大慶油田單級雙封固井工藝的應用研究

楊樂 楊旭

摘要：大慶油田經過長期的高壓注水開發，在底層縱向形成負責的壓力系統，再加上底層之間的間隔較短，長期受到高壓，給固井技術造成一定的困難，而單級雙封固井工藝是油田開采中的關鍵技術。文章通過對大慶油田的環境分析，加強油田的單級雙封固井技術的應用進行探討，對前置水泥漿、中間液和后置水泥漿等數據進行了計算和分析，提高固井質量，保障石油的有效開采。

關鍵詞：大慶油田；單級雙封固井；前置水泥漿；后置水泥漿

中圖分類號：TE26 文獻標識碼：A文章編號：1009-2374（2012）10-0155-02

一、大慶油田固井工藝環境分析

近年來，大慶油田為了增加油產量，不斷加強固井技術的研究，提高固井施工的質量。但是，由于受到地質條件的限制，固井封固的技術難道相對來說比較大，油田固井出現躥氣現象，對后期試氣、壓裂作業都有較大的影響。因而，對于大慶油田來說，強化固井技術和質量，提升固井工藝是非常重要的。

大慶油田地質具有密度高、粘度高的特點，隨著油田的深度增加密度也逐漸增加，在固井過程中，當井中的溫度超過臨界點的時候，水泥漿將會在管套的外側形成水泥石，隨著溫度升高強度不斷降低，從而喪失支撐密封的固井作用，導致固井質量得不到保障。

由基巖風化殼、斷陷內部砂礫巖、火山巖和登婁庫組砂巖等組成的大慶油田深層是天然氣儲層，儲層空間的空隙和裂縫較大。在油田深層，地層孔隙壓力的系數大致在0.9～1.2之間，且隨著地溫梯度的為3.8℃～4.0℃/100m的變化，井底的最高溫度可以達到200℃以上。再加上大慶油田地層火山巖比較脆弱，井壁容易掉快，穩定性不強，因而產層流體主要是天然氣和二氧化碳氣體。

油田結構的復雜性也對固井技術造成一定的阻礙，大慶油田的井深一般在4000m左右，在固井工藝中，三層套管（339.7×244.5×139.7）體系，以密度為1.15～1.25g/cm3的有機硅為鉆井液體系，且技術套管下深為3000m左右。

大慶油田的固井技術具有高難度的作業環境還體現在其采用尾管懸掛固井方式，懸掛尾管的斜角大于80度，并且水平段多比較長，透砂巖裂縫油藏，使用的油包水逆乳化鉆井液的替凈問題比較嚴重。

二、單級雙封固井技術優勢分析

單級雙封固井技術是大慶油田技術中的關鍵，與常規的雙級固井技術相比，單級雙井技術具有比較牢固的終極封固效果，具有較強的經濟優勢。首先，比常規的雙級固井技術在結構上省去了一個分級箍，大大縮短了大慶油田的作業時間，節省了十小時左右的施工程序時間；其次，節省了鉆分級箍作業和刮管作業時間，通過交叉作業，有效的時間無鉆機的時間侯凝；再次，能夠節約時間強化固井質量的監測。

在施工過程中，單級雙封固井的基本工序是先注入沖洗液和隔離液—釋放底塞，—前置水泥漿—中間液—后置水泥漿—釋放底塞—替尾水—監測回流—候凝。前置液主要是指對單級雙封固井技術結構中的泥漿進行稀釋和沖洗，保障泥漿與套管有較強的膠結。前置水泥漿則是對一般的封固上不套管環空和井眼環空進行封固，防止在垂直井段中井眼互躥。后置水泥漿則是對油田中的油、水和氣等層次的封隔，保障油田的能夠正常的開采。

三、大慶油田單級雙封固井工藝難點分析

大慶油田單級雙封固井技術存在一定的障礙和難度主要取決于油田自身的環境限制和單級雙封固井工藝的技術要求。

第一，油田的技術環境受限。大慶油田深層，氣藏受橫向連通性差和非均質影響，容易發生劈裂壓力變化，壓力系數為1.5～2.0之間的地層，還可能伴有鉆井液漏失的危險，大慶油田深層以天然氣為主，油田氣流以天然氣和二氧化碳為主，其中CO2腐蝕氣體含量最高可達90%，對套管及水泥有較強的腐蝕性。根據大慶油田的測井資料顯示，油田的地溫梯度在3.8℃～4.0℃/100m，井底最高溫度可以達到200oC，但是固井水泥漿的上下溫差一般都要控制在65℃～85℃，因而對水泥漿具有較高的要求，但是高溫對固井工藝造成了很大的難題。井徑擴大率比較高，是另外一個障礙。當前，大慶油田的井段平均井徑達250.81mm，井徑擴大率為16.17%，在施工過程中，收到的壓力比較大，頂替排量受到限制，在水泥漿環空返速為1.1～1.2m/s的情況下，注水泥量不容易受控，在洗出水泥漿的時候，可能造成一定的污染。

另外，在大慶油田深井作業中，井口深在4000m左右，水泥漿的密度為1.90g/cm3，每級封固井段在1700～2300米左右，所以壓力非常大，即便是采用重漿頂替技術，壓力也可能達到20MPa。

第二，單級雙封固井技術的要求較為嚴格。在大慶油田中，運用單級雙封固井技術具有很大的優勢，主要是由于單級雙封技術自身具有的特點決定。單級雙封固井技術是同時對不相鄰的兩個段目進行封固，當技術層管套需要對兩個層段進行封固的時候，實現中間液的隔開注入。一方面，單級雙封固井技術一般運用于定向井或者直井進行作業，對其技術套管以及油層套管進行固井作業的操作，但是，單級雙封固井技術一般不運用于高溫高壓或者壓力比較敏感的井。另一方面，單級雙封固井作業在進行作業的時候，需要準備恰當的附件，例如浮鞋、頂塞額套管彈性扶正器等。

四、單級雙封固井工藝在大慶油田中的運用

大慶油田的固井技術通過長期的研究和勘察，在單級雙封固井工藝中取得了一定的成績，在垂直井中能夠有效的保障固井質量，節省時間，提高油田的固井效率。在大慶油田中，單級雙封固井技術的具體設計思路如下：注入沖洗液（將前置水泥漿發揮到上層的套管，保障有足夠的前置水泥漿能夠返回到預設的位置，然后對整個裸眼環空進行沖洗，注入隔離液進行前置水泥漿的封固）—釋放底塞（保障水泥漿注入之后還能有效的釋放底塞，然后投入底塞，注入前置水泥漿。）—前置水泥漿注入（根據工程需要及井內壓力和環空精液柱壓力等的實際情況，注入密度相適應的水泥漿，能夠較好的滿足固井工程的需要。）—注入中間液—后置水泥漿注入—候凝。

值得注意的是：在施工之前，要對其井眼具體情況進行分析，計算井下壓力及封固的具體要求，保障兩段水泥漿的密度及長度與計算中的相適應，并計算各段中所需要的前置液、后置水泥漿以及中間液的量。在施工過程中，需要對底層進行比較嚴格的檢查，通過對地面管匯的試壓，按照具體步驟進行作業。

按照大慶油田的具體實際進行分析，采用了單級雙封固井技術的某油田的橫向井距為15m，縱向為17m，339.7mm表層套管的下深在2500m左右，大多數井的造斜點在2800～3000m之間。

在鉆井深3978m，244.5rm油層套管的下深為3974m，泥漿密度1.22，黏度58mP·s，油頂深度3655m。因此技術上封固要求為：（1）前置水泥漿封固339.7mm套管鞋以上100m至該套管鞋以下200m；（2）后置水泥漿返高至3455m。

根據單級雙封固井技術思路進行設計油田前置水泥漿封固段2146～2446m，水泥漿密度1.85；后置水泥漿封固段3455～3974m，水泥漿密度1.90。而實際的額注入情況為：前置液27m3；前置水泥漿12.8m3，平均密度1.85；中間液70.6m3；注入后置領漿4.1m3，平均密度1.70；注人后置尾漿24.3m3，平均密度190。通過完成單級雙封固井技術工藝，利用非鉆機時間進行候凝，最后后置水泥漿實際返高至3398m，最后檢測固井質量良好。

五、結語

綜上所述，在大慶油田開采中，單級雙封工藝運能夠有效的降低開采成本，提高固井質量。

參考文獻

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（責任編輯：文森）