2提高多压力层系井固井质量的认识与实践.doc

1、 1 提高多压力层系井固井质量的认识与实践 李天群 (大庆钻井生产技术服务公司 163358) 摘要 大庆油田经过多年的注水开发，目前已进入高含水后期，油层压力系统和储层状况均发生了很大变化，三次加密调整井固井所存在的压稳与防漏的矛盾更加突出，固井难度越来越大。本文围绕地层压差影响固井质量的实验研究成果，就地层压力调整试验及 DPDR 水泥体系、增韧防漏水泥浆体系、套管外环空加压装置等工艺技术的现场试验效果进行了分析。通过各种配套技术的应用，提高了加密调整井的固井质量，初步总结出各种技术措施的适应性和应用界限 。 主题词 低渗高压 多压力层系 固井质量 配套技术 现场试验 大庆油田 大庆油田经

2、过多年的注水开发，目前已进入高含水后期，油层压力系统和储层状况均发生了很大变化，三次加密调整井固井所存在的压稳与防漏的矛盾更加突出，固井难度越来越大。随着固井技术的提高，大庆油田已形成了一套以“压稳、居中、替净、密封“等为方针的薄隔层固井技术。但随着井网的进一步加密，各层系间压力差别的矛盾日益突出，新投加密井的固井质量尚不理想。例如， 2001 年杏十二区新钻 16 口三次加密井，投产后不久有 2 口井发生了管外喷冒， 2002 年对 其中的 4 口井进行了硼中子寿命测井，发现窜槽率达到 19.2%； 2004 年杏十二区三次加密先期完钻的 79 口井经过延时声变检测，固井优质率仅为 36.7

3、%。针对这一问题，我们从多压力层系固井难点及基础理论研究入手，开展了试验应用了一系列有利于固井质量的技术措施，在获得较好效果的同时，对单项技术措施的运用条件取得了阶段性的认识，逐步摸索出提高加密调整井固井质量的有效途径。 1 地层压差影响固井质量的原因分析 由于长期的注水开发，目前大庆油田地下已形成高压层、常压层、低压层等并存的多压力层系。地层压差对固井质量的影响 表现在两方面：一是层间压差，即高压层与低压层之间孔隙流体压力的差值；另一个是环空压差，即地层的孔隙压力与浆柱压力的差值。从 2004 年杏十二区先期完钻的 79 口三次加密井层间压差与胶结质量的对比分析（见表 1）可以看出，层间压差

4、对固井质量造成较大的影响。 表 1 层间压差与胶结质量对比表 层间压差（ MPa） 5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 合计 声检井数（口） 2 5 10 17 20 14 11 79 非优质井数（口） 0 1 4 11 14 11 9 50 非优质井比例（ %） 0 20.0 40.0 64.7 70.0 78.6 81.8 63.3 在固井过程中，由于需要应用浆柱来实现压稳高压层，层间压差的变化实质上反映了环空压差的变化。 下图 1 是在 CBL 测井仪条件下测试的不同环空压差下的 A 级水泥胶结质量室内模拟实验。 100 声幅（ %） 0 2 4 6 8 10 50

5、 环空压差（ MPa） 2 实验证明，当环空压差介于 1-9MPa之间，普通 A 级水泥胶结质量趋于稳定。当环空压差小于 1.0MPa时，水泥浆在凝固过程中将不能阻止地层流体的侵入，地层流体将侵入水泥环，破坏水泥环的胶结质量，引起声幅值的升 高。而当环空压差大于 9MPa 时引起声幅值的升高，我们认为水泥浆失水是主要因素。 下表 2 是 A 级水泥浆失水对固井质量影响的室内实验数据，从表中数据可以看出，随着环空压差的增大，水泥浆的失水量显著增加，当水泥浆失水量超过水泥浆体积的 8%时，水泥环的胶结质量逐渐变差（实验条件为 45 水浴养护）。 表 2 水泥浆失水对固井质量的影响实验数据 序号 上

6、覆压力（ MPa） 地层压力（ MPa） 环空压差（ MPa） 失水量（ %） 24 小时后测井 BI 值 1 3.5 2.0 1.5 1.0 1 2 6.0 2.0 4.0 3.0 1 3 9.0 2.0 7.0 5.0 0.9 4 10.5 2.0 8.5 8.0 0.8 5 11.5 2.0 9.5 10.0 0.6 6 13.0 2.0 11.0 15.0 0.4 经过上述分析研究可以初步得出，要使固井质量得到全面有效的提高，在压稳防窜技术方面需要做以下几方面工作。 一是通过钻关地层压力调整，尽量减小地层层间压差，保证环空压差在合理值范围内。 二是通过改善水泥浆外加剂的性能，使其具有低

7、失水、速凝、早强的特怀，阻止水泥浆候凝过程中油气水浸入。 三是 应用特殊工具封隔异常高压层或有效补偿水泥浆静液柱压力损失。 2 提高 多压力层系固井 质量的现场试验 2003 年，在杏八、九区三次加密和杏八 十二区二次加密开展了提高加密调整井固井质量试验，通过钻关地层压力调整，应用套管外封隔器、管外环空加压装置及新研制的 DPDR 水泥、增韧水泥浆体系等措施，初步见到了较好的效果。 2004 年，通过全面总结和评价各种技术措施的试验效果，在杏十二区三次加密井及小井距试验区加大了成熟固井工艺技术的应用力度，逐步摸索出提高加密调整井固井质量的有效途径。 2.1 钻前地层压力调整试验 根 据压差对固

8、井质量的影响研究结果可以看出，将环空压差控制在 1-9MPa 内是保证固井质量的前提和基础。通过钻前地层压力调整，尽量缩小层间压差是保证环空压差、提高固井质量的有效手段。 杏八 十二区的地质特点是一、二次加密调整井网开发的萨 、萨组薄差层异常高压，基础井网开发的葡组主力油层欠压，萨异常高压层与葡组欠压层相距为 160 米左右，固井水泥浆密度按1.90g/cm3计算，固井水泥浆在萨高压层与葡欠压层之间所形成的液柱压力为 3MPa 左右。因此，根据地层环空压差对固井质量的影响评价实验结果，对于普通 A 级 水泥浆固井，将层间压差控制在 6MPa以内将能够有效提高固井质量。 2003 年，我们针对杏

9、八、九区萨、萨组薄差层异常高压、葡组主力油层欠压的地质特点，对异常高压层和欠压层采取停、调、关等措施。停：即对部分注水井高压层暂停注水，对部分采油井低压层暂停采油；调：即对部分注水井低压层上调注水方案，对部分注水井高压层下调注水方案，对部分高（低）压油井调整生产参数；关：即对部分油水井采取钻关措施，达到减小平面和层间压差的目的。 根据杏八、九区地质特点和地层压力分析预测结果，地层压力剖面调整按两个阶段进行： 一是生 产阶段调整，根据钻井区块地层压力预测和分层测试结果，在实施钻井前较长时间（ 3 5）个月对地层压力剖面进行调整。调整的对象与措施如下： 对于异常高压层压力系数大于 1.70 的层，

10、采取注水井停层的方式。 对于异常高压层压力系数 1.65 1.70 层，采取降低注水量的方式。 对于地层压力系数低于 0.8 的高渗欠压层，采油井停采或调整采油井的产液量，注水井增加注水3 量的方式。 二是钻关调整阶段。根据不同层系注水井降压规律，制定合理的钻关方案。注水井钻关范围一般是距离待钻井 450m 600m，关井井口剩余压力 2MPa 3MPa，注水井开井时间是固井后 10d 15d； 采油井关井范围距离新钻井 50m 之内产液量大于 50m3，开井时间是固井后 24 小时。 地层压力调整试验共对三套井网 33 口油水井钻前采取措施，其中注水井调整方案 9 口井，采取钻关措施 11

11、口井；采油井采取停采措施 4 口井，调整生产参数 9 口井。 经过对钻后 10 口井地层压力进行检测，该区块高压层平均压力系数 1.346，低压层平均压力系数0.901，平均单井层间压差达 3.647MPa（见表 3）。 其中杏 9-D2-3340 井经过 RFT 实测，与压力调整前的首钻摸底井杏 9-1-3337 井测试成果对比，最高地层压力降低了 5.66MPa，层间压差由 8.13MPa 降低到 4.12MPa（见表 4），使试验区的压力剖面得到了较好调整。 表 3 杏八、九区新钻三次加密井地层压力检测成果表 序号 井号 高压层 深度（ m） 层位 地层 压力（ MPa） 压力 系数 低

12、压层 深度（ m） 层位 地层 压力（ MPa） 压力 系数 层间 压差（ MPa） 1 X9-D2-3340 1000.0 S 7 10.98 1.11 945.0 S 10 6.86 0.74 4.12 2 X9-30-3337 930.0 S 6 13.40 1.47 1060.0 P 4 10.91 1.05 2.49 3 X9-2-3338 970.0 S 16 13.12 1.38 1055.0 P 3 9.79 0.85 3.33 4 X9-D3-3340 985.0 S 4 12.55 1.30 1053.0 P 3 9.29 0.90 3.26 5 X9-D3-3338 99

13、0.0 S 6 13.10 1.35 1065.0 P 3 9.40 0.90 3.70 平均 13.032 1.346 9.39 0.901 3.647 表 4 地层压力剖面调整效果对比表 井号 地层压力 (MPa) 最大层间压差 MPa 检测时间 最高 层位 压力系数 最低 层位 压力系数 杏 9-D2-3340 10.98 S 7 1.112 6.87 S 10 0.741 4.12 2003.09.04 杏 9-1-3337 16.64 S 13 1.787 8.51 P121 0.850 8.13 2003.06.30 差值 -5.66 -0.675 -1.64 -0.109 -4.

14、02 2.2、 DPDR 水泥的评价与试验 2.2.1DPDR 水泥室内实验评价 2.2.1.1 水泥稠化性能评价 A 级原浆形成结构的过渡时间（从 30Bc 到 100Bc）为 39min，而 DPDR 水泥浆的稠化曲线接近“直角稠化”，过渡时间只有 9min。表明 DPDR 水泥开始稠化时，其抗阻窜能力增加较快，能在很短时间内补偿由于水泥浆失重而造成的静液柱压力损失，有利于提高固井质量。 2.2.1.2 水泥低失水和膨胀性能评价实验 DPDR 水泥在地层压差的作用下、产生失水的同时，在滤失界面形成非渗透薄膜，从而控制了 水泥浆体系的失水。通过失水量（ 38 6.9MPa）对比实验可知， D

15、PDR 水泥 30 分钟的失水量为 50ml，小于 A 级原浆水泥的失水量，有利防止水泥浆的水化破坏。另外， DPDR 水泥还具有较好的膨胀性能，在固井后 15 天内，膨胀率一直呈上升趋势，有利于提高水泥环界面的封固质量（表 5）。 表 5 DPDR 水泥低失水和膨胀性能试验数据表 项目 A 级原浆 DPDR 水泥 失水量（ ml/30min） 1150 50 2d 膨胀率（ %） 0.014 0.05 15d 膨胀率（ %0 0.002 0.07 2.2.1.3 水泥浆抗窜性能评价实验 4 由于 DPDR 水泥具有快速稠化、低失水和微膨的性能，对于减少高压差下地层水的侵入，防止水窜的发生具有

16、重要意义。 从 实验 中可以得出： A 级原浆在 7MPa 水压条件下存在窜流迹象，而 DPDR 则没有，与 A 级水泥原浆相比， DPDR 水泥体系具有很好的抗水窜的性能。 2.2.1.4 水泥增韧性能评价实验 下表 6 是 DPDR 水泥石与 A 级原浆水泥石的增韧效果对比实验结果。从表中可以看出， DPDR 水泥体系的动态断裂韧性、破碎吸收能、动态弹性模量及射孔验窜效果均优于 A 级原浆，证明 DPDR 水泥 在凝固后具有较好的抗冲击能力。 表 6 DPDR 水泥体系增韧性能评价试验数据表 项目 水泥类别 动态断裂韧性 MPa m1/2 动态弹性模量 Gpa 破碎吸收能 J 10-1/c

17、m3 窜槽压力 MPa 水泥环裂纹描述 A 级原浆 0.087 19.72 13.7 2.0 弹孔对面有几处长约 300mm 有裂纹 DPDR 水泥 0.382 15.8 26.3 12.5 射孔后表现无裂纹 3.2.2DPDR 水泥现场试验效果 近两年，我们在杏八、九区三次加密和杏八 十二区西部过渡带应用了 DPDR 水泥 20 口井。平均高压层压力系数为 1.36，平均单井层间压差为 4.6MPa，固井优质率达到 90%，比试验区常规水泥固井优质率提高了 5 个百分点；平均单井固井优质段比例达到 95.7%，比试验区采取常规水泥固井优质段比例提高了 4.5 个百分点，取得了较好的效果。 2

18、004 年，在杏十二区三次加密和小井距试验区单独应用 DPDR 水泥 6 口井，平均最高地层压力系数 1.62，最低压力系数 0.93，层间压差达 8.04MPa。经过延时声变测井，固井优质率为 61.5%，其中层间压差小于 8MPa 的 10 口井固井优质率达到 80.0%。由此证明在层间压差小于 8MPa 的井中单独应用DPDR 水泥效果比较好（见表 7）。 表 7 杏十二区三次加密和小井距试验区应用 DPDR 水泥固井效果统计表 序号 井号 高压层 层位 高压层 压力系数 低压层 层位 低压层 压力系数 层间 压差（ MPa） 固井 质量 1 杏 12-2-斜 P3411 S 5 1.6

19、1 P 4 0.97 7.48 合格 2 杏 12-3-斜 P3332 S 4 1.62 P 3 0.98 7.89 优质 3 杏 12-3-斜 P3233 S 4 1.90 P 4 0.92 7.52 优质 4 杏 12-1-丙 3221 S 4 1.64 P 3 0.96 7.84 优质 5 杏 12-4-斜 P3313 S 4 1.60 P 3 0.93 7.38 优质 6 杏 12-3-斜 P3333 S 4 1.58 P 4 0.91 7.1 优质 平均 1.62 0.93 8.04 通过 DPDR 水泥延时声变测井试验证明，应用 DPDR 水泥固井，不仅可以提高固井质量，而且水泥胶

20、结质量还趋于稳定（见表 8）。 表 8 应用 DPDR 水泥井延时声变测井效果对比表 井号 水泥胶结指数 时间 0.8 长度 m 比例 % 长度 m 比例 % 长度 m 比例 % 杏 9-丁 2-斜 3341 固井后 2 天 1.8 0.5 18.2 5.4 320 94.1 固井后 15 天 0.6 0.17 14.4 4.23 325 95.6 差值 -1.2 -0.33 -3.8 -1.17 +5 +1.5 杏 9-丁 2-斜 3341 固井后 2 天 0 0 8 2.2 352 97.8 固井后 15 天 0 0 8 2.2 352 97.8 差值 0 0 0 0 0 0 另外，我们对

21、应用 DPDR 水泥固井的 4 口注水井在试配前进行了封隔器验窜。累计验窜 36 个层，5 其中只有杏 9-D2-3340 井 S 12-13 隔层窜槽，层段窜槽率仅为 2.77%，见到了较好的效果（见表 9）。 表 9 注水井封隔器验窜情况统计表 序号 井号 射开 层数 验窜层数 密封层数 固井 工艺 M1 IM2 2M3 小计 M1 IM2 2M3 小计 1 X9-D2-3340 26 4 6 1 11 4 6 0 10 DPDR 水泥 2 X9-D3-3338 21 2 5 1 8 2 5 1 8 DPDR 水泥 3 X9-D2-3339 29 2 1 0 3 2 1 0 3 DPDR

22、水泥 4 X9-J2-斜 3341 21 3 6 5 14 3 6 5 14 DPDR 水泥 合计 97 11 18 7 36 11 18 6 35 2.3 套管外封隔器现场试验 为了防止层间压差较大的井发生窜流，我们应用 PYF-140 型套管外封隔器，保证套管外环空的密封性，提高固井质量。该封隔器与普通套管外封隔器相比具有如下特点：一是在胶筒的有效密封长度较小的情况下，密封压差可达到 20MPa 以上，能够安全封隔 0.6 米以上的薄隔层。二是工具打开压力精度在 0.25MPa 之间，能够安全实现多卡工艺。三是在多卡实施过程中，封隔器从上至下逐级座封，下级封隔器胶筒内充进的液体压缩密闭的环

23、空液体使其升压，进而提高环空压稳系数。 2003 年，我们在杏八 十二区西部过渡带应用套管外封隔器 5 口井，平均高压层地层压力系数为1.70，层间压差 7.2MPa。其中杏 12-21-B252 井使用双卡封隔器卡在 S与 PI 之间，其余 7 口井均使用单卡封隔器卡在 SII 顶部，经过延时声变测井，固井优质率达到 87.5%，平均单井 固井优质段比例达到94.9%（见表 10），取得了初步好的效果。 表 10 杏八 十二区西部过渡带套管外封 隔 器井试验效果分析统计表 序号 井号 高压层 层位 高压层 压力系数 低压层 压位 低压层 压力系数 层间压差 （ MPa） 工具下深（ m） 固

24、井 质量 固井优质段比率（ %） 1 杏 12-12-水 25 S 5 1.65 P 3 0.87 6.9 983-986 优质 96.3 2 杏 12-11-B24 S 5 1.68 P 3 0.82 7.2 996-999 合格 90.1 3 杏 12-11-B243 S 7 1.80 P 2 0.85 7.6 989-992 优质 93.2 4 杏 12-11-B253 S 5 1.69 P 3 1.30 5.9 979-982 优质 97.1 5 杏 12-21-B252 S 7 1.75 P 2 0.98 7.5 989.10-991.62 1078.72-1081.24 优质 95

25、.7 平均 1.70 0.985 6.66 94.9 2004 年 ,在杏十二区三次加密先期完钻的 22 口井中使用了套管外封隔器，该区块平均最高地层压力系数达到 1.83，层 间压差达到 9.72MPa。统计延时声变测井资料，固井优质率仅有 31.25%，平均单井优质段比例为 69.9%。（见表 11）。 表 11 套管外封隔器分层段使用效果对比表 项目 封隔器位置 井数 层段 总长（ m） 胶结指数 0.8 段长（ m） 占总长 百分比 胶结指数 0.4 0.8 长（ m） 占总长百分比 胶结指数 0.4 段长（ m） 占总长百分比（ %） 单卡 S顶 13 2624 1695 64.6

26、801 30.53 128 4.84 单卡 S底 4 793 574 72.38 204 25.73 15 1.89 双卡 S顶、底 5 987 809 81.97 163 16.51 15 1.52 合计 22 4404 3078 69.9 1168 26.5 158 3.6 其中套管外封隔器单卡 S顶 13 口井，平均单井优质段比例为 64.6%；封隔器单卡 S底 4 口井，平均单井优质段比例为 72.38%；封隔器双卡 S顶、底各一级 5 口井，平均单井优质段比例为 81.9%由此可以证明，套管外封隔器单卡在 S与 PI 之间对提高高压层固井质量能起到一定的作用，而在 S顶、底各卡一级封

27、隔器效果最好。为此，在杏十二 区二次加密加大了双卡套管外封隔器的应用力度。累计应用双卡套管外封隔器 102 口井，平均最高地层压力系数达到 1.73，最高层间压差达到 9.2MPa，经过延6 时声变检测，固井优质率达到 75.5%。其中应用套管外封隔器双卡 S段 80口井，固井优质率达到 78.7%；应用套管外封隔器双卡 S和 S段 22 口井，固井优质率达到 63.6%（见表 12）。 表 12 套管外封隔器双卡使用效果统计表 项目 卡段 井数 平均最高地层压力系数 平均最高层间压差（ MPa） 优质井数 固井优质率（ %） 双卡 S段 80 1.72 9.12 63 78.7 双卡 S、

28、S段 22 1.76 9.48 14 63.6 合计 102 1.73 9.2 77 75.5 2.4 套管外环空加压装置现场试验 对于存在异常高压层的常规井固井，通常采取的方法是利用高密度洗井液来实现压稳高压层。应用高密度洗井液对于固井质量存在两个弊端，一是不利于低压油层的固井质量，二是不利于固井泥浆的顶替效率（泥浆与水泥浆的密度差超过 0.24g/cm3 才具有较好的顶替效率）。套管外环空加压装置是通过液体压缩原理，在需加压的油层部位形成密闭的环形空间后压入一定 量的液体，使地层压力升至理想压力，从而起到平衡地层压力作用。该装置能够实现在低密度洗井液固井前提下，有效补偿水泥静液柱压力损失，

29、达到提高水泥环一、二界面胶结强度的目的。 根据压差对固井质量的影响评价实验结果，补偿后的环空压差 P 应满足以下条件： 1MPaP9MPa，因此，对选择层间压差小于 6MPa 的井对萨异常高压层与葡 I 组欠压层进行整体加压才会取得较好的效果。 2003 年，我们在杏八 十二区西部过渡带应用套管外环空加压装置进行整体加压 8 口井。平均高压层压力系数达到 1.59，层间压差达到 5.01MPa， 平均单井洗井液密度达到 1.60g/cm3,补偿压力 2.83MPa,固井优质率达到 87.5%,固井优质段比例达到 94.6%(见表 13). 表 13 杏八 十二区西部过渡带环空加压装置试验效果统

30、计表 序号 井号 高压层 位置 (m) 高压层 压力 系数 洗井液 密度 (g/cm3) 层间 压差 (MPa) 环空 压差 (MPa) 补偿 压力 (MPa) 补偿后 压差 (MPa) 工具 下深 (m) 固井 质量 固井优质 段比率 (%) 1 杏 11-21-水 231 1011 1.61 1.62 4.9 -1.40 2.81 1.41 1228.55 优质 95.8 2 杏 12-11-水 242 1026 1.76 1.76 5.9 -1.92 2.82 0.90 1239.90 优质 96.4 3 杏 11-22-水 231 983 1.58 1.60 4.7 -1.56 2.7

31、6 1.20 1206.38 优质 96.3 4 杏 12-21-水 262 994.86 1.62 1.63 5.5 -0.21 2.88 2.67 1221.0 优质 97.1 平均 1012.3 1.59 1.60 5.0 -1.098 2.83 1.732 1225.43 94.6 表 14 杏十二区三次加密井环空加压装置试验效果分析统计表 序号 井号 高压层 压力 系数 洗井液 密度 （ g/cm3） 最大层 间压差 （ MPa） 加压层 加压层间压差 （ MPa） 环空 压差 （ MPa） 补偿 压力 （ MPa） 补偿后 压差 （ MPa） 封隔器 下深 （ m） 工具 下深 （

32、 m） 一次 声检 质量 延时 声检 质量 1 杏 12-4-丙 4222 1.68 1.70 9.42 PI 6.95 -3.18 4.63 1.45 1053.47 1163.70 优 合格 2 杏 12-1-丙 3032 1.67 1.69 9.38 PI 6.69 -3.16 4.63 1.47 1050.54 1160.80 优 优 3 杏 12-2-水 4321 1.73 1.74 9.27 PI 7.0 -2.81 4.51 1.7 1078.11 1192.66 优 优 4 杏 12-1-丙 4211 1.72 1.74 9.24 PI 7.47 -2.51 4.67 2.16

33、 1058.05 1168.78 优 优 5 杏 12-5-水 3921 1.72 1.73 9.28 PI 6.78 -3.00 4.4 1.4 1049.84 1169.6 优 优 6 杏 12-5-丙 4221 1.71 1.73 8.68 PI 5.06 -2.65 4.61 1.96 1061.8 1174.19 优 优 7 杏 12-4-丙 3112 1.68 1.70 7.59 S3、 SP、 PI 4.2 -3.48 3.58 0.1 1029.31 1178.89 优 合格 8 杏 12-5-丙 4011 1.70 1.72 8.18 S3、 SP、 PI 4.04 -3.1

34、1 3.86 0.75 1024.77 1164.49 优 优 9 杏 12-2-丙 4111 1.73 1.74 9.11 S3、 SP、 PI 6.2 -2.79 4.01 1.22 1025.46 1159.31 优 优 10 杏 12-5-丙 3012 1.75 1.76 9.86 S3、 SP、 PI 7.84 -3.10 4.05 0.95 1053.97 1184.35 优 优 平均 1.71 1.72 8.99 6.2 -2.97 4.29 1.32 1048.5 1171.6 7 2004 年，我们在杏十二区三次加密井加大了环空加压装置的应用力度。由于该区块地层压力高、层间压

35、差大，为了满足高密度洗井液固井情况下替清水作业的要求，改进了管外加压器内部平衡剪销位置，将压力平衡器内部剪切压力调整到 10MPa，克服了工具剪切压力受环空液柱压差的影响。同时，根据该区块 SII 组油层压力普遍较高的情况，为了满足环空加压装置的使用条件，配合双卡套管外封隔器使用，选择对层间压差相对较低的 SIII、 SP 夹层和 PI 组油层进行加压。 目前在杏十二区三次加密井应用环空加压装置 10 口井，其中对 SIII、 SP 夹层、 PI 组加压 4 口井，单独对 PI 组加压 6 口井，平均加压层层间压差 6.2MPa，平均单井洗井液密度达到 1.72g/cm3，补偿压力 4.29M

36、Pa，经过一次声变检测，固井优质率达到 100%；经过延时声变检测，固井优质率达到 80%（见表 14）。 2.5.DZF 1 增韧水泥浆体系防漏现场试验 2004 年，选择杏南油田 8 11 区西块易漏区域试验应用 11 口井，固井质量优质 11 口，合格 2 口，在北二区西块应用 4 口，固井质量优质 4 口，在中区漏失井应用 1 口，固井质量优质，质量统计数据见表 17。初步达到了预期的试验 效果。 杏 8 区 1 5 月份共固井 49 口，未使用 DZF 1 体系的井有 40 口，其中 17 口为合格井， 23 口为优质井，优质率为 57.5；使用 DZF 1 增韧水泥浆体系固井 9

37、口，其中合格井 1 口，优质井 8 口，优质率为 88.9。 北 2 区 1 5 月份共固井 157 口，调整井使用原浆固井 153 口，其中 108 口合格井， 3 口不合格井，优质井为 42 口，优质率为 27.5。使用 DZF 1 水泥浆体系固井 4 口，优质率 100。 表 15 DZF-1 防漏增韧水泥浆现场试验数据 现将几组井位相邻 的井进行质量对比，对比情况分析如下： 实例 1 北 2 342 P25 井，水泥浆配方： A+4.5 DZF 1+1.3降失水 +0.4分散剂固井施工过程：采用一台 CPT Y4 型水泥车注水泥，注速 0.95m3/min；水泥浆密度控制在 1.92

38、1.96g/cm3 范围内，用 一台 CPT Y4 水泥车顶替水泥浆，替速控制在 2m3/min，施工正常。 序号 井 号 水 泥 浆 配 方 实 验 数 据 固井 质量 密 度 g/cm3 流动度mm 稠化时间 min 45 失 水 ml456.9MPa 抗压强度 MPa 38、 24h 1 杏 11-丙 5-241 A+4.5%DZF+1.8%降 +0.4%分散 1.90 226 106 27 14.7 合格 2 杏 9-12-水 203 A+4.5%DZF+1.5%降 +0.45%分散 1.90 232 113 42 15.2 优质 3 杏 8-40-水 20 A+4.5%DZF+1.5

39、%降 +0.45%分散 1.90 234 120 46 16.6 优质 4 杏 8-21-丙 193 A+4.5%DZF+1.5%降 +0.45%分散 1.90 234 124 52 15.9 合格 5 杏 8-31-丙 223 A+4.5%DZF+1.5%降 +0.45%分散 1.90 239 117 39 14.7 优质 6 杏 8-31-丙 211 A+4.5%DZF+1.5%降 +0.45%分散 1.90 241 126 47 15.4 优质 7 杏 8-32-斜水 21 A+4.5%DZF+1.3%降 +0.40%分散 1.90 244 124 55 15.8 优质 8 杏 8-31

40、-斜丙 21 A+4.5%DZF+1.3%降 +0.40%分散 1.90 243 118 53 15.9 优质 9 杏 8-31-丙 22 A+4.5%DZF+1.3%降 +0.40%分散 1.90 246 104 58 16.5 优质 10 杏 8-31-丙 222 A+4.5%DZF+1.3%降 +0.40%分散 1.90 246 104 56 16.5 优质 11 杏 8-31-丙 231 A+4.5%DZF+1.3%降 +0.40%分散 1.90 245 101 55 16.7 优质 8 北 2 342 P25 井 北 2 342 P30 井 固井质量 情况： 850 925m 范围内

41、属于 S0 S1 层，从声变检测来看， BI 值无小于 0.4 的井段； 1050 1125m 处于葡萄花油层，此段 BI值均大于 0.4，声变曲线突起少并且狭窄。此井质量综合评价为优质。 其邻井北 2 342 P30 井使用 A 级原浆固井质量不好，固井施工情况：在 850 925m 之间出现数段 BI 值小于 0.4 之处，胶结饱和度很低，在 1050 1125m 之间声变曲线突起部分较多，有多处声变值小于 0.4，固井质量不合格。 实例 2 北 2 360 21 井，水泥浆配方： A+4.5 DZF 1+1.3降失水剂 +0.4分散剂。固井施工情况：以清水作隔离液，用一台 CPT Y4

42、水泥车注水泥。注水泥速度控制在 0.9m3/min，水泥浆密度1.88 1.94g/cm3 之间；用一台 CPT Y4 水泥车顶替水泥浆，替速 2m3/min，施工正常。 固井质量情况：从声变检测结果看，高变曲线基本为一条线，胶结饱和度高，全井评价优质。 与其相邻的北 2 360 24 井质量情况对比如下：水泥浆配方： A 级原浆 固井施工情况：以清水作隔离液，用一台 40 17 型水泥车注水泥。注水泥速度控制在 1.1m3/min，水泥浆密度 1.92 1.97g/cm3 之间；用一台 BJ 水泥车顶替水泥浆，顶替速率 2m3/min，施工正常。 固井质量情况：从声变检测结果看，在 1050

43、 1125m 之间的葡萄花油层声变曲线突起部分较多，胶结饱和度低，在个别处声变值小于 0.4，固井质量评价合格。 实例 3 中 100-218 井防漏固井：该井开钻时间 2004 年 5 月 18 日，完钻时间 6 月 2 日，固井日期 6月 4 日。井深 1106m，油顶 865m，油底 1100m。 5 月 21 日，钻井液密度加重至 1.37g/cm3 后钻进到 850m时发生井漏，漏失 20m3，加 801 防漏剂 1m3，屏蔽堵漏剂 0.2m3 处理后 ，静止井口不降。 5 月 24 日，12:30 分下钻继续钻进到 970m 又发生井漏，漏失 10 m3，钻井液比重 1.44g/c

44、m3,后起钻、划眼、打水泥塞。 5 月 30 日钻水泥塞 ,6 月 1 日 16:30 钻进 ,钻井液密度 1.35 g/cm3,22:30 在 1030m 又发生漏失 ,漏失量10 m3,加 1 吨膨体循环两小时后钻进 ,有微漏现象 ,30min 漏失月 0.5 m3,停泵后井口溢流 8min。 6 月 4 日采用 DZF-1 防漏增韧水泥浆体系（ A+4.8%DZF+1.5%降失水剂 +0.45%分散剂 +11%微珠）固井 ,水固比0.52，水泥浆实验温度 45 ,流动度 251mm,API 失水 68ml(30min、 6.9MPa),24 小时抗压强度10.5MPa(38 ),稠化时间

45、 126min，游离水为零。固井施工使用清水隔离液 2 m3,施工顺利 ,水泥浆平均密1.59 1.62 g/cm3,15 天测井固井质量优质。 从以上几组相邻井对比分析发现，使用 DZF-1 防漏增韧水泥浆固井，可以提高胶结质量。这是因为，加入纤维能够提高水泥石与套管和井壁的紧密结合程度，水泥水化产物以纤维为介质，形成整体，避免了纯水泥石出现微裂缝。对于在钻井过程中出现微漏情况的井，纤维材料起到 了有效封堵作用。 9 3 结论 3.1 地层压差是影响固井质量的关键因素，钻前合理采取降压措施，使开发区块层间的压差达到6MPa 以内是保证固井质量的前提。 3.2 钻井过程中合理采取工艺技术措施是

46、提高固井质量的技术关键。 3.2.1 在层间压差小于 8MPa 的井中应用 DPDR 水泥固井，能够有效提高固井质量。 3.2.2 在层间压差大于 8MPa 的调整井固井中应用双卡套管外封隔器，对提高固井质量起到一定的作用。 3.2.3 套管外环空加压装置既能补偿水泥静液柱压力损失，又能有效降低固井洗井液的密度，配合双卡套管外封隔器使用 效果最好。 3.3 提高固井质量是一个系统工程，只有在钻井与开发的共同努力下，合理配套应用各种技术措施，才能获得较好的开发效果。 参考文献 （ 1）严世才 .调整井钻井完井技术 .石油工业出版社， 1993 （ 2）刘玉民 .满足固井清水顶替作用的套管外封隔器研制与应用 .石油机械 .2000.11 期 作者简介 : 李天群 ,男 ,1987 年毕业于大庆石油学院 ,长期从事钻井及固井工艺技术研究工作，现为大庆钻井技术公司高级工程师 。联系电话： 0459-4191941