井液密度的方法控制井径扩大和盐膏层蠕动。1.4井漏无出的严重井漏油层段钻井液1-G井钻至井深2994.7m时发生渗漏(钻井液密度为1.09g/cm3),至水平段井深3260m时,发生有进无出的严重井漏(油层段钻井液密度为1.06g/cm3),上面气层出气下面油层漏失。经过4次打水泥堵漏无效后,换用密度为0.95g/cm3的水包油钻井液(混油量达40%),维持钻进到完钻井深(3677m)。电测和下套管过程中发生多次溢流、固井防漏防气窜难度大。1-G井井身结构见图1。2该计划和措施2.1大型管道防止腐败和井的形成2.1.1管井固井与管井的注意事项(1)φ508mm表层套管、φ339.7mm技术套管采用插入式固井工艺,防止套管内窜槽,解决顶替量过大、替量记录难、顶替时间长等问题。(2)使用两凝水泥浆,在保证施工安全的前提下,缩短尾浆的稠化时间,延长领浆的稠化时间,有利于压稳地层流体。(3)多加套管扶正器,增加套管的居中度。(4)在套管下完后稀释钻井液并充分循环,固井前的钻井液具有较好的流动性,粘度低于50s,钻井液循环两周以上。(5)固井前注入部分稀释钻井液,再注入大量的前置液,清洗井壁、冲刷厚泥饼,提高顶替效率。(6)大排量注水泥浆和顶替。2.1.2固井效果分析在1-G井φ339.7mm技术套管固井中,只采取了上述技术措施中的前3项,水泥浆窜槽比较严重,水泥未打完水泥浆和钻井液一起窜出,声幅图显示全井封固质量较差。水泥浆性能见表1。经过研究,350井又增加了后3项措施,φ508mm套管固井时,从井口观察到钻井液和前置液、前置液和水泥浆的分界十分明显,返出的水泥浆的密度测得为1.65g/cm3,与注入的领浆密度一致,没有任何窜槽;φ339.7mm套管固井声幅测井结果,井底2299.35～1650m为优质和合格,1650～800m井段为合格和不合格交替,井深800m以上为反挤水泥浆井段。350井固井质量比1-G井有明显的提高,说明改进措施有效,达到了防止窜槽、提高固井质量的目的。2.2生理盐水污水处理厂尾管固井2.2.1外台阶式尾管悬挂器(1)为防盐膏层蠕动挤毁套管,该层套管全部选用壁厚为13.84mm的厚壁套管,选用悬挂结构简单且可靠的WXGφ339.7mm×φ244.5mm—1200外台阶式尾管悬挂器。(2)为了提高顶替效率,固井前稀释钻井液,将钻井液粘度降至36s。(3)增加水泥浆的附加量,延长接触时间。(4)采取双泵大排量紊流顶替。2.2.2水泥浆性能测定鉴于盐膏层段长(600m),设计了欠饱和盐水水泥浆,以提高水泥浆与盐膏层的胶结质量。1-G井固井水泥浆未加降失水剂,350井加入了抗盐降失水剂,失水量为100mL左右。2口井的水泥浆性能见表2。由表2可以看出,1-G井封固段声幅值高,有明显的接箍信号,质量较差,350井综合评价固井质量好于1-G井,说明良好的降失水性能有利于提高封固质量。2.31-g井油层管道防气泄漏固井2.3.1水泥浆稠化和防气窜措施(1)防漏措施。水泥浆设计在保证返高的前提下,应尽量降低液柱压力。尾浆在保证施工顺利安全的前提下,尽量缩短水泥浆的稠化时间,减少漏失时间。(2)防气窜措施。选用防气窜效果好的不渗透水泥浆体系,水泥浆瞬时失水后形成薄膜,阻止水泥浆进一步失水;采取两凝水泥浆体系,稠化时间差大于60min,防止水泥浆凝结过程气窜,清洗井壁和套管壁油污,提高胶结质量。2.3.2水泥浆封隔器注意事项设计使用液压式分级箍和液压式封隔器加盲板的套管串结构,盲板加在最下一根套管和500m筛管之间,先座封封隔器再打开分级箍循环孔,水泥浆封固1500～3180m井段。将封隔器放在入窗位置,在漏层上部,避免固井时发生大漏失,距气层底界以下近100m(斜深),又增加封隔器与气层底界的距离,防止气层与油层互窜导致固井失败,或者采油过程中出气影响采油。1-G井结构见图2。水平段和斜井段逐根加扶正器,刚性扶正器和弹性扶正器间隔加放,起到引导套管下入和扶正及保护封隔器等作用。2.3.3水泥浆应用效果设计水泥返高为1500m,1500～2750m井段用漂珠低密度水泥浆,2750～3166m井段用纯水泥浆。漂珠低密度水泥浆要求体系稳定,早期强度高;纯水泥段要求失水量低于100mL,析水为零。1-G井水泥浆配方及性能见表3。1-G井油层套管固井施工顺利,未发生明显的漏失。水泥返至1740m,基本达到甲方要求,分级箍试压合格,声幅测固井质量均为优质。2.43分级再封井段350井用φ168.3mm×φ139.7mm复合油层套管,φ168.3mm套管下至井深1600m,φ139.7mm下部管串结构同1-G井。套管下到预定位置,当实施座封封隔器和打开分级箍循环孔操作时,套管内憋压10MPa,应该是封隔器座封(座封压力为9MPa),分级箍不打开(打开压力为18MPa),而实际情况是分级箍循环孔提前打开,封隔器没有座封。油层漏失井段存在有进无出的严重漏失,井内气层没有压稳,仍然出气,无法正常固井。制定补救施工方案,试图让封隔器座封,或封隔器以下环空用水泥浆封固,建立循环正常固井,结果都没有奏效,最后决定反向注水泥固井。反向注水泥固井是将水泥浆从φ339.7mm套管和φ168.3mm套管环空中注入井内,在水泥浆和钻井液(清水)液柱压力作用下,钻井液被替到漏层内,水泥浆在井内自找平衡下落到设计位置。2.4.1水泥浆和钻井液的互窜问题(1)实测漏层压力进行平衡压力设计。据多次电测液面推算,地层漏层压力为25MPa,当量密度为0.82g/cm3,漏速随压差减小变慢,平衡过程至少需2h。设计时综合考虑液柱平衡时间、注水泥浆施工时间、水泥浆稠化时间三者的制约关系,保证在水泥稠化前水泥浆柱到达分级箍,并且水泥浆的液柱压力略大于漏失压力,防止水泥浆提前稠化,下沉不到分级箍处。(2)为了确保油气层的固井质量,不考虑封隔器至漏失层(井深3168～3283m)井段的油层污染问题。解决水泥浆和钻井液的互窜问题,需加大水泥浆的附加量,增加纯水泥浆的接触时间,使自由平衡后期的低漏速情况发生在水泥浆过分级箍以后,确保纯水泥浆下落到分级箍时仍有一定的压差和较快的流速,提高顶替效率。(3)主要施工技术措施。先关闭分级箍,再反向注水泥。要求水泥浆密度一定要均匀,施工连续,注水泥速度快,计量要准确。(4)水泥量设计及水泥浆液柱压力计算。设计水泥浆返高为1500m,井深1500～2150m使用密度为1.33g/cm3的漂珠水泥浆封固,环空容积为40m3,设计漂珠水泥浆量为40m3;井深2150～3140m用纯水泥浆封固,环空容积为21m3,密度为1.86g/cm3,考虑水泥浆和钻井液的互窜问题,需要加大水泥浆的附加量,水泥浆总附加25%,设计纯水泥浆量为36m3。所附加的纯水泥浆漏至分级箍以下,水泥浆下落到位后,地层压力和水泥浆液柱压力都是25MPa。水泥浆液柱压力计算结果见表4。2.4.2水泥浆井内平衡水泥浆配方及性能同1-G井油层套管固井,见表3。施工过程为:用钻井液推上胶塞,先关闭分级箍,从套管环空用2台水泥车以2m3/min的排量注入50t(39m3)纯水泥浆,平均密度为1.84g/cm3,后注入30t(38m3)低密度漂珠水泥浆,平均密度为1.34g/cm3,注水泥总时间为50min,在液柱压力的作用下,水泥浆在井内自找平衡下落到预定位置。2.4.3固井质量优质段顶界井深水泥浆返高为1442m,声幅质量显示:井深1442～2333m为合格和优质段间隔各半,井深2333～3055m全为优质段(合同规定测至井斜70°,即油层顶界井深3055m)。证明该层套管气层固井质量优质,水泥浆返高达到预定高度,固井质量优质。根据实际返高、实际注水泥浆量和液柱压力推算,漂珠水泥浆封固段为井深1442～2081m,纯水泥浆封固段为井深2081～3140m,有12.6m3纯水泥浆漏入分级箍以下,水泥浆液柱压力和地层的漏层压力均为25MPa。3口井水泥施工效果在1-G井和350井的固井中,通过优选先进的固井工艺技术、优化水泥配方设计和细化施工措施,精心设计和施工,2口井都达到了较为理想的效果,2口井油气层固井质量优质,水泥浆返高达到预定高度,投产后,1-G井、350井稳产原油量分别为450t/d、316t/d。4科学内在的固井技术1.解决大尺寸套管固井窜槽的主要措施是插入式固井;加扶正器使套管居中;固井前稀释钻井液使其具有较好的流动性,并循环2周以上;使用大量的前置液或稀释钻井液;大排量注水泥和顶替。2.盐岩层的固井达到了封隔地层防止膏岩层蠕动的