玉门油田深井固井技术

玉门油田深井固井技术
肖华段保平殷洋溢陈杰
（吐哈石油开发指挥部工程技术研究院）
摘要：玉门油田勘探开发领域拓展，青西和酒东区块是目前玉门油田主要勘探开发的主战场。

青西、酒东区块深井普遍存在着高温、高压、膏层与盐水层、井深结构复杂等问题，需要长封固段封固，给固井工艺技术提出了挑战，通过对难点的分析，优选水泥浆体系、优化固井工艺技术和套管附件，形成了一套玉门油田深井固井技术。

关键词：深井水泥浆固井固井质量
一、前言
玉门油田深井主要分布在青西区块和新勘探开发的酒东区块。

这两个区块都具有油层埋藏深、裸眼段（封固段）长、温度高、油气活跃和井眼复杂等特点。

近两年来，青西区块的生产井逐步由三层井身结构简化为两层井深结构，下入复合套管，由于套管附件存在质量问题。

替量超过了设计量，胶塞不能下行到阻位导致不能碰压，致使Q2-38、Q2-39套管脚替空。

由于石膏层的蠕动，酒参1井、长101井、、长2井套管过早挤毁变形，针对这两个区块的固井难度，开展了大量的技术调研和室内研究、现场试验，取得了较好的成绩。

二、玉门油田深井固井技术难点
1、温度高，水泥浆配方设计困难
玉门地区恒温层深度为25m，地表年平均温度为7.3℃。

由青西等井储层实测温度计算，窟窿山构造地层温度梯度为2.51～2.75℃/100m，静止温度在140℃左右；酒东地区长沙岭构造地层温度梯度为3.18～3.52℃/100m，静止温度在175℃左右。

由于井底静止温度与循环温度高，给固井水泥浆外加剂的选择与水泥石抗高温性能带来一定难度。

2、高压给固井带来的影响
“高压”即高压水层，由于高压水层的影响，酒东区块完井钻井液密度基本在1.9-2.1g/cm3，因此要求水泥浆密度相对应在 2.1-2.25g/cm3；多个高压水层之间的压力系数不同，固井及候凝过程中容易造成水层之间、油层与水层之间窜槽。

3、石膏层与盐水层带来的影响
酒东地区柳沟庄组地层（3300m左右）含石膏，长2井3250m石膏含量41.2 %，且下部4800m左右存在高压盐水层，施工时石膏层与盐水层污染水泥浆，使水泥浆性能变坏，易造成固井施工事故。

酒东地区中沟组地层存在套管挤毁现象套管损坏时间距套管下入时间在300～400天。

套管挤毁破坏时间：（酒参1井：309天；长101井：341天；长2井：368天）；
4、长裸眼、长封固段难点
◆长裸眼套管下入困难
◆长封固段造成水泥底部与顶部温度差值大，易出现顶部水泥浆超缓凝的现象；
◆封固段长，要同时穿过不同压力层系的地层；水泥浆失重明显，容易引起窜流。

5、井身结构复杂
油层套管串采用177.8mm+139.7mm复合套管，其特点是套管与井壁环空间隙下大上小，对原始井眼的质量和下完套管的环空净化要求更高，否则极易在替浆过程中环空堵塞，造成固井失败。

套管附件的选择困难。

三、深井固井技术研究与形成的技术系列
1、高温水泥浆技术研究
（1）高温稳定剂优选
加砂水泥是指在G级油井水泥中加入一定量石英砂的混合物，使水泥石具有防止高温衰退的特性。

配方：夹江G级（HSR）+石英砂+降失水剂+减阻剂+缓凝剂
序号石英砂
加量%
抗压强度，MPa
24hr 48hr 72hr 96hr 120hr 144hr 168hr
1 0 20.68 32.33 38.80 38.83 30.5
2 25.4
3 18.44
2 30 18.76 29.36 35.60 34.60 28.00 26.10 18.72
3 35 17.85 28.12 31.96 31.56 32.86 31.00 31.23
4 38 17.00 28.3
5 32.82 32.10 33.74 34.32 33.94
硅粉掺量必须达到一定量（25.93%），水泥石才具有抗高温强度衰退；硅粉掺量低于25.93%，无论硅粉的加量是多少，水泥石都不具备抗高温强度衰退的性能。

玉门油田目前所用的加砂水泥是在夹江G级（HSR）水泥中加入38%硅粉混合而成的混合物。

表2 加入38%石英砂水泥石的抗压强度
养护时间
hr
抗压强度，MPa
90℃100℃110℃120℃130℃150℃
24 26.80 37.30 43.80 44.13 37.80 29.20
48 31.50 43.50 44.60 43.87 39.00 21.00
72 48.30 46.80 40.12 42.32 37.90 28.00
168 36.00 37.80 41.00 40.28 34.77 25.00 1）常规高温水泥浆性能及其体系评价
油井水泥
油井水泥外加剂加量，% 稠化时间，min 试验温度
℃TW200S TW401 TW302 40BC 70BC
G级加砂（HSR） 1.0 0.70 0.30 188 194 105 G级加砂（HSR） 1.0 0.70 0.20 165 171 105 G级加砂（HSR） 1.0 0.70 0.45 203 206 110 G级加砂（HSR） 1.0 0.70 0.35 167 169 110 G级加砂（HSR） 1.0 0.70 0.60 192 194 117 G级加砂（HSR） 1.0 0.70 0.50 146 148 117 G级加砂（HSR） 1.0 0.70 0.70 258 261 117
满足青西油层固井需要。

温度大于110℃时使用高温缓凝剂TW306L。

2）抗盐高温水泥浆性能及其体系评价
抗盐降失水剂可在很大的温度范围内使用，适用温度为30～180℃，掺量一般为2.0～6.0%BWOC ，API 滤失量通常小于100mL 。

较高温度时通常要求掺量加大一些以达到相同的滤失量。

对于玉门油田的盐膏地层与盐水层来说，温度范围在80～120℃，所以一般选择抗盐降失水剂的加量在2.5%，失水可控制在100ml 以内，对于水平井等特殊井，抗盐降失水剂的加量在3.0%。

A P I 失水量（m L ）
温度（℃）
图3 水泥浆失水随温度的变化
备注：夹江G 级（HSR ）水泥+ 抗盐降失水剂+硅粉，密度1.87g/cm3，130℃以上另加缓凝
剂3.0%BXR 。

表4 加有抗盐的不同配方水泥浆高温下性能表
注：外加剂及外掺料加量均为占水泥重（BWOC ）。

2、高压固井技术研究
（1）高密度水泥浆固井技术研究
由于需要有效封隔酒东区块高压盐水层与油层的需要，开展了加重水泥浆技术研究，分别选用了铁矿粉与重晶石粉进行了大量的试验。

表5 密度为
2.12g/cm 3
抗盐加重水泥浆性能
项 目
试验结果 试验条件 95℃/60Mpa W/C
0.54 水泥浆密度，g/cm 3
2.12 95℃、6.9/30min 滤失量 ml 70 初始稠度，Bc (95℃，60MPa) 18 40BC 稠化时间，min (95℃，60MPa) 150
抗压强度，MPa （90℃，常压，48h ） 15.8（15.7+15.9）
抗压强度，MPa （110℃，60MPa ，48h ）
21.3 流变性能 ，90℃，常压
164/95/68/38/4/2 n=0.83 k=0.27
配方：夹江G 级水泥（HSR ）+石英砂+铁矿粉+KQ-D+BXF-200L+BXR-200L+TW501 左
右，配方密度在2.25 g/cm 3
左右，而2.10-2.2左右密度时，水泥浆体是非常理想的。

表6 污染试验
项 目
试验结果 试验条件 95℃/60Mpa W/C
0.44 纯水泥浆密度，g/cm 3
1.89 95℃、6.9/30min 滤失量 ml 20 污染试验：5%CaCl2溶液 1：1 >180min 未稠 污染试验：10%CaCl2溶液 1：1 >180min 未稠 污染试验：15%CaCl2溶液 1：1
65min ↑20ABC 浆体有点稠
配方：夹江G 级水泥（高抗硫）+BXF-200L+BXR-200L
（2）防气窜水泥浆固井技术研究
1）防气窜控制剂的发气原理及性能评价
作为水泥浆的发气材料品种很多，如铝粉、锌粉、双氧水以及漂白粉都可以作为发气
铁矿粉加量(%) 20 25 30 水泥浆密度
(g/cm3)
2.08
2.15
2.2
浆体稳定性能（静止20min ）
材料，但是从效果、来源以及成本等综合考虑，铝粉是较理想的材料。

铝粉在水泥浆中的化学反应式为:
2AL+Ca(OH)2+2H2O→Ca(ALO2)2+3H2↑
国内使用的防气窜剂KQ是用氧化剂与铝粉发生化学反应制成。

化学作用使铝粉表面生成一层薄而致密的保护膜，保护膜的特性决定了水泥浆的初发和持续发气时间，调节缓蚀剂含量，反应时间等不同因素，就可得到不同初发时间的气窜控制剂，形成用于不同井深的系列产品。

防气窜剂KQ分为A型、B型、C型及D型4种，D型发气速度最慢，B型发气速度次之，C型最快，其初发时间分别大于45min、40min、30min和20min，不同井深条件下注水泥作用。

加量一般在0.3～1.5%范围内。

合理的加量应根据井深、井温、地层压力、水泥浆密度和水泥石的收缩率来确定。

从表8可知，在相同条件下，充气水泥浆的抗压强度和连接强度分别比一般原水泥浆高21～26%和9～13%。

一般水泥浆都具有收缩特性，而充气水泥浆即使在压力作用下，仍具有膨胀和孔隙压力变化不大的特点，这有利于防止水泥浆在凝固过程的油、气、水窜问题。

3、长封固段固井技术研究
（1）双级固井工艺
◆解决了封固段长大灰量施工问题
◆解决了高压层与漏失层的共存固井问题。

◆分级箍选择原则与要求
采用常规非连续式双级注水泥工艺，选用重力式双级固井工具，要求开孔、关孔压力较低，开关孔可靠，玉门油田引进TOP-CO、Weatherford公司的分级箍，满足深井作业条件。

（2）低密度水泥浆固井技术
玉门油田的持续开发，对低密度水泥浆提出了更高要求，长封固段、低压油层固井需要的水泥浆密度更低。

针对这些油田深井长裸眼段固井的特点和难点，为提高固井质量，开发出一套稳定性好、强度高、其他性能满足施工要求的低密度高强度水泥浆体系。

密度可控制在1.20~1.50g/cm3之间，有效降低作业压力与静液柱压力。

低密度固井明显提高了玉门油田长封固段固井的一次成功率，提高固井质量，延长油气井寿命，给原油稳产增产提供了有力的保障。

满足填充段固井低密度水泥浆性能要求见表8
适应温度范围
30-120℃
水泥浆配方 夹江G 级（HSR ）+减轻剂+
增强剂+石英砂+降失水剂+防气窜剂+缓凝剂
常用密度范围 1.45-1.55g/cm3
API 失水范围 20-70ml
强度范围 14-20Mpa （常压/48hr ）
浆体稳定性 上下无分层 适应温度范围
30-120℃
（3）采用双凝水泥浆体系
采用双凝水泥浆体系既能使环空液柱压力降低，起到保护油气层的作用，又能使油气层段水泥浆先凝，有效地封固油气层。

4、固井工艺技术措施
（1）优化固井附件
复合工具从中心杆、胶腕、尺寸上做了优化设计，改进后成功率达100%。

（2）压稳固井工艺技术 ◆完钻过程压稳。

从完钻电测、通井到固井这一过程，井筒处于静止的时间相对较长，盐膏层盐水层容易进入井筒浓集，发生侵污甚至井涌，都将会改变井眼系统平衡状态，所以做到完钻一次成功，实施该过程压稳，降低含盐量，减轻污染程度十分重要。

◆固井过程压稳。

在洗井、注替过程中，要设计合理的液相密度组合和水泥浆体系，使其当量压力梯度能平衡住盐层压力。

◆候凝过程压稳。

采用注多凝水泥浆、超高密度水泥浆和井口加回压等技术，弥补水泥浆胶凝“失重”造成的压力损失，防止出现欠平衡造成水泥浆被盐水稀释的不良后果，影响胶结质量。

（3）紊流顶替技术
根据井眼尺寸、套管尺寸、钻井泵参数、注水泥参数，利用固井模拟软件，合理设计冲洗液、隔离液、前导浆的流变性能，使其在顶替排量范围内达到紊流状态，并通过冲洗液、
①
②
③
隔离液、前导浆的量，使得目的层段的紊流接触时间达到10min以上，保证目的层段的胶结质量。

四、现场应用及效果
1、柳9井现场应用情况
井号：柳9井
井深：设计井深6000米，完钻井深5850米
技术套管下深： 4850米，是玉门技术套管下深之最，套管重量达320吨，同时裸眼长3300多米，套管下入风险很大，套管下入前优化下套管措施，从套管柱力学分析、钻机承载能力等方面进行了论证，制定了全面详细的下套管和固井施工方案，固井施工顺利完成，固井质量合格。

尾管井深： 5848米，玉门油田最深的井，井底循环温度在110℃，是高温水泥添加剂中、高温的过渡区间，实验的重复性差，温度提高或降低5℃，稠化时间就有缩短或增长1倍，因此优化水泥浆配方非常重要，经过大量的实验，优选高温水泥浆配方，采用双凝水泥浆（高温加砂水泥浆+低密水泥浆）固井，固井施工顺利。

2、Q2-32井现场应用情况
Q2-32井，完钻井深4500m,油层套管下深4498m，封固段长2800m, 青西区块为有效保护油气层，防止油气层被压死，全井要求1.45g/cm3低密度水泥浆固井。

优选加砂低密高强水泥浆配方，采用双凝水泥浆（加砂低密高强水泥浆+常规低密水泥浆）固井，固井施工顺利。

该项技术在青西区块所有的开发井推广应用12井，取得了好的效果，固井质量合格率100%。

3、长3井现场应用情况
长3井，技术套管下深4275.50m，封住3500m石膏层，封固段长2200m, 优选抗盐水泥浆配方，采用双凝水泥浆（抗盐加砂水泥浆+抗盐水泥浆）固井，固井施工顺利。

用216mm钻头三开，三开后钻遇高压盐水层，完钻井深5050m，完钻钻井液密度高达1.87g/cm3，封固段长2500m,为防止套管被挤毁，采用177.8 mm + 152.4 mm（厚壁高抗挤）+139.7mm 复合油层套管。

做好通井措施，保证套管的顺利下入，优选高密度（2.05g/cm3）加砂抗盐水泥浆配方，采用双凝水泥（抗盐高密度加砂水泥浆+抗盐水泥浆）固井，固井施工顺利，固井质量优质。

该项技术在酒东区块推广应用9口井，取得了好的效果，固井质量合格率100%。

五、结论与认识
1、有效解决了石膏层与盐水层固井难题；
2、解决了长封固段固井难题；
3、有效的保护了油气层
4、形成了形成了一套适合于玉门油田深井固井工艺技术
参考文献
{1} 吴达华，高密度抗盐水泥浆，.固井技术研讨会论文集，2004
{2} 郭小阳，提高复杂井固井质量关键因素探索，.固井技术研讨会论文集，2004
第一作者简介：肖华，2003年毕业于江汉石油学院石油工程专业，助理工程师，从事固井工艺技术研究及现场技术服务工作，通讯地址：新疆鄯善火车站镇吐哈油田吐哈石油工程技术研究院，邮编838202，E-mail地址，xiaohzc@。