长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展_欧红娟
长封固段大温差固井技术研究与实践
长封固段大温差固井技术研究与实践齐奉忠;于永金;刘斌辉;韩琴【摘要】当前油气勘探开发对象日趋复杂,深井超深井钻井数量增多,长裸眼、大温差、多套压力系统并存井给固井安全施工及质量保障带来严峻挑战,固井中易出现的超缓凝、固井质量差等问题,影响了深层油气资源的安全高效开发.针对深井长封固段大温差固井技术难题,研究水泥水化机理,结合水泥外加剂分子结构设计,开发出了适用于大温差条件固井的水泥浆降失水剂及缓凝剂,设计了适合不同温差范围的水泥浆体系.通过大温差水泥浆体系、高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、套管安全下入等方面先进适用技术的集成,形成了大温差固井配套工艺技术,在塔里木、西南、长庆、华北等油气田及海外中亚地区成功应用1100多口井,为简化井身结构、降低成本、提高固井质量提供了技术保障.随着勘探开发向深层和复杂地层的深入,大温差长封固段固井技术优势突出,应用前景广阔.【期刊名称】《石油科技论坛》【年(卷),期】2017(036)006【总页数】5页(P32-36)【关键词】油气井固井;长封固段;大温差;降失水剂;缓凝剂;水泥浆;固井质量【作者】齐奉忠;于永金;刘斌辉;韩琴【作者单位】中国石油集团钻井工程技术研究院;中国石油集团钻井工程技术研究院;中国石油集团钻井工程技术研究院;中国石油集团钻井工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE256随着油气勘探开发工作的不断深入，勘探开发对象日益复杂。
国内剩余油气资源40%以上分布在深层，油气上产必须动用深层油气资源，深井超深井钻井数量越来越多，固井复杂程度增大，特别是长裸眼、大温差、多套压力系统并存，给固井工作带来了严峻挑战。
复杂地层长封固段大温差固井技术已成为制约勘探开发的瓶颈技术问题之一。
中国石油集团钻井工程技术研究院（简称钻井院）针对长封固段大温差固井问题，通过分子结构设计结合降失水机理及缓凝机理，研制出抗200℃高温的降失水剂及适用高温温差80℃以上的大温差缓凝剂，解决了国内降失水剂抗高温抗盐能力差及缓凝剂适应温差范围窄的难题。
吉林油田乾安地区长封固段井固井配套技术
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优 化 固 井 施 工 设 计 ， 善 固 井 配 套 措 施 ， 利 的 实 现 了长 封 固 段 井 固 井 一 完 顺 次 上 返 ， 且 水 泥 浆 不 低 返 的 好 成 绩 ， 高 了 固井 质 量 。 并 提
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１ 固井技术难 点 ．
乾 安 地 区地 层 破 裂 压 力 低 ， 封 固 段 长 （５ ０ ２ ０ｍ ， 且 １ ０ — ２ ０ ） 固井 施 工 中 环 空 液 柱压 力 高 ， 在低 压 易漏 层 位 ， 易 发 生 漏 失 ， 成 水 泥 浆 低 返 。 极 造
密 度 ：． ５ ． ｇ ｃ １ ４ １ ６ ／ ｍ 流动度 ： ２ｍ ＞２ ０ ｍ 失水量 ： ０Ｌ ＜５ ｍ
表１低 密 度 水 泥 浆 体 系 性 能 数 据 表
流 密 度 稠化时阃 失水 ｌ２埘 量 ４ 压强
水泥 ： 灰 动 漂 水 度Ｍ 。 ｐ
稠 化 时 间 ：３ — ９ ｍ ｎ １ ０ １０ ｉ ２ ｈ抗 压 强 度 ： ２ ５ Ｐ ４ ＞１． Ｍ ａ 从 表 １中低 密 度 水 泥 浆 体 系
固井水泥浆的性能优化研究
总的来说，在优选水泥浆时应尽量使用低失水量、稠化时间 适当和密度合适的水泥浆。
2 水泥浆密度
为了达到最适合顶替的条件，希望把泥浆密度降到井下安 全允许的最低限度—降低水泥浆密度。可以减少固井静水液柱 压力，防治压裂减弱胶结地层造成井漏，并且还可以减少固井的 注水泥次数，这个时候可以加入水泥填充剂（粘土、硅酸钠、火山 灰、低密度颗粒材料）。为实现平衡固井、保护产层或控制高压 层，要求改变水泥浆密度。如果固井段遇见异常高压或低压易漏 地层，需大幅度调整水泥浆密度时，一般加入加重剂（重晶石粉、 钛铁矿粉、方铅石粉）或减轻剂（硅藻土、粉煤灰、硬沥青、膨胀珍 珠岩）。为了更好的控制水泥浆的密度，最好是采用分批混配技 术。水泥浆的密度通常要控制在 1.87g/cm3 到 2.10 g/cm3 之间，以 保证教高的抗压强度。 2.1 低密度水泥浆性能
对于流过产层的水泥浆及在环空间隙较窄的情况下使用 水泥应考虑使用降失水剂。这些添加剂可降低水泥浆内液相 的滤失强度。水泥浆滤失量过高对水泥浆性能会产生严重影 响，特别是对黏度影响很大和对产层造成损害。从水泥浆设计 和水泥浆性能角度上看，有充分理由说明应特别注意降失水 剂的配制。首先，许多降失水剂都有增粘作用，所以必须加入 分散剂以保证水泥浆的配制性；其次还要考虑到这类添加剂 有降低水泥浆粘度作用；最后，还要考虑有些糖类缓凝剂对水 泥浆性能造成的影响。
1 固井水泥浆的优选
根据井眼条件的特殊要求，选择固井水泥浆时应该考虑到 诸多因素。在很多情况下油气井不能简单的根据地层破裂压力 和孔隙压力来作为选择水泥浆密度[4]的标准。通常用混配高密度 水泥浆的方式使水泥浆在较短时间内达到一定的抗压强度。但 往往从经济角度出发，有时械性能以获得较高造浆率。
高性能高密度水泥浆技术研究与应用
高性能高密度水泥浆技术研究与应用摘要：近年来随着油气开发力度的加大，深井、高温高压井逐步增多，采用高密度水泥浆的井也逐步增加，对于固井质量的要求也日益提高。
如今固井液技术随着时代发展而不断创新，满足了极大部分固井工程的技术需求，但是对于高压盐水层、高压油气层固井工程仍遇难题。
本文论述了高密度固井液技术对于高压盐水层、高压气层固井工程中应用的重要意义，为高压盐水层、高压气层固井工程的发展提供积极的改进看法。
关键词：水泥浆；高密度；固井工艺；固井技术引言由于深井、超深井长封固段的固井在施工中存在超深、超高温、超缓凝、长封固段大温差、小间隙等的技术难题，而呈现了要求固井技术高和环节复杂多变的特点。
而随着高密度固井液技术的不断进步，更好的解决了超缓凝问题，改善了井身的结构，有效的降低了固井成本，节省了材料费用，还保证了固井质量。
为了更好的解决高密度水泥浆技术适应于复杂多变的固井环境，通过对高密度水泥浆的不断实验优化，研究出了密度为2.55g/cm3的高密度水泥浆，但是在实际的应用中很少用到超过2.55g/cm3的高密度水泥浆。
本文将论述2.40g/cm3～2.55g/cm3之间的高密度水泥浆在高压油气水层固井的施工作业中的具体应用。
1某勘探井的固工程应用本次勘测井中遇到的参数详细内容为，该勘测井为井深设计长达6766m的四开井，其高压盐水层分别在3862-3876m、3925-3828m处，折合地层当量密度为2.46g/cm3。
在以漏失速度最高值为66.01m3/h，继续井钻到4035m的时候，施工技术人员发现了裂缝性漏失，并在发现后进行多次补救措施，但是都不能解决，之后对采用在原钻井液中加入复合随钻液堵漏材料进行封堵并成功。
在整个勘测井钻井施工作业结束后，采用φ244.5mm技术套管进行下入对勘探井进行修复和巩固，在进行固井时，采用密度为2.50g/cm3的水泥浆，前置液采用乳化冲洗液和部分密度与钻井液前置液，保证了固井的安全和质量。
双密度长封固井高低密度混浆封固段体系研究
1 概述双密度长封固井的主要目的是保护生产管柱和封堵相邻的油、气、水层，固井水泥凝固后在纵向上形成封隔系统的同时要水泥浆压稳控制在环空液柱压力在底层孔隙压力和破裂压力之间。
因此采用双密度固井的方法，使得低密度与原浆的混浆封固段的水泥环质量就显得尤为重要。
本次主要是针对混浆封固段水泥浆体系的各项性能进行研究。
也为在测井对固井质量评价时若与实际固井质量情况不相符做个有力的凭证和依据。
2 对双密度混浆过渡段的分析与研究2.1 混浆封固段的产生固井的目的就是对套管外环空进行永久性封固。
双密度固井施工在低密度倒入原浆过程中或多或少都会产生混浆，这是无法避免的并且在注入和顶替过程中混浆封固段会继续延长。
在标准生产井每米环容约为25L，水泥车的排量都控制在600～1000L/min，操作手施工时密度从1.60完全过渡到1.90时用去30~90s不等，产生的混浆量约为600～3000L，产生混浆封固段长度为24～120m。
过渡段在注入和顶替过程中还会继续延长该段混浆长度。
2.2 测井原理和评价标准及其对固井质量的影响目前常用的固井质量评价方法为声波幅度测井、CBL/ VDL测井。
按照中国石油天然气总公司建议的固井质量评价标准：若相对声幅小于等于15%，则固井质量为“优质”；若相对声幅大于15%小于等于30%，则固井质量为“合格”。
在水泥胶结不好的条件下，胶结指数与水泥充填率差异明显。
并且受水泥环密度影响明显，使常规密度水泥环与低密度水泥环评价指标不是一致的。
并且目前的测井资料只能准确的确定水泥环第一胶结面的胶结质量，而对第二胶结面的胶结质量只能进行定性评价。
影响：根据测井资料分析的在标准施工后水泥环密封性受其他因素影响导致测井评价不准的状况：水泥候凝时间不足（整个固井井段最高水泥胶结强度低于500psi），存在微环隙（间隙大于0.1mm），还有受快速地层、外层套管、岩性与地层孔渗性能等因素影响。
导致测井信息的多解性。
长封固段低密度水泥浆固井技术
长封固段低密度水泥浆固井技术发布时间：2021-05-07T15:51:46.190Z 来源：《工程管理前沿》2021年7卷第3期作者：杜明宇[导读] 现阶段，我国社会经济和科学技术不断进步和发展杜明宇大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，163413摘要：现阶段，我国社会经济和科学技术不断进步和发展，各个行业在生产经营管理过程中对石油资源的需求量日益增加，造成资源紧张的现状。
人们对油气田不断加大开发力度，逐渐向复杂油气藏进行深度开发，增加了深井、超深井在油气田开发的占比。
本文主要对长封固段低密度水泥浆固井技术进行分析，提升固井施工的实际需求。
关键词：长封固段；低密度；水泥浆；固井技术我国深井、超深井长封固段的固井施工工作的开展面临一系列的问题，存在抗高温、超缓凝等相关技术问题。
低密度水泥浆固井技术能够很好的解决超缓凝问题，更好的简化井身的结构，同时最大限度的降低固井施工成本，保证取得更加理想的固井效果。
1固井技术难点分析长封固段固井通常情况下其上下具有较大的温差，对水泥浆体系的实际性能具有较高的要求，水泥石早期强度发展较慢，经常容易出现超缓凝现象，同时具有较长封固段的情况下，具有较大的环空液注压力，水泥浆的流动摩阻和钻井液相比要高，进一步增加了地层出现漏失的风险。
另外，部分油气比较活跃的情况下，长封固段固井水泥浆就会产生严重的“失重”效应，容易导致地层不同压力系统各个层间的流体出现窜流的现象。
当油气井具有较大井径，并且不规则的情况下，在局部容易出现糖葫芦井眼，水泥浆出现“舌进”现象，对顶替效率产生一定的影响，进而对固井施工质量和效率增加了较大的难度。
固井施工过程中水泥浆量大，施工工期较长，同时存在较大的安全风险、压力大，对仪器设备使用性能具有更高的要求。
2低密度水泥浆体系设计难点分析复杂油气藏开采过程中包含复杂地层，面临高温、高压、易气窜、长封固段、上下温差大等相关难题，提升长封固段固井质量是当前研究的重要难题。
提高长封固井段固井质量措施初探
提高长封固井段固井质量措施初探第一章绪论固井是油、气井建井过程中的一个重要环节。
固井工程包括下套管和注水泥两个生产过程。
下套管就是在已经钻成的井眼中按规定深度下入一定直径、由某种或几种不同钢级及壁厚的套管组成的套管柱。
注水泥就是在地面上将水泥浆通过套管栓注入到井眼与套管柱之间的环形空间中的过程。
水泥将套管柱与井壁岩石牢固地固结在一起，可以将油、气、水层及复杂层位封固起来以利于进一步地钻进或开采。
固井的科技定义是，井壁筒沉到井底找正操平后，通过管路向井壁筒外侧与井帮之间的环形空间注入相对密度大于泥浆的胶凝状浆液，将泥浆自下而上地置换出来并固结井壁筒的作业。
固井的目的是将套管固定在井内，把水和其他流体从井内替出。
在钻井作业中一般至少要有两次固井(生产井)，多至4〜5次固井(深探井)。
最上面的固井是表层套管固井，它起的是泥浆通路，油气门户”的作用。
在下一次开钻之前，表层套管上要装防喷器预防井喷。
防喷器之上要装泥浆导管，是钻井液返回泥浆池的通路。
钻井过程中往往要下技术套管固井，它起的是巩固后方，安全探路”的作用。
固井主要包括三步：(1)下套管：套管有不同的尺寸和钢级。
表层固井通常使用20 - 133/8英寸的套管，多数是采用钢级低的“J 级套管。
技术套管通常使用133/8〜7英寸的套管，采用的钢级较高。
油层套管固井通常使用7-5英寸的套管，钢级强度与技术套管相同。
根据用途、地层预测压力和套管下入深度设计套管的强度，确定套管的使用壁厚，钢级和丝扣类型。
套管与钻杆不同，是一次性下入的管材，没有加厚部分，长度没有严格规定。
为保证固井质量和顺利地下入套管，要做套管柱的结构设计。
(2 (注水泥注水泥是套管下入井后的关键工序，其作用是将套管和井壁的环形空间封固起来，以封隔油气水层，使套管成为油气通向井中的通道。
套管下完后，立即接通循环管线和注水泥管线，做好注水泥前的准备工作。
首先要开泵循环钻井液，因套管与井壁的间隙较小，利用高的上返速度冲击井壁上的泥饼，同时调整钻井液的性能，直到循环泵压稳定为止。
高温大温差固井水泥浆体系研究
高温大温差固井水泥浆体系研究随着能源的迅速发展和人类对于油气资源利用的日益增多，石油勘探开采也就越来越重要。
而固井作为石油开采中的一个重要环节，其质量直接关系到油井的生产和安全。
因此，固井工艺及水泥浆体系的研究成为了石油勘探开采中的热门话题。
在当今的石油开采中，高温和大温差是常见的工作环境。
而提高固井水泥浆体系在高温和大温差条件下的稳定性和耐久性是当前研究的重点。
高温和大温差环境对水泥浆体系的稳定性和性能产生了很大的影响，如水泥浆体系的喷泵性能、硬化时间、极限承载力、抗裂性等方面都会受到影响。
针对这个问题，本研究在前人的研究基础上，采用多种实验方法对高温大温差条件下的固井水泥浆体系进行了研究。
本研究首先确定了水泥浆体系的化学成分、体积密度、黏度等基本物理性质，并观察了其在高温大温差条件下的表现。
研究发现，在高温大温差条件下，水泥浆体系的黏度和强度都会受到影响，即黏度增大，强度下降。
其次，本研究探究了高温大温差环境下不同添加剂对水泥浆体系稳定性和耐久性的影响。
通过实验发现，高温大温差环境下，添加适量的聚合物分散剂和增强剂可以改善水泥浆体系的性能，增加其抗裂性、强度和耐久性等方面的性能指标。
而添加过多或不够的聚合物分散剂和增强剂则会导致水泥浆体系的性能下降。
最后，本研究通过比较不同固井水泥浆体系的性能指标，得出了在高温大温差环境下，添加适量聚合物分散剂和增强剂的水泥浆体系性能最佳。
该水泥浆体系具有优良的喷泵性能、短固化时间、高极限承载力和良好的抗裂性等优点，可以适用于逆向钻井、注水等工作环境下。
综上所述，本研究对于高温大温差固井水泥浆体系的研究做出了一些探索，通过添加适量的聚合物分散剂和增强剂，可以改善水泥浆体系的性能，提高其稳定性和耐久性，从而保障石油勘探开采的安全和高效。
固井工艺及其水泥浆体系的研究是石油开采中的关键部分，其质量直接影响到油井生产和安全，因此具有重要的实用价值。
高温大温差条件中的固井过程难以控制，需要关注温度、气压、地质结构等多种因素，因此固井用水泥浆体系的研究对于石油工业的发展很重要。
低密度大温差长封固段固井技术性塔里木油田实验成功
Ｈｉｌ ｉｈ ’Ｉ ｆ ｍｌｔｏ ｇｆ ｇ Ｂ ｌ ｎ ｏ ａｉ ｎ
大 港 采 油 工 艺 研 究 院调 驱 工 程 增 油 万 吨
（ 特约记者 汪亚萍 通讯员 种 针对不 同调驱区块 的油藏地质 １６ １ 口井调剖工艺设计优化，并通过 专家评审。 针对生产单位 在现场调驱施工
碳 酸 盐岩 地 区 为 高压 气 田， 为保 证安全开发 ，必须具有 良好 的井筒 完整性和 固井质量 。优化简化井身 结构 的关键所在就在于实施低密度 大温差长封 固段 固井 ，这是一个世
界性难题 ，主要 困难表现在 ：油气 资源埋藏深达６ ０ ｍ ０ ０ ，裸眼 ０ ０ ￣７ ０ ｍ 井段地层岩性压力关系复杂 ，固井
和保证防止注水泥井漏；封 固段长
塔 里木 油 田是西气 东输的主气 源 地 ，其 增 储上 产 对 实现 油 气 战
略接 替，保障 国家能源安全具有重
要 意 义 。塔 里木 盆 地 碳酸 盐 岩 地
４０ｍ ００ ，跨越了常温、中温 、 ００ ￣６０ｍ 中高温、高温４ 个温区，水泥封 固段 顶部低密度水泥石强度保证异常 困 难 ；一次注水泥量大，安全注 水泥
占 良）大港采 油工艺研 究院调驱 、 调剖专项工程获突破 ，截至２ １年１ ０１ ０ 月２ 日，完成１批１６ ３ ６ １ 口井调剖工艺
设计优化 ，现场调驱合格率达９％ ５ 以
特 点，优选调驱体系 。在 调驱 工艺
适应性分析 的基础上 ，对适 宜的调
驱体系 ，深化配方及稳 定性 的实验
里木碳酸盐岩地区固井难题 ，为优 化井身 结构 ，钻井提速提效，降低 勘探开发成本提供 了技术支撑和参 考依据 ；为 “ 用先进技术解 决工程 问题 ，用工程手段解决地质 问题 ”
井下复杂温度条件对固井界面胶结强度的影响
第31卷 第5期2010年9月石油学报A CT A PETROLEI SINICAV o l.31Sept.N o.52010基金项目:国家高技术研究发展计划(863)项目(2006AA 09Z 340)资助。
作者简介:郭辛阳,男,1983年9月生,2006年毕业于中国石油大学(华东),现为该校在读博士研究生,主要从事固井完井技术方面的研究。
E -mail:gdayang @文章编号:0253O 2697(2010)05-0834O 04井下复杂温度条件对固井界面胶结强度的影响郭辛阳 步玉环 沈忠厚 李 娟 王成文 柳华杰(中国石油大学石油工程学院 山东青岛 266555)摘要:针对复杂多变的井下温度影响固井界面胶结强度的问题,利用自主研制的界面胶结强度测试仪,在恒温或交替变温的条件下,对3类水泥浆体系和5种不同岩性岩心所形成的封固系统进行了第一与第二界面胶结强度的实验研究。
结果表明,水泥浆凝固过程中,一界面胶结强度在室温到75e 范围内基本不受温度变化的影响;水泥浆凝固后,温度变化会使界面胶结强度显著降低,且降低幅度随温差和温度变化次数的增大而增大;水泥石弹性模量越小,一界面胶结强度随温度变化的降低幅度就越小;二界面胶结强度随温度变化的降低程度取决于水泥石的热膨胀和机械性能,与岩心性能越相近,胶结强度降低幅度越小。
关键词:固井;水泥浆;井下温度;封固系统;界面胶结强度;实验中图分类号:T E 256 文献标识码:AThe effect of downhole complex temperature conditions on theinterfacial bonding strength in cementingGU O Xinyang BU Yuhuan SH EN Zhonghou LI Juan WANG Cheng w en LIU H uajie(College of Petr oleum Engineer ing ,China Univ er sity of P etr oleum,Qing dao 266555,China)Abstract :T he effect of do wnhole var iable temper atures on the interfacial bonding strengt h is commo nly encountered in w ell cemen -t ing.With the aid o f a self -made inter facial bonding str eng th test dev ice,the present ex per iment inv est igated the bonding str eng th o f casing -cement and cement -fo rmation interfaces in an isolation sy stem composed of t hr ee ty pes o f cement slurr y and fiv e cor es w ith differ ent litho log y at constant temperatures or alternately changed temper atur es.T he r esults show ed that during the curing period o f cement slurr y,the effect o f temperatures from ambience to 75e on t he bo nding str eng th o f the casing -cement int er face w as negl-i g ible,after concretion,the interfacial bonding strength decr eased sig nificant ly w ith the var iation o f temper atures,and the reduction ex tent increased w ith the incr ease of the temper ature differ ence or the number of temperature var iatio ns.T he less the elast ic modulus of set cement,the smaller t he r eduction ex tent of the bonding streng th of the casing -cement interface w ith temperature var iatio ns.Ho wever ,the decr ease o f the bonding str eng th of the cement -fo rmatio n interface depended upo n thermal ex pansion and mechanical pr operties of set cement.T he mo re similar the pr operty betw een set cement and co res,the smaller the r eduction ext ent of the bo nd -ing strength o f the cement -for mat ion interface.Key words :cementing;cement slur ry ;dow nhole temper ature;iso lation system;inter facial bonding streng th;ex per iment固井封固系统封隔性能的好坏直接影响勘探开发的整体效益。
提高不规则井眼固井质量的研究与应用
０． ２
表 １ 完井 钻 井 液 性 能
钻井液类型 ｌ 密度ｇ ／ ｃ ｍ ３ ｌ 粘度 ｓ Ｉ 失 水ｍ Ｉ ｌ 泥饼ｍ ｍ Ｉ 塑粘 ｍ Ｐ ａ ． ｓ ｌ 初切 Ｐ ａ ｌ 终切 Ｐ ａ Ｉ Ｐ Ｈ 聚合物 Ｉ １ ． １ ８ ｌ ４ ０ Ｉ ５ １ ０ ． ５ Ｉ １ ７ Ｉ ３ Ｉ ８ ｆ ８
南萨尔布拉 克、阿雷斯 区块 是中油国际 Ａ Ｄ Ｍ有限责任公 司两个主要钻探 区块 ，位 于哈萨 克斯 坦共 和国南部的克孜沃
尔 达 州 内 。地 质 情 况 复 杂 ，从 １ ３ ０ ０ ｍ到 井 底 ，油 气 层 分 散 且
１基本 数据 １ ． １ 井 身结构如下
（ １ ） ６ ６ ０ ． ４ ｍ ｍ Ｘ ５ ３ ０ ｍ ｍ × ２ ２ ｍ水 泥 浆 返 至 地 面 。
石 油化 工
提高 不规则井 眼固井质量 的研 究与应 用 李 波 张云学 徐根法 冷 超
西部钻 探 固井 压裂 工程 公司 新 疆 克拉 玛依 ８ ３ ４ ０ ０ ９ 西部钻 探 克拉 玛依 钻井 公 司 新 疆 克拉 玛依 ８ ３ ４ ０ ０ ９
摘要 ：Ａ Ｄ Ｍ 油田南萨 尔布拉克、阿雷斯等 区块 的地层含 大段 沙层 ，在钻 井过程 中极易 出现的 “ 糖葫芦” 、“大肚子 ”不规则井 眼 。本分分析 了不规 则井眼的井的 固井施工难 点，总结 了如何提 高不规 则固井质量的技术措施 ，形成 了稳定该 区块 固井质量 的 配套 技 术 ， 为 其他 区块 不规 则 井 眼 的 固井 施 工提 供 了技 术 支 撑 。 关键词 ：不规则井径 ；水泥浆性能 ；顶替效率 ；前置液
１ ． ３地 层情 况 １ ． ４电测井 径情况
地层 主要以松散 泥质 页岩 、砂岩 、泥岩夹砂砾岩 、泥岩 以Ａ Ｐ ｂ Ｉ Ｃ Ｃ Ｋ Ｏ ｅ一 ７ ５井为例 夹 砂 岩 、泥 岩夹 粉 砂 岩 为 主 。 表２ Ａ ｒ 一 ７ ５井 井 径 情 况 井段／ ｍ 环空容积／ ｍ３ 平均井径／ ｍｍ 井径扩大率
对提高易漏长封固段固井质量的认识
对提高易漏长封固段固井质量的认识李天群摘要：随着油田勘探开发一体化钻井逐步向深层迈进，一些特殊要求的开发井正逐年增多，特别是在大庆长垣杏树岗构造以南、葡萄花、凹包塔以及两江地区，扶杨油层广泛发育，油藏埋深一般在1500—1800m 之间，完钻井深1750—1850m ，呈现出埋藏深、油层薄、物性差等特点，对钻井完井固井全过程油层保护提出了严格要求。
由于在同一井眼内，自上而下分别要钻穿黑帝庙、萨葡高和扶杨等三套主力油层，要求全井封固良好，固井施工难度进一步增大。
采用常规固井，一次封固段1600m 以上，固井漏失成为突出问题，特别是葡萄花油层，地层破裂压力低，孔隙压力相对较高，固井施工中漏失风险大，固井后水泥候凝过程中难压稳。
突出的技术难点主要表现为“地层承压能力低、封固段长、注入量大、作业时间长、施工压力高”。
针对油田勘探开发的特殊要求，以及对上述技术难点的分析，研究开发了高强低密度水泥固井技术、DFZ-1防漏增韧水泥浆体系，应用了不钻胶塞双级注水泥工艺，配套实施了压力分析、压力预测及压稳固井施工技术，通过在肇源、葡南、朝阳沟等区块的应用与实践，固井质量明显提高，取得了良好的技术经济效益。
关键词：低压易漏；长裸眼封固段；固井；应用随着油田勘探开发一体化钻井逐步向深层迈进，一些特殊要求的开发井正逐年增多，一次性封固800-1500m 的长封固段固井正在成为大庆油田勘探开发的热点技术。
突出的技术难点主要表现为“地层承压能力低、封固段长、注入量大、作业时间长、施工压力高”。
针对油田勘探开发的特殊要求，以及对上述技术难点的分析，研究开发了高强低密度水泥固井技术、DFZ-1防漏增韧水泥浆体系，应用了不钻胶塞双级注水泥工艺，配套实施了压力分析、压力预测及压稳固井施工技术，通过在肇源、葡南、朝阳沟等区块的应用与实践，固井质量明显提高，取得了良好的技术经济效益。
1、固井难点分析（1）封固段长，要同时穿越不同压力层系的地层。
大庆油田-长井段水泥封窜技术研究
长井段水泥封窜技术研究何光中 1 王研1张兴福2王长生1张新民1（1.大庆油田有限责任公司第一采油厂黑龙江大庆163001 2.大庆油田有限责任公司开发部黑龙江大庆163000）摘要：水泥具有对地层伤害小、施工安全性高、可大量使用且成本低廉的优点，有针对性地研究出一套工艺简单、操作方便、成功率高、成本较低、安全性好，适应油田实际的长井段油层封窜封堵方法，可以改善层系开发状况、提高油田整体效益，具有很高的经济效益与社会效益。
经过4年多时间的研究和实验，研究出以“带压候凝”为主的水泥封窜配套施工工艺。
经过69口井的现场试验证明，该套施工工艺成功率高、安全性好、可操作性强。
关键词：长井段封窜超细水泥随着油田开发时间的延长和二次、三次加密开采方案的实施，油田地下情况越来越复杂，发现的窜槽井也越来越多.由于窜槽，特别是大井段窜槽，打乱了开发层系，造成了严重的层间干扰。
而目前油田使用的化学封窜方法一般都存在着工序复杂，成本较高，成功率较低，安全性差,风险大等缺点，制约了封窜技术的大面积推广，远不能适应油田现场生产对封窜的需要。
为此，开展了长井段超细水泥封窜的技术研究，并取得了较好的进展，见到了好的苗头。
1 窜槽原因分析由于高压层的存在，致使钻井后固井质量不好，大段窜槽井逐年增多。
随着油田进入高含水后期，层间矛盾逐渐加大，异常高压层逐渐变多，层间压差也越来越大。
萨中地区注水井分层段测压资料表明单井平均层间压差达4Mpa。
高压层在固井过程中是如何造成封固质量不好，进而产生窜槽的？我们试做分析。
在固井的初始阶段，密度1.8g/cm3的水泥浆完全能够克服高压层的压力，使高层内的流体不会向低压部位流动，层间流体基本处于静止状态，给水泥浆的凝固创造了一个很好的候凝条件。
同时水泥浆自下而上替出井筒内的泥浆，使得水泥浆能够完全充满套管外的环行空间。
如能保持这一状态直至水泥浆凝固，固井质量都能合格。
但是，水泥浆从初凝到终凝有一个稠化过程，在45℃环境温度下，普通油井水泥浆的稠度是逐渐上升的。
固井材料技术新进展及研究方向
中 图分 类号 ：Ｔ Ｅ ２ ５
文献标识码 ：Ａ
固井是 油气井 建井 过程 中的一 个重要 环节 ，是衔 接钻 井和 采油工 程且相 对独 立 的一 项 系统工 程 ，固井
计 ，以满 足不 同条件 下 的封 固要 求 ；二 是根据 地 质 、
钻井 特点 及井 下复杂 情况 进行个 性化 固井设 计 ；三 是
进 行 固井设计 ，以提 高设计 的针对性 ；开发 系列 配套
程 技术服 务公 司都 加 紧了固井技 术 的研究 ，尤其是 墨
西哥湾 Ｂ Ｐ公 司海 上钻 井 平 台井 喷着火 爆 炸事 故发 生 后 …，同井 作业 的特殊性 、重 要性 更加 受到 重视 。 目 前 国外 固井 技术 总体 向技术 配套 、系列化 、个性 化 、
质量 关系 到油气 井 寿命 及 油气藏 开采效 益 。但 固井作
业 是一项 涉及 面广 、风险 大的 隐蔽 性井 下作 业工程 ， 安 全施Ｔ 及 同井质 量至关 重要 。因此 ，国 内外 石油 工
加 强现 场准备 ，精细 化现场 固井 施工 ；近年来 斯伦 贝
谢公 司推广 “ 一体化 ” 固井 服 务 ，采用 固井优 化软 件
深入 持续攻 关 ，基本 形成 了系列配套 的 固井材料 及水
泥浆体系 ， 超 高密度 及超低 密度水 泥浆 、 抗盐胶乳水泥 、 韧性 水泥 等取得 重要进 展 ，较 好满 足 了复杂情况 下 固
井 的需要 ，有力地支撑 了油气稳产上产 。
井筒 密封 的方 向发 展 【 ２ ；固井 管理 及施 工 向加强 过程 控制 、管理精细 化的方 向发展 。 以美 国 Ｂ Ｊ 服 务公 司为代表 ，一些 公司提 出了 “ 长
了超高压固井难题 。
一种大温差固井用水泥浆稠化时间的实验方法[发明专利]
![一种大温差固井用水泥浆稠化时间的实验方法[发明专利]](https://img.taocdn.com/s3/m/fe3e5719cec789eb172ded630b1c59eef8c79a23.png)
(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201710052044.2(22)申请日 2017.01.20(71)申请人 长江大学地址 434023 湖北省荆州市荆州区南环路1号(72)发明人 于小荣 陈大钧 罗跃 杨欢 张直建 王炜 (74)专利代理机构 武汉河山金堂专利事务所(普通合伙) 42212代理人 胡清堂(51)Int.Cl.G01N 11/00(2006.01)(54)发明名称一种大温差固井用水泥浆稠化时间的实验方法(57)摘要本发明提供了一种大温差固井用水泥浆稠化时间的实验方法，包括两种：一种为“升温升压—高温高压保持—降温降压”程序，此种方法模拟了水泥浆的泵送过程，同时也考虑到了整个固井施工的安全系数；另一种为“升温升压—降温降压”程序，此种方法模拟了完整的大温差固井施工过程，为一种理想的状态。
以上两种方法即可做到缓凝剂的合理加量，又可保证顶部水泥石抗压强度的发展，减少施工风险，对于实际工程具有贴切的指导意义。
权利要求书1页 说明书3页 附图4页CN 106644829 A 2017.05.10C N 106644829A1.一种大温差固井用水泥浆稠化时间的实验方法，该方法基于API标准的配浆方法及其他操作程序，其特征在于：将所述方法中在稠度仪上的温度和压力设置为三个阶段，第一阶段由实验室的常温常压到模拟井底静止时的高温高压环境，第二阶段由模拟井底静止的高温高压环境到低温低压环境，第三阶段在低温低压条件下保持恒温恒压直至水泥浆稠化。
2.根据权利要求1所述的一种大温差固井用水泥浆稠化时间的实验方法，其特征在于：所述第一阶段的高温温度为90～180℃，所述第一阶段的高压压强为30～100Mpa。
3.根据权利要求2所述的一种大温差固井用水泥浆稠化时间的实验方法，其特征在于：所述第二阶段的低温温度为30～60℃，所述第二阶段的低压压强为5～30Mpa。
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第36卷第1期硅酸盐通报Vol．36No．12017年1月BULLETIN OF THE CHINESE CEＲAMIC SOCIETY January ，2017长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展欧红娟1，李明2，蒙飞1，刘小利3，郭小阳2（1．西南石油大学材料科学与工程学院，成都610500；2．油气藏地质及开发国家重点实验室·西南石油大学，成都610500；3．中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院，西安710016）摘要：深井超深井常会遇到长封固段大温差固井水泥浆施工困难，固井质量难以保证等问题。
本文在总结国内外研究现状的基础上，分析了长封固段大温差固井水泥浆技术研究不足主要在于：（1）缓凝剂的跨温区使用易造成水泥浆超缓凝，目前研究没有从本质上解决该问题，且缓凝剂加量大抗盐性有待提高；（2）聚合物类外加剂在高温下的粘度急剧降低易造成水泥浆稳定性变差；（3）低密度水泥浆环空封隔性能较差；（4）高密度水泥浆在高温高压条件下稳定性较差等。
针对上述难点，提出了长封固段大温差固井水泥浆技术对策，包括：（1）合理设计缓凝剂分子结构，研发加量少、抗盐性强的低温敏感缓凝剂；（2）探索AMPS 类共聚物引起“鼓包”现象的本质；（3）选择并修正适用于固井水泥浆的紧密堆积模型，以提高高密度、低密度水泥浆应用性能；（4）积极开展高温悬浮稳定剂的合成与生产。
关键词：大温差；固井水泥浆难点；关键技术；技术对策中图分类号：TE256文献标识码：A 文章编号：1001-1625（2017）01-0104-06Ｒesearch Progress on Key Technologies of Cementing Slurry forLong Sealing Section and Large Temperature DifferenceOU Hong-juan 1，LI Ming 2，MENG Fei 1，LIU Xiao-li 3，GUO Xiao-yang 2（1．School of Material Science and Engineering ，Southwest Petroleum University ，Chengdu 610500，China ；2．State Key Laboratory of Oil and Gas Ｒeservoir Geology and Exploitation ；Southwest Petroleum University ，Chengdu 610500，China ；3．CCDC Drilling ＆Production Engineering Technology Ｒesearch Institute ，Xi＇a n 710016，China ）基金项目：川庆钻探公司工程技术研究院资助项目（GCC201206010）作者简介：欧红娟（1991-），女，硕士研究生．主要从事固井水泥浆及其外加剂的研究工作．通讯作者：李明，博士．Abstract ：In recent years ，due to the exploration and development of oil and gas continue to develop in deep formation ，the number of the cementing for long sealing section and large temperature difference also increases rapidly．It was pointed out that the shortage of cementing slurry for long sealing section and large temperature difference mainly lie in ：（1）The use of retarder in different temperature range leading to ultra-retarding of cement slurry and the present research do not solve the problem in essence ，the amount of retarder is large and has the poor salt resistance ；（2）The sharp drop in viscosity of polymer additives at high temperature causing the stability deteriorates of cement slurry ；（3）The difficulties in sealing annular space using low density cement ；（4）The stability of cement slurry with high density is poor under the condition of high temperature and high pressure ，based on summarizing the domestic and foreign research statuses．Considering these difficulties ，the technical countermeasures of cementing slurry for long sealing section and large temperature difference were proposed ，including ：（1）The molecular structure of retarder is designed reasonable and the low temperature sensitive retarder第1期欧红娟等：长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展105researched has the advantage of strong salt-resistant and add a little；（2）Explore the essence of"bulge"phenomenon caused by AMPS copolymer；（3）Select and modify the closely packed model combined with the characteristics of well cementing engineering，to improve the application performance of high density and low density cement slurry；（4）Carry out the synthesis and production of high temperature suspension stabilizer．Key words：large temperature difference；cementing slurry challenges；key technology；technical countermeasure1引言深井超深井常会遇到长封固段大温差固井水泥浆施工难，固井质量难以保证等问题［1］。
如LG地区封固段长达3000m，上下温差为50 70ħ，水泥浆从高温段到低温段易在喇叭口出现超缓凝、窜槽等情况［2］。
高古5井封固段达2778m，环空压力高，井底温度173ħ，尾管顶部60ħ，抗高温水泥浆返到顶部后，水泥石的强度发展缓慢，固井胶结质量差［3］。
乌兹别克斯坦境内费尔甘纳盆地上的吉达4井，一次封固段长达5155．73m，上下温差高达120ħ［4］。
为更好地促进长封固段大温差固井水泥浆技术的发展，通过调研大量国内外资料，对长封固段大温差固井水泥浆技术难点、国内外研究现状进行了分析，并结合大温差固井水泥浆实际情况提出了相关技术建议。
2长封固段大温差固井水泥浆技术难点2．1油井水泥外加剂性能不足长封固段大温差固井常遇到高压和高地应力等问题，高温对水泥配套外加剂的选用提出了更高的要求。
井底静止温度高，为了保证安全泵送（稠化时间设计符合要求），固井水泥用缓凝剂需要具备一定的抗高温性能。
常见的降失水剂在高温条件下由于发生降解作用易导致控失水能力大大降低，严重影响固井水泥的失水性能［5］，因此针对长封固段大温差固井用降失水剂也提出了抗高温的性能要求。
由于缓凝剂对温度波动很敏感，缓凝剂的加量也随温度升高而激增，现场作业难以精确控制［6］。
但在低温条件下，高温缓凝剂的缓凝效果难以消除会导致水泥石强度发展缓慢甚至超缓凝，这种情况易发生于尾管顶部的水泥浆。
2．2长封固段大温差固井水泥浆综合性能难以调和在长封固段和低压易漏性地层的固井施工中，采用低密度水泥浆可有效解决上述固井复杂问题。
但随着大量轻质材料掺入，水泥浆密度降低的同时，流变性和稳定性变差，失水也变得难以控制，尤其是水泥石强度大幅度降低，且水泥浆的漏失低返尤为突出，使得固井难度增大，固井合格率不高［7，8］。
例如，塔中低压深井长封固段大温差固井面临的低密度水泥浆高温稳定性差、易漏失，返出井口后长时间无强度［9］。
在多压力层系的固井施工中，高密度水泥浆的使用可以保证压稳高压盐水地层。
由于在长封固段超高密度固井水泥浆中加重剂等非胶结相增多，会明显减缓低温下水泥石强度发展的速度，导致加剧超缓凝现象［10］。
3国内外研究现状目前，国内将完钻井深为4500 6000m的井定义为深井，将完钻井深6000m以上的井定义为超深井。
对于温差而言，工程界一般认为是井底循环温度与水泥顶面处静止温度的差值，当这个差值高于40ħ时称为大温差。
3．1油井水泥缓凝剂苏如军等［11］发明了一种适用于深井及超深井固井用抗高温缓凝剂GH-9，由亚甲基丁二酸和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）共聚制成。
在相同缓凝剂加量条件下，水泥浆的稠化时间会随温度的升高而缩短，这表明在大温差条件下该缓凝剂的加量较大。
靳建洲等［12］开发了一种适用于大温差固井的高温水泥浆缓106综合评述硅酸盐通报第36卷凝剂DＲH-200L，适用温度范围70 180ħ，所配制的水泥浆体系稠化时间可调，大温差条件下强度发展快。
赵宝辉等［13］针对深井长封固段固井时顶部水泥浆超缓凝的问题，研制了一种耐高温性能的新型缓凝剂BCＲ-260L，可满足循环温度70 180ħ固井需求，但用盐水配制水泥浆的稠化时间均比自来水配制水泥浆稠化时间长，这会严重影响部分井盐膏层的固井质量。