提高靖边气田固井质量的工艺措施刘建.doc

提高靖边气田固井质量的工艺措施 刘健 摘要： 2003年是长庆靖边气田快速发展的一年。固井作为整个钻井工作中十分重要的一环，其固井质量的好坏，直接关系着气井能否长期顺利地进行气层开采。本文针对靖边气田各区块的地质特征和气层特点对固井所造成的影响，着重从井眼准备、下套管工艺、水泥浆体系、现场施工质量等四个方面浅析了提高靖边气田固井质量的各项主要工艺措施。不妥之处，敬请指正。 主题词：分级固井、正注反挤、静压力平衡 序言 靖边气田的分布区域较广，横跨陕甘宁蒙四省。其地质特 点差异较大，主要区块可划分为： 南部区块井 该区块天然气井完钻井深一般在4000米左右，钻进中延长组中下部和刘家沟组地层的岩质疏松，承压能力较低，地层漏失严重，少数井通过堵漏、分段循环、平稳起下钻等工艺措施后仍能保持正常循环，只存在固井时可能漏失问题，但大部分井通过各种工艺措施后仍不能建立正常循环（此时漏层主要在延长组中下部），井底大量沉砂不能被有效携带出地面，固井时岩屑在漏层部位易形成砂桥，从而导致固井时可能出现蹩泵，这正是南部固井的难点。 中北部区块 该区块完钻井深一般在3500左右，储层埋藏中等，刘家沟 组和延长组承压能力都相对较高，钻井和固井作业中一般不易发生漏失问题，但存在完井固井时的气窜问题。 东部区块 东部气田区块完钻井深在2900米左右，储层在2600米，主 要开采上古生界石盒子的气层，该区块部分井二级固井时存在严重漏失情况，固井技术的难点就是解决漏失和气窜问题。 二、靖边气田气层特点 气层分布段长。从上古生界石盒子、山西、太原组到 下古生界奥陶系均有含气层，总含气井段长达600米。 气层类型多。在长庆天然气井中存在砂岩气层、煤层 气、裂缝含气等含气类型。 天然气井开采带来的影响。由于长期开采，中部区块 存在气层压力失稳的情况（特别在中部气田），这会对固井质量造成一定影响。 以下着重从井眼准备、下套管工艺、水泥浆体系、施工质量等四方面来分析提高固井质量的工艺措施。 三、井眼准备 井眼质量 切实以工艺堵漏为手段，提高刘家沟和延长组地层承压能 力，堵漏时机要选在转换泥浆后，进入石盒子气层以前；要注意钻进过程中的泥浆维护工作，泥浆性能不可大幅调整，起下钻要平稳，灌好泥浆，保证堵漏效果的长久性。 通井划眼 钻井中由于压差作用和钻井液失水，在井壁上形成了一层 泥饼，当地层渗透性好，钻井液固相含量较高时，会在井壁上形成很厚的疏松泥饼，它的存在将在水泥石与井壁之间形成微环隙，从而严重影响第二界面的胶结质量。而用原钻具通井并对气层段划眼并大排量循环（南部漏失井除外），可以达到有效破除井壁疏松泥饼的作用。须注意，必须使用原钻具通井，否则不仅泥饼破除不理想，影响水泥胶结质量，而且由于环空间隙小，在顶替作业中容易出现蹩漏情况。 调整钻井液性能 完钻前不能盲目提高粘切，保证钻井液密度在1.10g/cm3左 右，以利于压稳气层，固井前应对钻井液加以稀释，把钻井液粘度控制在60秒左右，失水8Pa，初切2Pa，含沙0.5%，PH=9-10，并充分循环两周以上（南部漏失井除外）， 使钻井液具有良好的流动性，为钻井液与水泥浆的紊流顶替创造条件。 南部及其它易漏失井应注意问题 南部及其它易漏失井在通过正常的堵漏作业、分段循环、 平稳起下钻等各种工艺措施后，无论完钻后能否建立正常循环，下套管前一定要用振动筛把钻井液中大颗粒堵漏材料筛掉，否则下套管灌浆或循环时浮箍、浮鞋处会被堵漏材料堵塞，不能开泵循环，从而被迫起套管。 下套管工艺 套管质量 钻井队钻井工程师必须在井场对各类套管进行钢级、内径 及丝扣检查，以防止在搬运过程中损坏的套管入井。 套管串质量 下套管前应换相应尺寸封井器闸板，套管串结构要按固井 设计执行；分级箍、浮箍、浮鞋在场地上要严格检查；上下胶塞、重力塞要妥善保管；下套管必须使用对扣器套管液压钳及扭矩仪，上扣扭矩，上扣扭矩按API标准执行；用双吊卡下套管，严禁使用卡瓦；要即时灌浆，以防止因灌浆不及时导致压缩空气太多，出现井口溢泥浆甚至井涌现象。 扶正器的使用 扶正器应按设计数量和间距加放，气层段每根套管加扶正 器一只，气层段上部每2根加一只，连续加15-20只，分级箍上下各加10只双弧扶正器，井口加一只，全井不少于80只，以保证套管的有效居中，防止固井时泥浆串槽。 水泥浆体系 各类水泥浆体系的应用 在水泥浆设计时，以静压力平衡理论为基础，根据不同的 固井工艺，采用相应的水泥浆体系。 分级固井（主要针对东中北部区块不易漏失井） 分级固井的一级水泥浆一般选用二凝水泥浆体系，一级尾浆稠化时间在90-130分钟之间，以保证产层封固质量，一级领浆稠化时间在180分钟左右，这种稠化时间差异将有利于环空静液柱压力的传递和防止水泥浆“失重”所导致