浅谈八面河油田挤堵工艺讲诉
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浅谈八面河油田挤堵工艺技术 AK47
目录
一、前言 二、八面河油田挤堵工艺发展简况 三、八面河油田挤堵现状 四、影响堵效的原因分析 五、挤堵施工现场注意事项 六、几点建议
一、前言
八面河油田是一个被多断层切割的断块油藏， 断层多，地应力关系复杂,埋藏深度浅，地层胶结 疏松，出砂严重，同时，进攻性措施导致油水井 套管大量损坏，且呈日趋严重之势。挤注水泥浆 封堵是目前主要修套手段。八面河油田开发至今， 目前已形成了相对完善的、比较适应八面河油田 实际的一系列挤堵工艺技术，该项工艺在本油田 已成为拿油上产的主要措施之一，仅次于防砂、 补孔，年作业量高达100井次以上，为八面河油 田生产任务的完成起到很大作用。
2001
2002 2003 2004 2005 2006.9
23/34
35/49 46/65 55/76 80/128 63/87
12/15 11/16 9/11 25/52
34/680=5%
49/621=7.9% 65/657=9.9% 76/746=10.2% 128/778=16.5%
87/575=15.1%
分层挤堵管柱 挤堵层
1、必须迅速动管柱， 导致堵剂得不到很好的 固化， 2、先达地层的堵剂若 已经初凝开始固化，再 受到新的剪切力破坏， 就无法再凝固。 3、表面看井筒内凝固 很好，很难钻，其实近 井地带内没凝固好，这 就直接影响到封堵效果， 如J5-X107等井。
光油管挤堵1
H 挤堵层
1、H深度井筒容积≥灰 浆量
M1-16-X9（对应井：M1-15-4）
1344.68
漏失段
1354.12
1280.0 断点：1353.0
断
1378.0
距
98
米
M1（对应井：M1-7-8）
1108.77
漏失段
1118.04
1113.0 断点：1076.0
断
1190.0
距
77
米
4、挤堵工艺对堵效的影响
目前的挤堵工艺皆为单液挤注法
5、挤堵过程中常常挤坏套管 6、堵剂品种单一 7、挤堵工艺设计结合不够 8、挤堵有效期短，合格率低，一直在70%摆动
如果合格率80%，年作业井次将减少20多井次，将节 约几十万作业成本
四、影响堵效的原Hale Waihona Puke Baidu分析
1、堵剂的选择
“堵剂”和“目的层”二者所处的环境介质
堵剂对地层矿化度、温度、PH值的适应范围
负压严重，使用干灰颗粒 堵剂
套管有缩径变形井，不留 塞挤堵工艺，
多次挤堵无效的井替换地 层介质
年50-60口，70次左 右。
不同区块井层优选堵剂， 年突破80口，120次。 优化工艺，采取添加适当 添加剂，引进了不同堵剂， 如轻质砂、树脂等品种堵 剂，
三、八面河油田挤堵现状
年份
挤堵井次
增长量
占当年措施工作量
合格率
67.6
71.4 70.8 72.4 70.6 72.4
140 120 100
80 60 40 20
0 挤堵井数 挤堵次数 合格率
占措施工 作量%
2001 2002 2003 2004 2005
现状
1、挤堵工作量大 2、风险大，现场指挥人员少 3、工艺技术设备落后,安全环保问题多
4、灰浆使用量不易控制：浪费和不够
阶年
压实程度密，渗
段
透率较低，地层
吸水量少，施工
压力高
三 2003～ 阶 2004年 段
地层复杂化，负 各种堵剂 压井、套管有异 常井较多
四 2005年 阶 至今 段
地层复杂化，负 堵剂+添加剂 压井、套管有异 常井较多
常规挤堵用比重为1.85的 年30-40口。 普通水泥浆3～5方；高压 低渗透区采用比重为1.65 超细水泥浆3方；多漏点 的井分段挤堵，负压井吸 水量大，采用混合挤堵； 负压严重的，或长裂缝井， 采取高比重超大剂量封堵，
区块、邻井的动态对其影响
M1井多次挤堵不 成功，地层水矿 化度、PH值究竟 影响不影响堵剂
性能？
2、堵剂用量的确定
通常：依据公式Q=hπr2￠（漏点h取10米，漏点 上下界各取5米）得出理论用量，再配合现场测试 吸水量的大小适量增减。 低渗透区，封堵半径一般为0.3～0.5米；高渗透 区，封堵半径一般为0.5～0.8米。
例2：M14-7-20井试挤时压力9.0 MPa，将比重为1.85 的普通灰浆15方挤入地层的过程中，泵压在13.0MPa平 稳推进。因此在设计时易产生误区，压力高，少配浆， 结果量不足而一次挤不住。
（2）、r的大小仍然是靠经验。事实证明并
不是越大越有效
J5-21井一次性挤入1.85灰浆50方(60吨)
2、不动管柱，保证凝 固
3、留井段塞太长，长 井段受高压影响易发生 新的套管损坏
光油管挤堵2
挤堵层
20-50米
二、八面河油田挤堵工艺发展简况
阶 时间 段
地层情况
堵剂
挤堵状况
工作量
一 96年前 阶 段
地层亏空不严重， 常规75#高抗G级油 挤堵层位负压轻 井水泥 微，漏点单一， 套管损坏程度小
配制比重为1.85灰浆2-5 方，下光油管将其推挤至 目的位置，关井即可
年20口左右
二 96-2002 层位较深，岩石 超细水泥
挤 堵
M1井前后5次挤入量高达140方。
都
M1-16-X9前后5次挤入普通灰浆50方
失
败
超大剂量挤堵并不可取。 因此，封堵半径的合理性 还需寻求科学的确定方法。
3、地层本身对堵效的影响
（1）、砂3中以下的层位，挤堵合格率较高
（2）、砂3上以上井段挤堵，很少能够一次合格，特别 是馆陶组和漏点。地层疏松、压实程度差，堵剂进入后 平行推进，很难在垂直方向堆积而形成有效的屏障。
r
漏点 h
（1）负压吸水、压力高低与灰浆用量的大小 不存在必然的关系。因为堵剂的密度较大，流 动性不同于水。
例1：J5-X286井挤堵前负压严重，双泵冲砂，刚将比 重为1.65超细水泥浆3方送到层位，压力从0直线上升至 20.0 MPa，减去留井灰浆量，实际进入地层不足1方，封 堵半径不足0.3米，结果一次合格。
无法 纵向 堆积
（3）漏失段处于断层位置，因断点处受复杂应力
作用，灰浆难凝固，目前还没有很好的封堵技术。
井号
1-16-X9 M1
漏失段
1344.681354.12 1108.771118.04
断点 对比井 断距 号
1353.0 1-15-4 98.0
1076.0 1-7-8 77.0
挤堵效果
挤堵5次不 成功 挤堵5次不 成功
目录
一、前言 二、八面河油田挤堵工艺发展简况 三、八面河油田挤堵现状 四、影响堵效的原因分析 五、挤堵施工现场注意事项 六、几点建议
一、前言
八面河油田是一个被多断层切割的断块油藏， 断层多，地应力关系复杂,埋藏深度浅，地层胶结 疏松，出砂严重，同时，进攻性措施导致油水井 套管大量损坏，且呈日趋严重之势。挤注水泥浆 封堵是目前主要修套手段。八面河油田开发至今， 目前已形成了相对完善的、比较适应八面河油田 实际的一系列挤堵工艺技术，该项工艺在本油田 已成为拿油上产的主要措施之一，仅次于防砂、 补孔，年作业量高达100井次以上，为八面河油 田生产任务的完成起到很大作用。
2001
2002 2003 2004 2005 2006.9
23/34
35/49 46/65 55/76 80/128 63/87
12/15 11/16 9/11 25/52
34/680=5%
49/621=7.9% 65/657=9.9% 76/746=10.2% 128/778=16.5%
87/575=15.1%
分层挤堵管柱 挤堵层
1、必须迅速动管柱， 导致堵剂得不到很好的 固化， 2、先达地层的堵剂若 已经初凝开始固化，再 受到新的剪切力破坏， 就无法再凝固。 3、表面看井筒内凝固 很好，很难钻，其实近 井地带内没凝固好，这 就直接影响到封堵效果， 如J5-X107等井。
光油管挤堵1
H 挤堵层
1、H深度井筒容积≥灰 浆量
M1-16-X9（对应井：M1-15-4）
1344.68
漏失段
1354.12
1280.0 断点：1353.0
断
1378.0
距
98
米
M1（对应井：M1-7-8）
1108.77
漏失段
1118.04
1113.0 断点：1076.0
断
1190.0
距
77
米
4、挤堵工艺对堵效的影响
目前的挤堵工艺皆为单液挤注法
5、挤堵过程中常常挤坏套管 6、堵剂品种单一 7、挤堵工艺设计结合不够 8、挤堵有效期短，合格率低，一直在70%摆动
如果合格率80%，年作业井次将减少20多井次，将节 约几十万作业成本
四、影响堵效的原Hale Waihona Puke Baidu分析
1、堵剂的选择
“堵剂”和“目的层”二者所处的环境介质
堵剂对地层矿化度、温度、PH值的适应范围
负压严重，使用干灰颗粒 堵剂
套管有缩径变形井，不留 塞挤堵工艺，
多次挤堵无效的井替换地 层介质
年50-60口，70次左 右。
不同区块井层优选堵剂， 年突破80口，120次。 优化工艺，采取添加适当 添加剂，引进了不同堵剂， 如轻质砂、树脂等品种堵 剂，
三、八面河油田挤堵现状
年份
挤堵井次
增长量
占当年措施工作量
合格率
67.6
71.4 70.8 72.4 70.6 72.4
140 120 100
80 60 40 20
0 挤堵井数 挤堵次数 合格率
占措施工 作量%
2001 2002 2003 2004 2005
现状
1、挤堵工作量大 2、风险大，现场指挥人员少 3、工艺技术设备落后,安全环保问题多
4、灰浆使用量不易控制：浪费和不够
阶年
压实程度密，渗
段
透率较低，地层
吸水量少，施工
压力高
三 2003～ 阶 2004年 段
地层复杂化，负 各种堵剂 压井、套管有异 常井较多
四 2005年 阶 至今 段
地层复杂化，负 堵剂+添加剂 压井、套管有异 常井较多
常规挤堵用比重为1.85的 年30-40口。 普通水泥浆3～5方；高压 低渗透区采用比重为1.65 超细水泥浆3方；多漏点 的井分段挤堵，负压井吸 水量大，采用混合挤堵； 负压严重的，或长裂缝井， 采取高比重超大剂量封堵，
区块、邻井的动态对其影响
M1井多次挤堵不 成功，地层水矿 化度、PH值究竟 影响不影响堵剂
性能？
2、堵剂用量的确定
通常：依据公式Q=hπr2￠（漏点h取10米，漏点 上下界各取5米）得出理论用量，再配合现场测试 吸水量的大小适量增减。 低渗透区，封堵半径一般为0.3～0.5米；高渗透 区，封堵半径一般为0.5～0.8米。
例2：M14-7-20井试挤时压力9.0 MPa，将比重为1.85 的普通灰浆15方挤入地层的过程中，泵压在13.0MPa平 稳推进。因此在设计时易产生误区，压力高，少配浆， 结果量不足而一次挤不住。
（2）、r的大小仍然是靠经验。事实证明并
不是越大越有效
J5-21井一次性挤入1.85灰浆50方(60吨)
2、不动管柱，保证凝 固
3、留井段塞太长，长 井段受高压影响易发生 新的套管损坏
光油管挤堵2
挤堵层
20-50米
二、八面河油田挤堵工艺发展简况
阶 时间 段
地层情况
堵剂
挤堵状况
工作量
一 96年前 阶 段
地层亏空不严重， 常规75#高抗G级油 挤堵层位负压轻 井水泥 微，漏点单一， 套管损坏程度小
配制比重为1.85灰浆2-5 方，下光油管将其推挤至 目的位置，关井即可
年20口左右
二 96-2002 层位较深，岩石 超细水泥
挤 堵
M1井前后5次挤入量高达140方。
都
M1-16-X9前后5次挤入普通灰浆50方
失
败
超大剂量挤堵并不可取。 因此，封堵半径的合理性 还需寻求科学的确定方法。
3、地层本身对堵效的影响
（1）、砂3中以下的层位，挤堵合格率较高
（2）、砂3上以上井段挤堵，很少能够一次合格，特别 是馆陶组和漏点。地层疏松、压实程度差，堵剂进入后 平行推进，很难在垂直方向堆积而形成有效的屏障。
r
漏点 h
（1）负压吸水、压力高低与灰浆用量的大小 不存在必然的关系。因为堵剂的密度较大，流 动性不同于水。
例1：J5-X286井挤堵前负压严重，双泵冲砂，刚将比 重为1.65超细水泥浆3方送到层位，压力从0直线上升至 20.0 MPa，减去留井灰浆量，实际进入地层不足1方，封 堵半径不足0.3米，结果一次合格。
无法 纵向 堆积
（3）漏失段处于断层位置，因断点处受复杂应力
作用，灰浆难凝固，目前还没有很好的封堵技术。
井号
1-16-X9 M1
漏失段
1344.681354.12 1108.771118.04
断点 对比井 断距 号
1353.0 1-15-4 98.0
1076.0 1-7-8 77.0
挤堵效果
挤堵5次不 成功 挤堵5次不 成功