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提高固井质量方法浅析 叶志富 (中国石化胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东 东营，257000） 摘要：固井作业是一次性工程，一般难以补救，即使补救也无法达到封固合格，造成不必要的经济损失。本文实践，通过对胜利油田的太平油田、东风港油田以及蒙古宗巴音油田固井的跟踪分析，找出影响固井质量的主要因素，通过使用锁水抗窜水泥外加剂、提高水泥浆密度和稠度、降低水泥浆失水量等手段，并加强过程监督管理，探索出提高固井质量的有效方法，提高了固井质量，取得了满意的效果。 关键词：固井；水泥浆；密度；稠度；失水量 问题的提出 储层发育太平油田目的层为馆陶组，为一套河流相沉积地层：块状砾状砂岩、含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩夹泥岩组合。由于砂岩埋深浅，胶结疏松，储层物性好，平均孔隙度为33.4％，渗透率为3761×10-3μm2，在钻井工程中因为砂岩过于松散而扩径。 本区油层主要集中在馆陶组下部，与大套水层相邻。该区因地层疏松，钻井容易造成井径扩大，且储层发育，渗透率高，水泥在凝固过程中容易因失水造成体积，影响固井质量。相邻水层多，造成水窜而影响开发，不得不在水层与油层之间采用管外封隔器以防止水窜但管外封隔器因诸多因素而影响效果，如井径、隔层厚度，油水间互层，上油层下水层等长期以来，该区域的固井质量一直比较差。如沾194井是常规水泥浆固井（如图1），加了一个封隔器，固井质量评价为第一界面合格，第二界面不合格。2001年度完成的22口井，固井油层第一界面的合格率为89.6%，油层第二界面的合格率为68.8%。 东风港油田 东风港油田在钻井程中，有时会遇到井漏等复杂情况，给固井带来了困难，如车40-25-25井，完钻井深2770米，完钻电测时遇阻并发生漏失，井队下钻通井至637.74米遇阻后开始划眼经过10天时间的多次划眼和处理堵漏，井漏得到控制。整个过程共漏失泥浆近300方，划眼造成井径扩大严重，呈“糖葫芦”井眼。又如车408-7井，该井下套管完开泵蹩泵，发生井漏，不能建立正常循环，经过处理，基本建立了循环，但承压能力小，无法进行大排量循环，固井质量难以保证。 蒙古宗巴音油田 2004年以前，蒙古宗巴音油田固井一直是钻井遇到的主要难题之一，由于目的层井段储层发育，当地水源矿化度高，加上当时固井设备陈旧，油层井段水泥浆平均密度达不到1.85g/cm3，如2004年钻井4口井，第一界面合格率只有50%，第二界面合格率只有42.4%，严重地影响了该区的勘探和开发。 影响固井质量的主要原因 通常认为，影响固井质量的有井身质量、井身结构设计不合理、钻井液性能、水泥浆体系、固井施工等。通过多年对固井跟踪分析认为，固井质量的因素主要有如下几个方面： 地层因素 地层特性是影响水泥环第二界面胶结质量的一个重要因素，特别比较活跃水层、油层，水泥浆凝固过程中地层流体对其进行侵污，从而影响了水泥石与地层的胶结强度。另外，对于高渗透率油气水层，水泥浆在稠化过程中容易失去自由水，造成水泥浆粉化，体积减小并形成微间隙，从而影响固井质量。 水泥浆性能 水泥浆性能对固井质量起着关键性的作用，其中关键性能包括水泥浆失水量、水泥浆密度及水泥浆流变性。 水泥浆的失水量过大，造成水泥凝固时渗入地层，使水泥浆体积减小，从而影响固井质量。特别在中、高渗地层这种影响会更加明显另外，水泥浆失水量大，在施工过程中不但会造成严重的施工事故，而且在水泥浆经过油气层时，水泥浆滤液与水泥颗粒大量进入油气层，堵塞油气通道。水泥浆密度直接反映了水灰比，水泥石在固化过程中，只需要25%的水即可，而水灰比25%的水泥浆密度达到2.3g/cm3以上，固井无法泵入。为了满足固井要求，只能增大水灰比，但如果水泥浆密度过小，势必增大水分流失，从而影响固井质量。水泥浆的流变性直接影响着顶替效率，实践证明，动切力大的流体对动切力小的流体具有较好的顶替效率；流动性差会增大泵入难度，增加施工危险性，而水泥浆流动性太好，容易使水泥分层沉淀，影响封固质量。 水泥石的体积收缩 在水泥水化过程中，水泥熟料在与水发生化学反应后的产物的体积比水化前的总体积减小，而且纯水泥水化的体积收缩率可高达5%固井水泥，不可避免地导致水泥石与套管、水泥石与井壁两个界面的胶结强度降低。 提高固井质量的主要措施 针对影响固井质量的主要因素，我们采取在不同区块、不同地层、不同井况采取相应的固井方案： 在疏松高渗地层，采用锁水剂＋膨胀剂水泥浆体系 太平，目的层为馆陶组，地层储层发育，渗透率高，水层发育的特点，选择锁水剂+膨胀剂水泥体系。通过对锁水抗窜水泥体系的室内评价，以油井G级高抗水泥为试验材料，W/C=0.44时，以配方为SK-1的加量0%～3%和SK-2的加量为1.6%为基础，作水泥石力学性能的影响试验。试验结果见下表。 SK-1加量对水泥石力学性能的影