浅析人工岛固井质量影响因素

来源 :石油研究 | 被引量 : 0次 | 上传用户:xxm181512619
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  摘要:冀东油田人工岛受自身环境制约,岛体面积小,完井总数已超数百井次,上产压力大,还在不断新井开钻计划。该调整区块所钻新井固井面临着压力窗口窄,后效高等诸多技术难点,影响固井质量的因素越来越多。本文旨在分析影响固井质量因素,合理指导固井生产。
  关键词:冀东油田;人工岛;固井质量;水泥浆
  前言
  近年来,冀东油田三号人工岛开发力度加大,地层存在大段或互层的特殊岩性,有异常压力系统及易漏地层,钻遇复杂情况增多,井网密集程度增加,新井固井面临着涌、漏并存,后效高,压力窗口窄,井眼质量差,顶替效率低等诸多技术难点。在我们不断改进固井技术的情况下,仍旧固井质量不理想,下文将结合4口生产井的固井质量进行分析。
  1现场固井施工情况
  2019年分别完成了N-30、N-40、N-36、N-23油层固井,固井施工过程出现不同程度的问题。
  1.1 N-30井
  本井钻进至2966m(垂深2568m),发生溢流,全烃值由0.57%升至36.84%,静止观察溢流量2.4m?,节流循环,入口密度1.47g/cm?,出口密度1.44 g/cm?。钻进至2975m发生漏失,循环时发现井漏;降排量至1.0m?/Min循环观察,起钻至套管内关井,共计漏失17.4m?;泵入堵漏浆16m?,替堵漏浆26m?。固井过程中钻井泵替浆至23m?时发生失返性漏失,泵压5.5Mpa,排量1.36m?/Min,降排量至1.1m?/Min,压力4MPa。至大泵替浆结束时,压力为7MPa。
  1.2 N-40井
  本井揭开油气层后,后效高,钻进至2907m时,全烃值达到100%,钻井液密度由设计密度1.40g/cm?增至1.48g/cm?,RFT测井数据显示地层压力系数:2910/1.12,3006/0.9,3019m /1.40,3025m/1.42,3034m/1.46/,3151/0.76。本井固井及候凝期间邻井均有压裂施工,且为同一层位,地层压力失衡且短时间难以闭合,影响了油层段固井质量;油层段3028-3083m幅值全部达40-50%左右。施工结束后虽进行关井,为防止漏失,未环空加压。使用两个水力胀封管外封隔器,卡封的层位选择不准确,没有封住高压层;封隔器胀封后形成断路,压力不能有效传递。
  1.3 N-36井
  2820-3052m,3251-3288m井径较大不规则,根据这两段声幅情况看,顶替效率较差。2.3m?/min的替浆排量下返速仍达不到1m/s。现场施工虽进行了关井,环空加压,压力超过3Mpa即漏,压力降至0Mpa,未达到加压效果。本井从完钻至固井周期跨度较长达15天,期间常规电测遇阻,穿心打捞,等压裂施工,在井壁上形成较厚的虚泥饼,对界面的胶结质量有一定影响。
  1.4 N-23井
  本井钻进至井深2919m气测异常,复合钻进至2935米,全烃最高升至60%,全烃最高时密度由1.40g/cm3降至1.33g/cm3;完钻循环测后效9.94m/h。现场注加重隔离液时,加重隔离液罐未与泥浆罐完全隔开,混入了泥浆,影响加重隔离液性能,造成冲洗效果不理想,影响了固井质量。技套鞋下50m与井底以上80m均为大肚子井眼,根据这两段声幅情况看,顶替效率较差。(平均井径258.88mm,扩大率20%,大肚子井段更差,2.3m?/min的替浆排量下返速仍达不到1m/s)。
  2影响固井质量因素
  2.1地理地质因素
  三号人工岛位于冀东油田南堡1号构造,有限于特殊的地理环境,所钻井基本都是三开五段制大位移井,目的层井斜位移较大,影响顶替效率,不易顶替干净,造成油气水串。开发加大后,造成三号岛地层压力体系复杂,高低压互层,断层发育,压力窗口几乎没有,在浆柱设计上存在极大难点。由于长期注水,圈闭压力得不到有效释放,存在异常高压层,钻井液的完井密度加大。油气显示活跃,在钻进过程中经常出现全烃100%的情况,完井后效居高不下,油气上返300m/h以上,先天的地理地质因素制约了固井质量的提高。
  2.2井眼条件因素
  三号人工岛特殊的地质条件造成卡钻、气侵事故、复杂情况多,钻井周期长,井径不规则,易形成“糖葫芦”“大肚子”井眼,固井时提高顶替效率困难,严重影响封固效果。良好的井眼条件是套管安全下入和保证固井质量的前提条件,现存的井眼很难再通过通井措施得到良好改善。
  2.3水泥浆体系因素
  为了满足三号岛区块固井质量要求,水泥浆配方性能要求失水量低、稠度适宜,浆体稳定性及防窜性好,要达到压稳防窜困难,优选水泥浆配方困难。我们先后采用了渤星胶乳水泥浆体系、渤星液降体系、渤星干混体系、欧美科体系、卫辉干混体系并配合BCS系列冲洗液使用,但是效果仍旧良莠不齐,优选困难。
  2.4现场施工因素
  a受到岛上物资运送制约,人员设备跟踪不及时,施工设备大打折扣。b现场施工时胶乳水泥浆密度不能达到设计值,浆体性能受到影响。c化验温度选取偏高,化验结果不能真实反映井下情况。d三号岛最近在产层进行同层压裂,未避开固井,影响固井质量。eBCS系列加重隔离液及胶乳在冬季施工中其防冻性能,保质周期不适应现场施工要求。
  3结论和认识
  三号岛固井质量出现问题的原因有很多,最关键的还是本身的地质因素,地层涌、漏并存,后效高,压力窗口窄,平衡压力固井实现困难。在产层进行同层压裂,相邻注水井因素也是影响三號岛固井质量的另一原因,对照声幅图可以看到,幅值有高低变化的井段基本都能与显示层或水层找到对应关系。大部分井在三开钻进过程中的地层异常情况,没有引起足够的重视,未能第一时间对现场施工做出正确的指导是固井质量差的管理原因。
  参考文献:
  「1」来东风,赵永光,等.冀东油田南堡1-2号和1-3号人工岛大斜度井固井施工难点及解决对策.[J].长江大学学报(自科版).2014(11):185-187.
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