提高三次加密井固井质量技术推广评定材料

提高三次加密井固井质量技术推广
评定材料
大庆油田有限责责任公司采油工程研究院
大庆油田有限责责任公司第五采油厂
二00七年十一月
目录
一、评定大纲
二、推广任务书（摘要）
三、技术总结报告
四、用户意见
五、推广应用覆盖率及经济效益证明
评定大纲
一、任务来源
2005年油田公司下达的新技术推广计划
二、组织评定机关
大庆油田有限责任公司技术发展部
三、评定性质
新技术推广
四、评定依据
《提高三次加密调整井固井质量技术推广》评定报告
五、评定验收形式及方法
1、会议
2、专家评审
六、评定文件
1、推广任务书（摘要）
2、技术总结报告
3、用户意见
4、经济效益证明
七、评定结论
1、通过技术文件审查，对该技术作出评审结论；
2、对项目的科学性、可行性进行评价；
3、完成评定验收证书的起草及评定意见签署。

提高三次加密井固井质量技术推广推广任务书（摘要）
一、立项的依据
1、油田公司同类型技术现状、水平及使用规模
通过杏南地区提高调整井固井质量现场试验，使调整井提高固井质量技术得到进一步的提高和完善，三项主要技术处于同类技术领先水平：一是研究了利
用常规完井电测资料检测地层压力技术并开发了应用软件，实现了钻后地层压
力由定性预测向定量计算的转变。

二是针对三次加密调整井薄差油层异常高压、层间压差大的特点，研究试验了环空压力补偿和双卡封隔器防窜固井技术。

试
验结果表明：该项技术成熟度高、技术先进，可使复杂井固井优质率达到80％以上。

三是首次试验应用防漏、增韧纤维水泥固井技术，解决了高渗低压层固
井施工过程中易发生渗漏的问题，防止了漏封油气层、降低了施工风险、提高
了高渗低压层固井质量并且增加了水泥环的韧性。

但由于不同地区地质情况差
异等原因，有部分技术还需要通过扩大应用范围来进一步完善，同时也需要通
过推广应用来提高工程技术人员对该技术掌握程度和现场应用水平。

2、拟推广应用技术的成熟程度
（1）异常高压层防窜固井工艺技术
（2）环空压力补偿器和双卡封隔器固井技术，技术成熟度高、施工风险小。

（3）完井电测资料检测地层压力技术
由于不同油田地质情况的差异，使得利用完井电测资料计算地层压力技术
存在局限性，需要根据不同地区的实际情况求取相关的计算参数。

（4）高渗低压层防漏提高固井质量技术
纤维水泥固井技术在防漏、堵漏固井方面是比较成熟的技术，在提高高渗
低压层固井质量方面还需要对影响机理做进一步的研究。

3、拟推广应用技术的知识产权状况
完井电测资料检测地层压力技术属采油工程研究院产权。

水泥浆体系的复配配方优选为采油工程研究院委托钻技公司完成。

二、推广应用主要技术内容、指标、规模和预期技术经济效益
1、主要技术内容
（1）复杂调整井区块地层压力剖面调整技术；
（2）利用常规完井电测资料计算地层压力技术；
（3）环空压力补偿和套管外封隔器防窜固井工艺技术；
（4）纤维水泥防漏增韧固井技术；
（5）提高高渗低压层固井质量技术。

2、技术指标
(1)延时声变检测固井合格率98%;
(2)延时声变检测固井优质率80％以上；
(3)管外冒油气水发生率小于2％；
(4)投入产出比1：10。

3、推广应用规模
计划推广应用300口井，其中采油三厂北二西部三次加密井推广100口井；采油五厂杏十一区三次加密井推广200口井。

4、预期经济效益和社会效益
通过提高固井质量，降低隔层窜槽率减少封窜费用、增加射孔可调厚度改善开
发效果，可取得经济效益3000万元以上；通过降低固井后套管外冒油气发生率，保护油气资源，减少了环境污染，具有良好的社会效益。

三、主要的技术经济考核指标及考核验收方式
1、主要技术经济考核指标
(1)延时声变检测固井合格率98%以上;
(2)延时声变检测固井优质率80％以上；
(3)套管外冒油气水发生率小于2％；
(4)取得经济效益3000万元以上；
(5)投入产出比1：10。

2、推广应用过程中，技术进一步改进与完善的可能性
（1）改进内容
1）完善常规完井电测资料检测地层压技术，确定不同油田的计算参数；
2）高渗低压层影响固井质量机理与技术对策研究；
3）优选纤维水泥浆配方，改进套管外封隔器等工具降低工艺成本。

（2）预期完善程度
常规完井电测资料检测地层压力技术的地区适应性增强，通过调整相关参数可
以满足不同地区完井地层压力检测的需要;
找出高渗低压层影响固井质量的主要因素，并给出相应的技术对策。

3、考核与验收方式
（1）固井优质率、固井合格率指标利用延时声变检测结果进行考核;
（2）套管外冒油气水发生率指标通过采油厂对所钻井地面检查验收结果考核; （3）采取专家会议评审方式验收。

提高三次加密调整井固井质量推广
技术总结
采油工程研究院
第五采油厂
二零零七年三月
目录
一、前言
二、推广技术经济指标完成清况
三、提高调整井固井质量技术推广应用
（一）钻井区块地层压力分析预测与压力剖面调整（二）常规测井资料检测地层压力技术推广应用（三）复杂调整井特殊固井工艺技术应用
（四）推广应用效果分析
四、提高调整井固井质量技术完善
（一）高渗低压层影响固井质量的机理及技术对策研究（二）调整井G级水泥固井现场试验应用
五、现场试验效果与经济效益分析
六、结论与认识
一、前言
1、油田公司同类型技术的现状、水平及应用规模
通过杏南地区提高调整井固井质量现场试验研究，使调整井提高固井质量技术得到进一步的提高和完善，三项主要技术处于同类技术领先水平：一是利用常规完井电测资料检测地层压力技术，实现了钻后地层压力由定性预测向定量计算的转变；二是针对三次加密调整井薄差油层异常高压、层间压差大的特点，研究试验了环空压力补偿和双卡封隔器防窜固井技术，试验结果表明该项技术成熟度高、技术先进，可使复杂井固井优质率达到80％以上；三是试验应用防漏、增韧纤维水泥固井技术，解决了高渗低压层固井施工过程中易发生渗漏的问题，防止了漏封油气层、降低了施工风险、提高了高渗低压层固井质量并且增加了水泥
环的韧性。

但由于不同地区地质情况差异等原因，有部分技术还需要通过扩大应用范围来进一步完善，同时也需要通过推广应用来提高工程技术人员对该技术掌
握程度和现场应用水平。

2、主要技术内容
（1）复杂调整井区块地层压力剖面调整技术；
（2）利用常规完井电测资料计算地层压力技术；
（3）环空压力补偿和套管外封隔器防窜固井工艺技术；
（4）纤维水泥防漏增韧固井技术；
（5）提高高渗低压层固井质量技术。

3、技术指标
（1）延时声变检测固井合格率98%；
（2）延时声变检测固井优质率80％以上；
（3）管外冒油气水发生率小于2％；
（4）投入产出比1：10。

4、拟推广应用技术的成熟程度
（1）异常高压层防窜固井工艺技术
环空压力补偿器和双卡封隔器固井技术，技术成熟度高、施工风险小。

（2）完井电测资料检测地层压力技术
由于不同油田地质情况的差异，使得利用完井电测资料计算地层压力技术存在局限性，需要根据不同地区的实际情况求取相关的计算参数。

（3）高渗低压层防漏提高固井质量技术
纤维水泥固井技术在防漏、堵漏固井方面是比较成熟的技术，在提高高渗低压层固井质量方面还需要对影响机理做进一步的研究。

5、推广应用规模
计划推广应用300口井，其中采油三厂北二西部三次加密井推广100口井；采油五厂杏十一区三次加密井推广200口井。

6、预期经济效益和社会效益
通过提高固井质量，降低隔层窜槽率减少封窜费用、增加射孔可调厚度改善开发效果，可取得经济效益3000万元以上；通过降低固井后套管外冒油气发生率，保护油气资源，减少了环境污染，具有良好的社会效益。

7、推广应用示范区的选择及其基础条件
选择钻井地质情况比较复杂，保证固井质量难度大的杏南油田杏十一区、萨北油田北二区两个三次加密调整井区块作为推广应用试验区。

（1）开发历程
杏十一区三次加密井区块共有四套井网，于1971年投入开发，基础井采用400m井距四点法面积注水井网，萨葡一套层系合采。

1982年以前自喷开采，1983年后陆续转抽，1986年实现全面转抽。

1988～1993年进行了一次加密调整，井网部署采用新老注水井同井场，采
油井以老注水井为中心，旋转30度角沿基础井分流线上布井，开采对象为除萨
Ⅱ15层以外非主力油层中未动用和动用差的油层，以表内层为主。

1997年开始进行以开采有效厚度小于0.5m表内差层和表外储层为主的二次
加密调整，二次调整井网采用注采井距346m的线状注水方式，同时对一次调整
井进行注采系统调整，一次调整油井部分转注。

2002年，为了改善表外储层开发效果，开展了三次加密调整试验，共钻油
水井16口，其中油井14口，注水井2口，三次加密调整后试验区的井网密度达
到44.8口/km2。

（2）生产井动态
目前钻井区内共有油水井435口(油井219口，注水井216口) ，总井网密度达26.53口/km2，基础井105口（油井60口，注水井45口），一次井124口（油井54口，注水井70口），二次加密井158口（油井75口，注水井83口），
三次加密井16口（油井14口，注水井2口），工业区聚驱井32口（油井16口，注水井16口）。

截止到2005年3月，钻井区油井开井200口，平均单井日产液31.70t，日产油6.67t，综合含水78.96%，年产油75.2825×104t，累积产油4071.9524×104t，采油速度0.78%，采出程度41.96%（含表外储量的采油速度为0.67%，采出程度为36.07%）。

注水井开井175口，平均单井日注水68.2m3，年注水946.093×104m3，累积注水19587.5882×104m3，累积注采比 1.2。

其中试验区基础井网水井开井3口，注水压力8.17MPa，日注水量157m3/d；油井开井3口，日产液271t，日产油21t，含水92.25%，流动压力 6.47MPa。

一次加密调整井网水井开井5口，注水压力12.12MPa，日注水量388m3/d；油井开井2口，日产液67t，日产油7t，含水89.55％，流动压力 5.23MPa。

二次加密调整井网和三次加密井网已变为一
套井网，水井开井5口，注水压力11.65MPa，日注水量193m3/d；油井开井8口，日产液92t，日产油15t，含水83.69％，流动压力 3.74MPa。

试验区井口累计产油量84.0693×104t，核实累计产油量75.6624×104t，采出程度34.41%。

注水井：正常注水井2口，平均日注量为51m3，测压2口，静压值分别为
18.74MPa和12.26MPa，压力系数分别为 1.92和1.21。

二、推广技术经济指标及完成清况
截至2006年12月，已经完成两个区块440井的推广工作，推广区块固井
优质率85.29％，各项技术指标达到计划要求（表1）。

表1 推广工作计划及技术指标完成情况
推广计划技术指标完成情况
（1）计划推广工作量300口井（1）完成440口井
（2）延时声变检测固井合格率98%以上（2）延时声变检测固井合格率99.77% （3）延时声变检测固井优质率80％以上（3）延时声变检测固井优质率85.45％（4）管外冒油气水发生率小于2％（4）管外冒油气水发生率小于 1.82％
三、提高调整井固井质量技术推广应用
（一）钻井区块地层压力分析预测与压力剖面调整
1、区块地层压力分析预测
杏十一区纯油区2004年油井测压井数29口，平均地层压力10.66 MPa,比杏十二区平均地层压力高0.56 MPa。

从单井上看，各套井网最高、最低地层压
力差异也比较大（表2）。

表2 杏十一区与杏十二区分井网地层压力对比表
井网
杏十二区杏十一区
井数平均压力最高压力最低压力井数平均压力最高压力最低压力(口) (MPa) (MPa) (MPa) (口) (MPa) (MPa) (MPa)
基础7 9.75 10.77 6.57 7 10.55 11.27 9 一次7 10.45 12.67 7.16 9 10.72 12.55 7.78 二次8 10 11.39 8.46 13 10.68 13.41 8.78 全区22 10.1 12.67 6.57 29 10.66 13.41 7.78 从纵向小层压力上看，从杏11-3-更水43井RFT资料表明仍存在较大层间压力差异, 两个低渗高压层地层压力系数为 1.38和1.36；高渗低压层压力系数在0.79～1.15之间，平均0.955，最大层间压差 5.59 MPa（表3）。

表3 杏11-3-更水43井RFT测井解释成果表
序号层位深度
m
发育厚度
m 压力
MPa
地层压力系数砂岩有效
1 SII5 980.4 0.6 0.6 13.27 1.38
2 SII8 988.19 1 1 7.68 0.79
3 SII15 1015.0
4 2.2 1.8 13.57 1.36
4 PI11 1061.42 0.6 0.6 8.88 0.85
5 PI21b 1077.02 3.3 3 12.1
6 1.15
6 PI32 1101.06 4 3.5 11.13 1.03
2、推广区块地层压力剖面调整方案实施情况
（1）对推广区块注水井钻关降压规律的认识
通过对该区块首批63口注水井关井压力测试结果统计，关井30天后平均关井压力 3.0MPa，其中井口关井压力小于3MPa的27口，井口关井压力在3～4MPa 之间的14口，在4～5MPa之间的12口，在5～6MPa之间的 6口，大于6MPa的4口，最高压力 6.3MPa。

钻关降压综合曲线见图1。

（2）实施了推广区块地层压力剖面调整方案
1）对顶破裂压力的注水井进行降压注水。

对杏十一区顶破裂压力的注水井的42口进行降压注水，将注水压力由
12.2MPa 降到12.0MPa ，下调0.2MPa 日注
水量由2107 m 3
到1825 m 3
，日降水282 m
3
2）高压层减水11口井17个层段,日配注由620 m 3到385 m 3,日降水235m
3
表4 高压层减水统计表
井号
减水层段
砂岩厚度
（m ）
有效厚度
（m ）原配注
（m 3
/d ）原实注（m 3
/d ）
新配注
（m 3
/d ）11-1-W286 S210及以上7
1.4
50 42 30 11-1-W356 S24及以上30 28 20 S34-S311 30
31 20 11-2-W266 S2122及以上8.1 1 30 31 20 S35及以下 4.2 0 25 27 15 11-2-W416 S24及以上 6.1 0.3 20 23 15 11-3-W316
S281及以上 6.3 1.6 30 33 20 P111及以下 2.6 0.9 25 27 20 11-3-W396 S210及以上 6.1 0.4 30 35 20 11-4-W306 S292及以上 6.7 0.9 30 35 20 P1122及以下 4.1 1.2 30 34 20 11-4-W336 S216-S311 6.6 2.1 40 38 10 P111及以下0 0 30 33 20 11-5-W326 S35-P1121 7 1.2 30 30 20 11-3-W250 S25-S2113 9.8 3.8 50 54 30 11-5-B331
S22及以上 2.9 1 30 30 20 P111及以下7.3 1.2 40 41 20 合计
88.9
18.2
620
644
385
图1 杏十一区注水井综合降压曲线
24681012145月10日
5月20日
5月30日
6月10日
6月20日
6月30日
7月10日
7月20日
7月30日
8月10日
日期
压
力（M ｐａ）
3）对9口井10个低压主力油层停注层恢复注水,日恢复注水量305m3/d（表5）。

表5停注层恢复注水统计表
井网井号层位停注时间砂岩厚度
m
有效厚度
m
配注水量
m3/d
基础井
1-F31 SIII5-PI22 2004.01 12 8 30 2-FW40 PI12-PI211 2002.05 6.7 5.1 30 3-W30 PI31下2001.09 8.5 6.5 30 3-FW35 PI22下2003.04 10 6.8 30 3-FW43 PI313下2004.01 9.4 6 30 4-FW37 PI32下2003.06 16.8 8.4 30 5-W41 PI31-32 1999.02 10 9.1 30 4-W390 PI321下2001.07 6 2.3 40 4-W350 PI32下2004.01 10.5 4.9 35 8口井9个层89.9 57.1 285
一次井11-1-351 PI33下2003.06 3.7 2.3 20 合计9口井10个层93.6 59.4 305
（3）根据不同情况实施钻关方案
一是注水井钻关采用分步钻关的方法，注SⅡ、SⅢ、PⅠ非主力层的注水井提前一个月关井；注PⅠ主力层的注水井提前一周关井。

二是对低压井区油井在钻井前一个月采取关井方式恢复地层压力，共9口井，日产液878吨，日产油50吨，含水94.3%（表6）。

表6低压井区拟关油井生产数据表
井号
2004.10生产情况
静压值
MPa
总压差
MPa 液
t/d
油
t/d
含水
%
流压
MPa
X11-1-B25 70 3 95.3 3.24
X11-1-B292 51 8 85.2 3.29 7.78 -3.11 X11-1-B416 91 4 95.1 6.3 9.99 -1.14 X11-2-B24 66 3 96.1 3.76
X11-2-B30 101 3 96.5 7.31 9.44 -1.09 X11-3-B27 204 11 94.7 5.08 9.2 -1.98 X11-3-B40 108 8 92.5 3.62 9 -2.05 X11-3-B416 71 5 93.5 3.39
X11-5-B36 116 5 95.9 3.45
合计878 50 94.31 3.944
（二）常规完井电测资料检测地层压力技术推广应用
1、完善了地层压力检测软件系统
为了完善地层压力检测软件系统，在杏南地区进行了3口井RFT地层压力测试，根据不同钻井区块地层压力实测结果，按照普通电测资料检测地层压力原理，求取了地区系数等相关参数,对计算模型进行了校正，提高了该软件的地区适应性,保证了检测符合率。

2、地层压力检测成果
新钻井完井电测后及时对地层压力进行检测, 检测及时率100％.通过钻后实时地层压力检测，发现异常高压层93口井263个小层。

最高地层压力当量钻
井液密度1.80g/cm3最低地层压力0.65 g/cm3，通过检测发现低压高渗异常层13口井。

根据检测结果对43口复杂调整井井中的复杂程度较低的21口井采取了调整固井洗井液密度密度保证“压稳”防窜的提高固井质量技术措施；对其中的复杂程度较高102口井采取了管外封隔器等特殊固井工艺技术。

根据固井质量检测结果和影响因素的分析，有15口井出现较大的检测误差，最大检测误差 1.5MPa，地层压力检测符合率达到96.59％。

（三）复杂调整井特殊固井工艺技术推广应用
1、环空压力补偿防窜固井工艺技术应用情况
根据完井地层压力检测结果，对存在多个或大段压力系数≥ 1.60的异常高压层，且不发育高渗低压层、不发育断层的情况下进行了环空压力补偿固井。

（1）试验井基本情况分析与压力补偿参数设计
根据完井电测地层压力检测结果，有8口井高压层压力系数≥1.60，最高地层压力系数1.71，平均1.645；最高层间压差4.96MPa，最低层间压差2.706MPa，平均4.436MPa。

若按照常规固井工艺施工，最高固井洗井液密度需要达到
1.86g/cm3,8口井平均钻井液密度 1.80g/cm3。

采用环空加压技术，将固井洗井液
密度控制在最高地层压力系数当量钻井液密度附近，最高固井洗井液密度
1.79g/cm3，最低固井洗井液密度 1.62g/cm3，平均固井洗井液密度 1.711g/cm3；通过核算，水泥浆候凝期间对应高压层的环空压差控制在-
2.0MPa以内；环空补偿压力最高
3.30MPa，最低2.56MPa；加压补偿后环空压差平均 2.816MPa，见表7。

表7 环空加压试验井主要参数统计表
序号井号
最高压力
系数
深度
m
层间压差
MPa
洗井密度
g/cm3
补偿前压差
MPa
补偿压力
MPa
补偿后
压差
MPa
1 杏9-3-543 1.63 965 4.91 1.69 -0.85 2.87 1.02
2 杏9-40-538 1.61 1070 4.96 1.62 -1.99 3.30 1.31
3 杏9-3-538 1.62 1011.5 3.61 1.69 -0.79 2.60 1.81
4 杏11-1-丙3321 1.68 950 4.5
5 1.75 -0.75 2.67 1.92
5 杏11-5-丙3322 1.68 949 4.92 1.79 -0.37 2.5
6 2.19
6 杏11-1-斜丙3612 1.71 970 4.89 1.80 -0.5
7 2.80 2.23
7 杏10-2-丙3831 1.63 943 2.70 1.64 -0.46 2.85 2.39
8 杏9-31-548 1.60 1012 4.91 1.71 -0.29 2.88 2.59
平均 1.645 983.813 4.436 1.711 -0.758 2.816 1.933 （2）推广井固井质量情况
经延时声变检测固井质量，8口推广井中优质井7口，合格井1口，优质率87.5％。

封固段中BⅠ>0.8的优质段占88.74％，见表8。

表8 环空压力补偿固井工艺试验固井质量统计表
序号井号
封固质量
综合评价油层封
固长度
m
BⅠ>0.8长度
m
BⅠ>0.8比例
%
1 杏9-3-543 250 230 92.00 优质
2 杏9-40-538 252 232 92.06 优质
3 杏9-3-538 250 180 72.00 合格
4 杏11-1-丙3321 251 233 92.82 优质
5 杏11-5-丙3322 253 227 89.72 优质
6 杏11-1-斜丙3612 25
7 235 91.43 优质
7 杏10-2-丙3831 252 234 92.85 优质
8 杏9-31-548 247 215 87.04 优质
平均251.50 223.25 88.74 优质率87.5%
2、套管外封隔器固井技术应用情况
根据完井电测后地层压力计算结果，对存在地层压力系数≥1.60的异常高压层的井，并且同时发育高渗透层低压层，层间压差≥5.0MPa的井，不宜采取提高固井洗井液密度来压稳高压层的技术措施，可将固井洗井液密度控制在钻进密度附近，钻井区块有85口井推广了套管外封隔器固井技术。

（1）推广井基本地质情况与施工参数设计
发育异常高压层的85口井，若采用常规固井工艺，固井洗井液密度最高需要
达到1.97 g/cm3以上，平均1.85g/cm3；固井施工中最大层间压差达到10.8MPa，平均8.83 MPa。

在“压稳”异常高压层的同时易导致高渗低压层发生井漏。

采用
封隔器固井技术，将固井洗井液密度控制在最高压力层压当量钻井液密度附近
（平均1.70g/cm3左右），解决了“压稳”与“防漏”不能兼顾的矛盾。

根据异常
高压层的位置和井径情况，选择在高压层的上部井径不大于230mm且井径规则处设计安装封隔器。

在上述85口井中，有6口井在钻井过程中出现油气水侵。

完井地层压力检测，异常高压层地层压力系数最高达到 1.80，平均1.75；最低地层压力系数0.90，平均 0.97 ；最大层间压差10.80MPa，平均 8.96MPa。

钻进时钻井液密度平均1.74g/cm3，固井井洗井液密度平均 1.79 g/cm3理论计算固井平衡密度最高 1.97 g/cm3，平均1.89 g/cm3，（表9）。

对于4口地层压力系数大于 1.70的高压井，为了防止高压流体向低压层窜流，在高压层的上部和下部各卡放一支封隔器，即双卡封隔器固井，另外为了确保密封效果，两口井使用了长胶筒封隔器。

表9 套管外封隔器试验井地质参数统计表
序号井号
最高压
力系数
最低压
力系数
层间压差
MPa
密度
g/cm3
理论
平衡
密度
复杂
显示
技术
措施
钻井液洗井液
1 杏9-30-541 1.71 0.95 8.47 1.73 1.73 1.89 油水侵长胶筒
2 杏9-3-539 1.74 0.90 9.34 1.78 1.78 1.92 油水侵长胶筒
3 杏9-2-548 1.77 1.16 7.83 1.76 1.85 1.97 油水侵双卡
4 杏9-30-543 1.72 0.91 9.02 1.74 1.74 1.91 油水侵双卡
5 杏9-丁2-549 1.80 0.92 10.80 1.73 1.85 1.98 油水侵双卡
6 杏9-31-斜540 1.76 0.96 8.29 1.69 1.7
7 1.69 油水侵双卡
平均 1.75 0.97 8.96 1.74 1.79 1.89
（2）推广井固井质量情况
杏九～十一区推广应用套管外封隔器固井技术共计85口井，施工成功率100%。

经延时声变检测固井质量，优质井72口，优质率84.71%，合格率100%，BI>0.8的优质段占93.07%。

3、纤维水泥防漏固井工艺技术应用情况
防止高渗低压层漏失是调整井固井施工的重点；保证高渗低压层固井质量是提高调整井固井质量的难点。

固井施工中发生漏失或固井质量差与低压层地层孔
隙压力与环空液柱压力的差值和地层的渗透率以及地层的厚度有关。

（1）推广井的地质条件与基本参数
对于存在漏失系数λ≥80的异常低压层，反映出该层压力系数低、渗透率高厚度大，在固井施工动液柱压力的作用下易导致低压层产生井漏，造成水泥低返或水泥浆在较大液柱压差作用下向高渗低压层大量失水影响水泥环的胶结质量。

推广井最低压力层压力系数0.90，平均0.949；最大环空压差6.70MPa，平均5.88MPa；最大单层厚度8.2m，平均6.8m；最大漏失系数90.0，平均83.28。

单井情况见表10。

表10 纤维水泥浆体系防漏固井推广井基本参数统计表
序号井号
最高压力层最低压力层环空
压差
MPa
漏失
系数压力
MPa
压力
系数
层位
压力
MPa
压力
系数
厚度
m
层位
1 杏9-31-548 16.57 1.66 S2(4) 10.16 0.90 4.8 P1(3) 6.41 83.3
2 杏9-3-547 15.52 1.58 S2(5) 10.24 0.95 7.
3 P1(2) 5.29 81.4
3 杏9-丁2-542 15.25 1.65 S2(5) 10.16 0.98 5.9 P1(3) 5.10 82.0
4 杏9-丁1-斜541 17.08 1.68 S2(6) 10.38 0.97 7.8 P1(3) 6.70 81.8
5 杏9-1-544 16.95 1.68 S2(6) 10.30 0.95 6.8 P1(3) 6.65 81.3
6 杏9-丁1-54
7 16.5
8 1.65 S2(11) 10.22 0.96 8.2 P1(2) 6.36 90.0
7 杏9-1-541 15.48 1.68 S2(4) 9.49 0.90 5.6 P1(3) 6.00 83.4
8 杏9-丁2-544 15.38 1.65 S2(5) 10.21 0.97 6.8 P1(2) 5.17 81.1
9 杏9-丁2-545 15.39 1.62 S2(5) 10.11 0.96 8.0 P1(2) 5.28 85.2
平均16.02 1.65 10.13 0.95 6.8 5.88 83.28 （2）纤维水泥浆工程参数与现场施工情况
纤维水泥浆后场混配后，进行抽样对主要工程参数进行检测，检测结果水泥浆的密度、初始稠度、失水等主要技术指标均达到要求。

固井施工过程中水泥浆地面混配均匀，注、替水泥浆施工连续、注、替压力
正常，施工过程中未发生漏失，固井施工成功率100％。

（3）推广井固井质量情况
固井后经延时声变检测固井质量，9井中优质井8口，优质率88.89%；合格井1口，合格率100%。

封固井段内BⅠ值>0.8的优质井段95.53%，详见表11。

表11 纤维水泥浆固井质量统计表
序号井号
全井封固质量
综合评价封固长度
m
BⅠ>0.8长度
m
BⅠ>0.8比例
%
1 杏9-31-549 254 25
2 99.21 优质
2 杏9-3-547 256 248 96.88 优质
3 杏9-丁2-542 259 259 100.00 优质
4 杏9-丁1-斜541 246 244 99.19 优质
5 杏9-1-544 249 233 93.57 优质
6 杏9-丁1-54
7 244 226 92.62 优质
7 杏9-1-541 253 242 95.65 优质
8 杏9-丁2-544 256 254 99.22 优质
9 杏9-丁2-545 253 183 83.50 合格
平均252.2 237.88 95.53 优质率88.89% （四）推广应用效果分析
1、复杂调整井特殊工艺技术推广应用效果
推广区块钻井440口,根据地层压力检测结果，地层压力当量钻井液密度在1.60 g/cm3以上或层间压差大于5MPa的井的复杂井采取了特殊工艺固井,共采取
特殊工艺固井102口(其中环空压力补偿固井8口;套管外封隔器固井85口,纤维水泥固井9口,) 占推广总井数的23.18%,15天延时声变检测固井质量,优质井87口,固井优质率85.29%,合格井15口，合格率100%.不同特殊固井工艺固井质
量情况见表12。

表12 特殊固井工艺固井质量情况统计表
序号特殊固井工艺推广井数
(口)
优质井
(口)
优质率
(%)
合格井
(口)
不合格井
(口)
合格率
(%)
1 环空压力补偿8 7 87.50 1 0 100
2 套管外封隔器85 72 84.71 1
3 0 100
3 纤维水泥9 8 88.89 1 0 100
合计102 87 85.29 15 0 100 通过推广应用特殊固井工艺技术使复杂调整井固井优质率达到了85.29%,复杂调整井特殊固井工艺技术推广取得了好的效果.
2、常规调整井固井质量情况
通过地层压力剖面调整，使推广区块异常高压、层间压差大的矛盾得到较好的解决，大部分井的地质情况达到了有利于提高固井质量的水平。

我们把该地区最高地层压力系数小于 1.60、最低地层压力系数≥0.9或层间压差≤5MPa的一类井视为常规调整井，这类井采用常规固井工艺技术。

这里讲常规固井技术是指固井水泥采用常规的A级水泥原浆，不使用特殊的完井、固井工具。

固井技术方面主要是利用电测资料检测地层压力结果，按照平衡压力固井基本原理来确定固井洗井液密度，保证实现固井“压稳”的固井工艺
技术。

1）常规调整井基本情况
根据钻井后地层压力检测结果，440口井中有338口井属于常规调整井，占推广总井数的76.82%。

338口井高压层平均地层压力当量钻井液密度 1.52 g/cm3；低压层平均地层压力当量钻井液密度0.94g/cm3；平均层间压差 4.66MPa，338口常规调整井平均固井洗井液密度 1.71 g/cm3，比高压层平均地层压力当量钻井
液密度高0.15 g/cm3，基本达到了固井“压稳“要求（表13）。

表13 常规调整井地质参数统计表
井数平均最高
压力系数
平均最低
压力系数
平均层
间压差
MPa
平均钻井
液密度
g/cm3
平均洗井
液密度
g/cm3
338 1.56 0.94 4.66 1.58 1.71
2）常规调整井情况固井质量情况
338口常规调整井固井后15天延时声变检测固井质量,优质井289口,固井优质率85.50%,合格井48，合格率99.70%.由于常规调整井地质条件较好，采取常规固井技术即可达到好的固井效果。

固井洗井液密度反映了推广井的地层压力状况，同时钻井液密度对固井的顶替效率有很大的影响，所以钻井液密度与固井质量有很大的相关性，按照不同钻井液密度区间统计固井质量情况见表14：
表14 常规调整井固井洗井液密度与固井质量相关性统计表
固井洗井液密度井数优质井合格井不合格井优质率1.50＜r＜1.60 16 14 2 87.50 1.60≤r≤1.65 62 57 5 91.93 1.65＜r＜1.70 72 63 9 87.50 1.70≤r≤1.75 92 80 12 86.96 1.75＜r＜1.80 40 32 8 80.00 1.80≤r≤1.85 56 43 12 1 76.78
统计结果表明固井洗液密度与固井质量有密切的关系，随着固井洗井液密度的提高，固井质量变差，BI≥0.8的井段比例明显降低。