苏里格气田二开水平井固井留塞分析与对策.pdfVIP

长江大学学报 (自科版) 2015年2月第12卷第5期 (石油中旬TU) JournalofYangtzeUniversity(NaturalScienceEdition) Feb．2015，Vo1．12No．5 ·51 · [引著格式]薛永波，谢焕琪，孙麟 ．苏里格气田二开水平井固井留塞分析与对策 [J]．长江大学学报 (自科版)，2015，12(5) 51～ 54． 苏里格气 田二开水平井固井留塞分析与对策 薛永波 (中石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发公司，天津300280) 谢焕琪 ，到1麟 (中石油渤海钻探工程有限第三钻井工程公司，天津300280) [摘要]苏里格气田已进入水平井整体开发模式，为减少水平井投资，同时给后期储层改造提供更多先进 技术工艺，苏里格气 田水平井逐渐 由三开水平井 向二开水平井转变，而二开水平井 固井过程 中留塞情况 将严重影响后续施工质量和进度 。详细分析 了二开水平井固井 的难点及 改进措施、二开水平井固井 留塞 的原 因，提 出了通过优化 固井工艺，优选水泥浆体系、压塞液、顶替液等措施解决二开水平井 固井 留塞 的方法 ，并取得 了很好 的现场应用效果 ，丰富完善 了二开水平井 固井技术 。 [关键词]苏里格气 田；二开水平井；固井 ；留塞 [中图分类号]TE25 [文献标志码]A [文章编号]1673—1409 (2015)05—005l—O4 1 苏里格气田二开水平井实施背景 苏里格 区块气田自2006年开发以来，前期主要采用常规井开发模式 ，但随着开发的不断深人，以 常规井开发 的方式已愈显弊端 。由于气层的连通性差 ，压力下降快 ，单井储量低 ，单井产量低 ，直井提 速空间不大等客观难题 ，使得气田的开发无法实现效益持续的最大化 。2009年合作 区块部署并试验成 功首I=I水平井 ，尤其是水平井裸眼分隔压裂工艺技术试验的成功 ，为解决瓶颈难题带来 了希望 ，自此， 合作区块拉开了水平井开发序幕口]。随着井下压裂技术的不断提高 ，钻井成本缩减 ，2012年合作 区块 进行了二开水平井先导试验，并取得成功 ，2013年开始部署二开水平井 “]。与常规三开水平井相 比， 二开水平井 由于简化 了井身结构 ，钻井周期较邻井平均缩短 3O 以上 ，且单井钻完井成本也可节约 3O 以上，显示了突出的优势[5]。 2 二开水平井固井工艺 2．1 二开水平井固井难点 1)大斜度井段和水平井段井眼底边往往存在固相沉积物 ，如岩屑床、钻井液中的重晶石颗粒和其 他 固相沉积物等 ，固井顶替过程中易出现桥堵 ，进而造成憋高压及 留塞 。 2)大斜度井段和水平井段套管对井壁的压力大 ，从而增加 了下套管的摩擦阻力，套管下至预定位 置困难 ，尤其是较浅的水平井更为突出，同时在下套管过程中安放扶正器进一步增加 了下套管阻力，若 不安放扶正器则影响套管居中度，套管居中度降低则影响顶替效率 。 3)大斜度井段和水平井段井眼常常呈上下宽、左右窄 的椭圆型井眼 ，水泥浆如果性能不稳定，容 易在顶替过程中发生分层现象，井眼顶边形成高边析水，底部水泥浆稠度、密度较高 ，从而易发生闪凝 现象，造成憋高压及管内留塞事故 。 4)水平井对浮鞋浮箍密封质量要求高。如果单流阀密封装置失灵 ，容易造成套管内滞留水泥塞。 2．2 二开水平井固井工艺措施 解决该 区块水平井 固井技术难 点主要需要从水泥浆体系优选 、套管居 中及配套技术措施几个方 [收稿 日期]2014一o9—28 [作者简介]薛永波 (1985一)，男，工程师，现主要从事钻井工程管理方面的工作，517438841@qq．corn。 第 12卷 第 5期 薛永波 等 ：苏里格气田二开水平井固井留塞分析与对策 4 留塞原因分析及对策 4．1 固井留塞原因分析 1)水泥浆提前稠化 井 眼准备不充分、外环 空有害固相含量过高、水泥浆 (特别是低密度水泥 浆)性能不稳定 、化验温度选取过低、现场施工水 泥浆密度过高、施工中途不连贯等因素均可能导致 水泥浆在套管内发生凝固，形成留塞。 2)井下单流阀失灵 浮鞋 、浮箍单流阀在碰 压后失效或胶塞坐落不严密，由于环空压力高于管 图 3 苏 25-1-7H井钻塞至 4264m 时返 出物 内压力 ，将导致水泥浆倒返找