提高调整井固井质量技术

提高调整井固井质量技术

第一章 前言

调整井良好的固井质量是实现分层开采、改善开发效果的根本保证。然而目前调整井，特别是复杂区块的三次加密调整井固井质量还不能很好地满足开发要求，固井后套管外冒油气水以及隔层窜槽情况还比较突出。影响调整井固井质量的主要有以下因素：

一是受调整井钻井区块复杂地质条件的影响。大庆地区调整井区块经过多年的注、采，使得地下压力体系变得极为复杂。高压层、欠压层、易漏层、坍塌层等有时两者并存，有时多种同时出现，给固井带来了极大的困难。大庆长垣南部油田（四厂、五厂）地区以及外围（七、八、九、十厂）地区加密调整井区块，地层异常高层绝对压力高、层间压差大。最高地层压力系数一般在1.75~1.85之间，最高可达到2.0以上；而同一口井最低地层压力系数只有0.80，层间压差高达10MPa ~11MPa。三次井钻井期间仅仅依靠钻关降压效果不好，施工中油气水显示时有发生，固井质量难以保证。长垣北部（一、二、三、六厂）地区主力油层高渗低压矛盾突出，地层压力系数一般在0.70~0.80之间，最低达到0.60以下，也对固井质量产生较大影响。

二是完钻后地层压力准确检测问题。完钻后地层压力的准确检测对制定保证固井质量工艺技术措施是至关重要的，但在检测数量上受到技术和经济条件的限制，影响了对地质情况的分析认识。

三是在固井工艺技术上，还不能很好地满足异常复杂地质条件下保证固井质量的要求。

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第二章 调整井平衡压力固井工艺技术基础理论

平衡压力固井产生于上个世纪五十年代，随着钻井技术的发展，它的含义更加具体和明确。固井施工中从开始注水泥浆到水泥浆被置替到预计环空井段的过程中，应始终维持注替的动态液柱压力与地层压力的整体平衡，并获得良好的顶替效率，以实现优质固井。

第一节 平衡压力固井的概念

通过众多的固井实践，人们已认识到破坏固井过程中压力平衡的两个主要因素是：

1、在采用紊流顶替以提高顶替效率的同时，亦产生过大的环空流动阻力，从而产生过高的环空流动液柱压力，致使地层被压裂，或液柱压力远大于具有很好渗透性地层的地层孔隙压力，水泥浆漏失，固井失败。

2、进入环空的固井流体不能平衡油、气、水层的压力，造成油、气、水侵窜槽，从而影响固井质量。

平衡压力固井是在高效顶替和尽量减少对产层污染的前提下，将规定数量的水泥将成功地躯替到设计的封固环空井段，在整个注、替水泥浆过程中，井下不同深度固井流体所形成的环空总的动液柱压力小于相应深度地层的破裂压力。而且当水泥浆初凝“失重”条件下，仍能保持环空静液柱压力大于地层压力，不发生油、气、水窜。

第二节 提高调整井固井质量的技术关键

针对调整井多压力系统油、气、水活跃的特点， 钻井系统在“八

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五”期间总结了调整井薄层固井“压稳、居中、替净、密封”的八字方针。

1、压稳

“压稳”是指固井水泥浆候凝过程中，环空液柱压力压住高压油 气水层，不发生油气水窜。

固井施工注、替过程中水泥浆处于流动状态，初始静液柱压力大于地层孔隙压力。碰压后水泥浆停止流动，随着水泥浆胶凝的不

压力变化（静液柱压力变化） 胶溶期 水解 液体 溶胶

水解水化

凝结期

水化凝聚

固化期 结晶发展及期互搭接

固态

凝胶 气层危险区

气层压力 静液柱压力变化线

胶结强度发展

?W?S断发展其传递压力的能力逐渐下图6-1 水泥浆“失重”与胶凝强度发展 降，水泥浆进入“失重”阶段，环空液柱压力开始下降。当液柱压力由高于地层孔隙压力变为低于孔隙压力时，具有气窜的可能。与此同时，水泥浆胶凝强度的发展对高压流体的侵入具有抵抗作用，作用的大小与胶凝强度发展的速度有关，如图6-1所示。

（1）压稳系数

为了能够定量描述固井后环空液柱压力、地层孔隙压力以及水泥浆胶凝强度与“压稳”的关系,引入压稳系数作为固井设计及分析的依据。根据水泥浆候凝时“失重”和胶凝强度变化的室内试验，得出水泥浆“失重”和胶凝强度变化规律（表6-1、图6-2）。

表6-1 水泥浆压力降与胶凝强度数据表 时间 min 实测压力kPa 实测压降 kPa 胶凝强度 ? Pa 胶凝计算压力降KPa 0 20 40 175 175 175 2 2 2 5 7 10 1.5 2.1 3.0 60 80 100 120 140 160 180 200 220 168 152 128 103 90 81 75 65 58 9 25 49 74 87 96 102 112 119 45 90 160 250 350 550 930 1350 1950 13.5 27 48 75 105 165 280 405 585 240 45 132 2400 720

首先求水泥浆胶凝强度发展的临界点K，在K点之前，水泥浆胶凝

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强度发展曲线可用以e为底的指数函数来表示。在K点以后,可用直线方程来表示。K点可用两个方程的交点来求得。 目的层水泥浆达到临界点时，在目的层以上至水泥

有效压力KPa 250 200 150

25 20 15

面,因温度较低,水泥浆胶凝强度值将低于目的层的临界胶凝强度?k。如果水泥面距目的层较远,应进行修正。比较简便的方法是用?k值与水泥面胶凝强度?A值的平均值计算。压稳系数（PSF）推导如下:

PSF?? PfPcmkPcm?PlkPfK

100 50 0

20

60

100

140

10

5

180 220

时间（min）

图6-2 水泥浆压降和胶凝强度曲线

（1）

Pcm?0.01(?cLc??sLs??mLm)凝胶强度Pa×100 （2）

式中：

PcmPLk?0.02Lc(?'k??\k)(Dh?dP)（3）

－原始浆柱段的压力，MPa；

Plkk－水泥浆在临界点的失重值，MPa；

k ?'、?\－水泥段顶、底部在k点的胶凝强度，Pa；

Pcmk－水泥浆在临界点失重时的浆柱压力，MPa； －地层压力，MPa；

、?―分别为水泥浆、隔离液、钻井液的密度，g/cm3；

mmPf?c、?sLcs、L、L－分别为水泥浆、隔离液、钻井液段长度，m；

Dh－井眼的直径，cm；

dP－套管的外径，cm。

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根据水泥浆凝结过程中“失重”及“胶凝强度发展”的实验规律,建立防止油气水窜临界条件为压稳系数PSF≥1。

（2）压稳系数与地层压力、固井液密度的关系

根据杏南油田调整井的井况数据，将压稳系数计算公式中部分参数设为已知条件，设定PSF＝1时，地层压力当量钻井液

洗井液密度g/cm3 2.52.42.32.22.12.01.91.81.71.61.51.41.31.21.11.01.01.11.21.31.41.51.61.71.81.92.02.1密度与固井洗井液密度的关系，见图6-3。

由图6-3可以看出，地层压力当量钻井液密度越大，所需固井洗井液密度附加值也就越大。

根据固井油气水窜机理，

地层孔隙压力当量钻井液密度g/cm3

图6-3 地层孔隙压力当量钻井液密度与洗井液密度关系图

在压稳防窜固井技术上，一是加重钻井液，使水泥浆候凝期间环空液柱压力大于地层压力；二是通过外加剂改善水泥浆的性能，使其具有速凝、早强特性，阻止水泥浆候凝过程中油气水侵入；三是通过特殊工具封隔异常高压层。

（3）平衡压力固井合理层间压差的确定 1）高渗低压层地层破裂压力

地层破裂压力受地层孔隙压力的影响很大，根据伊顿破裂压力预测方法：

式中:

GfGf?Gp??1??(G0?Gp)（4）

?破裂压力梯度，MPa/m；MPa/m；MPa/m；

Gp－地层孔隙压力梯度，G0?上覆岩层压力梯度，?－泊松比。167

上覆岩层压力梯度可根据密度测井资料求得，大庆地区可取2.3；泊松比可通过收集较多层的实测破裂压力梯度地层孔隙压力梯度以及上覆岩层压力梯度代入上式中反算出来，大庆地区高渗透性砂岩可取0.24～0.25。根据上述设定条件计算出不同地层孔隙压力梯度情况下相对应的地层破裂压力梯度，如图6-4所示。

从图6-4可以看出，地层

2.001.80压力梯度的降低而降低，地层孔隙压力梯度与破裂压力梯度之差一般为

0.4

1.601.401.201.000.800.600.401.601.401.201.00MPa/100m～0.5 MPa/100m，当同一井内高、低压层层间压

0.800.20地层孔隙压力梯度MPa/100m图6-4 地层孔隙压力梯度与破裂压力梯度关系图 差大于该值时，在压稳高压层的同时易导致高渗低压地层产生破裂性漏失。

2）压差与固井质量关系统计规律

通过对部分调整井的声变质量（BI指数）与水泥浆候凝期间的环空压差之间关系分析，当压差大于8.5MPa时，BI指数出现降低趋势。出现这种现象主要原因是：在环空压差大于8MPa时由于水泥浆的失水或地层渗漏使高渗

低压层固井质量变差（图6-5）。

（2）居中

0 2 4 6 8 10 环空压差（MPa） 0.4 BI指数 1.0 0.8 图6-5 环空压差与BI指数的关系 168

地层破裂压力梯度MPa/100m破裂压力梯度随着地层孔隙

“居中”是指油层套管在井内居中。套管偏离井眼中心，环空各方向的间隙大小不相等，环空各方向开始流动的阻力也不相同，这样造成环空各方向钻井液被顶替的情况不一样，不能形成一个完整的水泥环。保证套管居中的前提，一是井要打直，即井斜角及井斜变化率要小。如图6-6所示，虽然最大井斜角只有1.5度，方位角在30度以内，但在井深955m以下的井段套管仍然贴靠井壁。当偏心度为75％时，迫使液体通过环空最窄部分所需泵量约为5bbl/min，当偏心度为33.33％时，所需泵量提高到16bbl/min左右。一般认为要使顶替效率大于80％，直井套管偏心度不能低于45％。二是井径变化率要小。据实验资料介绍，在井

径扩大19％处，顶替效率由规则井眼的平均值81％降为76％，井径扩大37％时，顶替效率降为68％。为了保证套管居中，除了在钻井过程中采取一系列措施保证井斜变化小、井径规则外，在固井作业中一般采取两项工艺技术。一是使用优质扶正器。目前使用的扶正器有三种类型：可拆式扶正器、弹性限位扶正器和刚性扶正器。其中刚性扶正器扶正效果最好，但由于成本高，一般只在特殊情况下，如水平井的水平井段、大斜度井段或使用管外封隔器时才采用。二是科学地卡放扶正器。合理地确定扶正器卡放位置和设计扶正器间距是保证套管居中地关键。经过测试和计算普遍认为在封固井段，每根套管上安装一只扶正器最佳。

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图6-6井斜角与套管居中变化情况示意图

（3）替净

“替净”是指固井施工时水泥浆有效地驱替钻井液，使环形空间充满水泥浆。如果驱替钻井液不彻底就会在封固井段形成连续的窜槽。影响“替净”的因素有井眼几何形状、钻井液的性能、水泥浆与钻井液密度差（浮力效应）等。

① 钻井液密度对冲净时间及钻井液滞留线上升速度的影响 在偏心度为30％的环空条件下，保持钻井液具有相同表观粘度的情况下，改变钻井液的密度，进行冲洗试验。从中得出如下结论：钻井液密度低于1.3g/cm3时将得到较好的冲洗效果，从图6-9中可以看出钻井液密度越低，冲净时间越短，当超过1.45g/ cm3后，数值迅速增大，1.45g/cm3是一个拐点；从图6-10中可以看出，钻井液密度在1.45g/cm3以内，随着密度的增大，钻井液滞留线上升速度迅速下降，而当密度超过1.45g/cm3后，下降幅度变小，冲洗效果不明显。由此，在确保压稳的前提下，应力求降低钻井液密度，最好将密度控制在1.3g/cm3以内。

6005004003002001000 0.0Tj(s/m)252015105V滞(mm/s)?(g/cm3)0.51.01.52.001.271.421.491.601.70?(g/cm)3图6-9 钻井液密度与冲净时间

图6-10 钻井液密度与钻井液滞留线上升速度

170

②水泥浆与钻井液密度差对顶替效率的影响

水泥浆与钻井液密度差是影响顶替效率的一个重要因素，从水泥浆与钻井液密度差与钻井液清除率的关系图上（图6-11）可以看出，随着密度差的减小钻井液清除率下降。根据经验数据，密度差大于0.24 g/cm3 顶替效率才能得到保证。由于水泥浆密度受水化程度和性能限制，密度要求在1.90 g/cm3 左右，如果要提高顶替效率，就只有降低钻井液

0.720.480.241009080706050的密度。一般要求钻井液密度小于1.65 g/cm3 。

（4）密封

密度差g/cm3

0-0.24图6-11 钻井液清除率与密度差关系示意图

套管外环空水泥封固井段及套管窜的密封是评价固井质量成功与否的唯一标准。“密封”包括以下几方面：水泥环与套管界面胶结质量（第一界面）；水泥环与地层界面胶结质量（第二界面）；水泥环自身的质量；套管本体、丝扣连接是否密封。保证密封有以下工艺技术：

1）确保套管本体及丝扣质量

① 套管强度检查，由管理局负责请总公司管材检验中心做批量抽样检查。

② 逐根套管进行水利试压，套管厂进行逐根套管地面水利试压，试压20.0 MPa ~25.0MPa，不刺、不漏、不渗。

③ 选用优质的丝扣密封脂。

④ 下套管过程中专人检查套管丝扣上紧度。 2）敞压后凝

试验证实水泥浆候凝时的憋压造成套管膨胀，泄压后水泥环与套管界面间形成微间隙。根据理论计算，在5.0 MPa~10.0 MPa压力下，

171

钻井液清除率％第一界面将出现0.04mm~0.02mm的微间隙，环空密封不好。因此固井试压后应泄掉套内压力实现敞压候凝。

3）套管外封隔器

套管外封隔器随套管窜下如井内，可起到两方面的作用：一是在水泥浆候凝期间有效封隔高压油、气、水层，防止出现“压不稳”情况；二是在套管与井筒之间形成永久性的机械封隔，防止因二界面胶结不好而出现固后套管外冒油、气、水情况。

4）粘砂套管

粘砂套管可以明显提高第一界面的胶结强度，进一步消除套管与水泥环界面的微间隙。根据试验，胶结强度比未粘砂提高了6~13倍，因此减少了水泥环与套管之间窜槽现象发生。

5）水泥浆外加剂

为了改善水泥浆和水泥石的性能，在水泥中添加一定数量的、具有不同作用的处理剂。主要有降失水剂、膨胀剂、早强剂、增韧剂等等。

上述“压稳、居中、替净、密封”是大庆油田经过多年调整井钻井实践总结的提高固井质量四个方面的技术关键，“压稳”是前提，“居中”是保证，“替净”是关键，“密封”是目的。对应四方面的技术关键总结了一套基本的工艺技术措施，即，“一居中、二保证、三压稳、十坚持”。

一居中：套管必须在井眼内居中，封固层位，尤其是油层部位按设计加够套管扶正器。

二保证：保证全井钻井液性能良好，符合设计标准；保证井眼规则。井斜变化率、井径扩大律符合质量标准。

三压稳：钻井、测井及起下钻过程中，钻井液的液柱压力要压稳地层；固井时环空水泥浆与钻井液液柱压力压稳地层；固井候凝时，特别是初凝前后，液柱压力压稳地层压力，采取措施防止水泥浆凝结

172

3、DZF水泥石力学性能评价

为了评价纤维水泥石的增韧效果，在实验室条件下对A级纤维韧性水泥石与A级原浆水泥石进行了抗折强度等对比试验。试验静浆水泥为哈尔滨A级油井水泥和A级增韧水泥浆(4.5%DZF)，水灰比：0.44，密度：1.90g/cm3。

不同养护时间，纤维增韧防漏剂的水泥石的抗压强度均大于20 MPa；抗折强度平均提高22.50%；抗冲击功比原浆水泥石提高20%～34%；静态弹性模量平均降低21.82%。纤维水泥石各项韧性指标均高于原浆水泥石。

（4）射孔模拟试验

在大庆射孔器材检测中心进行了射孔模拟试验，实验的基本条件为：

套管尺寸：139.7mm；套管长3m，两段；水泥环厚度：25mm； 养护温度：60℃；养护压力：20MPa；养护时间：16d。 水泥浆配方：原浆水泥：哈尔滨A级+0.44水，密度：1.90 g/cm3。 纤维水泥：哈尔滨A级+5.6%DZF-1+0.44水，密度：1.90 g/cm3。 射孔器型号：102DP38；射孔弹型：DP41RDX52-127

原浆水泥环

图6-12 一界面孔眼形态对比

纤维水泥环 原浆水泥环射孔后一界面观察，孔径30mm，边缘不规则有裂痕；

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纤维水泥水泥环孔径20 mm，孔径规则无破损现象（图6-12）。

图6-13 二界面孔眼形态对比

原浆水泥环 纤维水泥环

原浆水泥环射孔后二界面破损边缘直径50mm，边缘破损较严重有明显裂痕（图6-13）；纤维水泥水泥环射孔后二界面边缘直径30mm，孔径规则，与纤维水泥环相比原浆水泥环孔径扩大66.67%。从射孔结果可以看出纤维水泥具有较强的抗射孔冲击能力。

（5）DZF纤维韧性水泥浆防漏试验

纤维材料在水泥石中乱向分布，不同尺寸的纤维具有搭桥防漏特性，可提高易漏地层的承压能力。在实验室分别模拟裂缝地层和渗漏地层在压差0.7MPa条件下进行10min 承压实验。结果表明，纤维防漏增韧剂对裂缝地层和渗漏地层堵漏效果十分明显（表6-9、6-10）。

表6-9 纤维增韧剂对裂缝的堵漏效果试验(25℃) 0.7MPa 10min承压 配 方 漏失时间s 漏失量ml MPa 原浆 55 2000 0 A+降失水剂 75 1800 0.1 A+ 4.0%DZF 30 150 7.2 表6-10 在渗漏状态下的堵漏堵漏效果试验 (25℃) 0.7MPa 10min承压 配 方 漏失时间 漏失量 MPa s ml 原浆 60 2500 0 A+降失水剂 80 2500 0.1 A+ 4.0%DZF +降失水剂 10 20 7.2 堵塞情况 完全漏失 基本漏失 完全堵住 堵塞情况 完全漏失 完全漏失 完全堵住 注： 配浆水温度：13℃； 现场环境温度：3℃。

第二节 环空压力补偿固井技术

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大庆油田调整井区块部分低渗薄差油层异常高压，地层压力系数达1.60~1.80。为平衡地层压力完井时被迫使用高密度的钻井液（大于1.80g/cm3），固井施工时易发生井漏，顶替效率低，固井质量难以保证，钻井完井面临着压稳与防井漏的双重矛盾。环空压力补偿固井技术是使用压力补偿工具与套管外封隔器相配合，在高压层水泥浆凝固之前利用工具从井底对封固段环空施加一个压力，使之等于或大于地层压力、小于地层破裂压力，达到防止油气水窜提高固井质量的目的。

1、压力补偿工具结构及工艺流程

环空压力补偿工具是由壳体连接机构、内滑套、外脱套、剪销和密封机构组成。具体结构见图6-14所示。 API51/2套管长圆扣上接头密封圈外脱套剪销内滑套下接头API51/2套管长圆扣图6-14 环空压力补偿工具结构示意图 工艺流程为：根据钻井地质设计或完钻后利用电测资料计算的地层孔隙压力和破裂压力，将环空压力补偿固井工具和封隔器作为套管串的组成部分下至井内预定位置。固井施工替泥浆过程中，当胶塞到达本工具的内滑套时，出现第一次碰压现象，然后用泵车进行憋压，当压力达到套管外封隔器的施工剪销压力时，封隔器打开，胶筒膨胀，当确认封隔器已处于锁紧状态后，继续憋压，剪断地层压力平衡固井工具的剪销，推动内滑套下行，给套管外封隔器以下井段的环空施加一个压力使之大于地层压力2MPa~4MPa，最终使替泥浆胶塞座封于回压凡尔上，同时由于外脱套的瓣状结构，在管内流体的作用下也随之落入井内的胶塞之上，由于管内工具到浮箍之间的液体被压入环空

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（此时封隔器处于涨开状态，关闭了循环通道），使环空压力升高，平衡了地层压力，达到在水泥浆候凝期防止油、气、水窜的目的。

2、环空补偿压力值的确定

（1）水泥浆候凝时环空合理压差的确定

1998年对喇萨杏油田部分调整井的声幅幅度与水泥浆候凝期间的环空压差之间关系分析，水泥浆柱压力和地层压力之压差在1MPa~8MPa之间，固井声幅检测其幅值小于10%。当环空压差大于9MPa时，声幅值明显增大（大于10%）。低压差和负压差(相当于高压层，当环空压差小于1MPa)时，声幅值升高。2001年部分调整井的声变质量（BI指数）与水泥浆候凝期间的环空压差之间关系分析结果，结论与声幅质量统计情况基本一致，即当压差小于1MPa时，BI指数明显降低，当压差大于8.5MPa时，BI指数也出现降低趋势。

按照油气水窜的机理及固井质量与环空压差关系的统计结果，环空液柱压力与地层压力之间的环空压差△P小于1MPa时，水泥浆在凝固过程中将不能阻止地层流体的侵入，引起声幅值升高或二界面窜槽；△P保持在1MPa~7MPa之间水泥环的胶结质量较好，当△P在1.5MPa~5.5MPa时固井质量优质井比例最大，因此环空加压值的合理范围应控制△P在1.5MPa~5.5MPa之间。

（2）流体压缩量与环空补偿压力关系

在确定环空需要补偿的压力之后，如何根据环空补偿的压力确定液体压缩量（或胶塞下行行程）是应用环空压力补偿固井工艺技术的又一关键环节。根据流体力学中液体可压缩理论，建立液体压缩量与环空补偿压力的数学关系，然后根据液体压缩量计算出工具与浮箍之间所需加放的短套管长度。

假定井壁为刚性的，不考虑液体被挤压后向地层的渗透作用，则液体的压入量与环空压力的关系可以利用水力学液体压缩性和膨胀性

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的计算公式进行推导。

根据液体压缩计算公式：

?P?dp??dvv（8）

由（8）式积分得：

?p?p??lnV?c（9）

式中：

?p

－体积压缩系数，1/atm，在水力学中取值为47.5×10-6 1/atm；

3

VP－环空流体体积，m； －平衡压力，atm。

固井后，当碰压结束，封隔器未胀开时，环空液柱压力为纯水泥浆柱的压力（Pl），此时对应的流体体积为未压缩的流体体积（V1）,且

V1 =V环空+V水泥塞+V短套管

当封隔器胀开，胶塞下行到浮箍处，环空液柱的压力达到补偿后的最高值P2（P2=P1+P补），此时流体体积变为（V2），且有

V2= V环空+V水泥塞 已知给定P补，即P2一定时，则

?p?p2??lnV1?c（10） （11）

所以：

c?lnV2??p?P2代入（11）式得：

整理得：

?V?V1?V2?V2[e?p(?p?P1??lnV1?lnV2??p?P2（12）

P2?P1)?1]（13）

187

压层大量失水，影响水泥环的胶结质量。利用DZF纤维防漏水泥浆体系具有防漏和降低水泥浆失水双重作用的特性在杏八～十二区西部过渡带二次加密调整井和北二区三次加密（含注聚）共15口井上进行了试验。

（1）试验井的地质条件与基本参数

试验井最低压力层压力系数0.80，平均0.95；最大环空压差7.68MPa，平均6.24MPa；最大单层厚度15.0m，平均8.35m；最大漏失系数131.8，平均89.6。

（2）DZF水泥浆工程参数与现场施工情况

DZF纤维水泥浆后场混配后进行抽样对主要工程参数进行检测，检测结果水泥浆的密度、初始稠度、失水等主要技术指标均达到要求。

固井施工过程中水泥浆地面混配均匀，注、替水泥浆施工连续、注、替压力正常，施工过程中未发生漏失，固井施工成功率100％。

（3）固井质量检测结果

固井后经延时声变检测固井质量，15口试验井中优质井13口，合格井2口，优质率86.67%，合格率100%。其中杏八～十二区试验11口井，优质井11口，合格井1口，优质率90.91%，合格率100%。北二区西部试验4口井，优质井3口，合格井1口，优质率75.00%，合格率100%。两个区块封固井段内BⅠ值>0.8的优质井段分别达到94.00%和91.81%。

（4）射孔前后固井质量对比试验

为了进一步分析、评价DZF纤维水泥浆体系抵抗射孔冲击的效果，对纤维水泥浆固井的杏9-12-水203井进行了射孔后固井质量检测对比试验。

杏9-12-水203井于2003年11月30日采用纤维防漏水泥浆固井，固后15天延时声变检测，综合评价固井质量为优质井。该井射开层位是

193

萨Ⅱ、萨Ⅲ，射开20个层段，射开单层最大厚度1.2m，最小厚度0.4m，累计射开总厚度14.7m。该井射孔后于2004年6月5日再次进行固井质量检测，综合评价仍为优质井。对应射开层段，射孔前后胶结指数均为1.0，胶结指数没有变化。反映纤维水泥浆体系具有较强的抗射孔冲击能力和较好的保证封固质量的中长期效果。

3、DPDR水泥浆体系提高低压层固井质量试验

高渗低压层固井质量差有三个方面的原因：一是高渗低压层泥饼厚水泥环与地层界面胶结强度低；二是水泥凝固后的体积收缩；三是失水泥浆失水量过大水泥环强度低。DPDR水泥浆体系具有微膨胀、低失水和增韧特性。可以利用其低失水提高低压层固井质量的同时兼顾提高全井段界面胶结强度和改善水泥石的性能。

根据完井地层压力实时检测结果，在杏八～十二区西部过渡带二次井和杏八九区三次井区块对20口井采取了DPDR水泥浆体系降低水泥浆失水提高固井质量试验。

（1）试验井的地质条件

根据完井电测地层发育情况和地层压力实时检测结果，20口井均不同程度的发育低压层，压力系数最低0.70，平均0.86；环空压差最高8.64 MPa，最低4.76MPa，平均6.68MPa；漏失系数在50～80之间。

（2）试验井工程参数优化设计与现场施工情况

根据完井地质参数，充分利用DPDR水泥浆体系速凝、早强直角稠化的特性优化计了固井洗井液密度。为了控制环空压差将大多数井压稳系数控制在0.95~1.10之间，固井洗井液密度最高1.60g/cm3、最低1.40g/cm3，平均1.47g/cm3。钻井液清除效率最低88％，平均达到90.3％。现场施工中该水泥浆体系各项工程参数均达到施工要求，施工成功率100％。

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（3）声变检测固井质量

经延时声变检测固井质量，20口试验井中优质井18口，优质率90%，合格井2口，合格率100%。其中杏八九区试验7口井，优质井7口，优质率100%；平均单井固井优质段比例达到95.50％。杏八～十二区试验13口井，优质井11口，优质率84.60%；平均单井固井优质段比例达到91.35％。

（4）验窜情况

杏八九区三次加密调整井中的6口注水井中有4口井使用了DPDR水泥浆体系，在试配前均进行了封隔器验窜。累计验窜36个层，其中只有杏9-丁2-3340井萨Ⅱ12-13隔层窜槽，其余35个层段均具有良好的密封性。

表6-11 杏八、九区三次加密水井验窜情况统计表

序号 1 2 3 4 井号 射开层数 26 21 29 21 97 验窜层数 M<1 1

第三节大层间压差压稳防漏固井试验

异常高压层与欠压层并存使固井施工压稳与防漏出现矛盾，针对这种情况采取了使用封隔器封隔高压层、使用水泥外加剂保证欠压层封固质量的技术措施。

1、试验井基本地质情况

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根据完井地层压力检测结果，杏12-11-水25井萨Ⅱ最高地层压力2

系数1.66，而该井葡Ⅰ层最低压力系数只有0.85，钻进时曾在低压层

处发生过井漏,计算漏失系数为90.0。若采用常规工艺，压稳高压层需

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要固井洗井液密度为1.86 g/cm3，固井时环空静压差将高达11.25MPa，极易在葡Ⅰ组发生井漏。

表6-12 试验井地层压力检测成果

最高压力层 序号 井 号 压力 地层压力 层 MPa 位 系数 S27 1.66 1 杏12-11-水25 16.71 S27 1.47 2 杏11-51-丙252 14.44 最低压力层 压力 地层压力 层位 MPa 系数 9.47 8.23 P12 P12 0.85 0.75 层间压差 MPa 7.25 6.21 2、试验技术方案 根据以上2口井的地质情况，设计了封隔器＋DRK和DRK固井施工技术方案，将固井洗井液密度控制在钻进密度附近，利用封隔器，通过DRK水泥外加剂控制低压层的失水。

表6-13 试验井技术方案

序号 1 2 井 号 杏12-11-水25 杏11-51-丙252 钻进液密度 1.75 1.48 固井液密度 g/cm3 1.70 1.48 封隔器位置 m 995 工艺措施 封隔器＋DRK DRK 3、试验效果

表6-14 试验井固井质量检测结果统计表

全井封固质量 序号 1 2 井 号 杏12-11-水25 杏11-51-丙252 封固长度 m 253 256 BⅠ>0.8长度 m 242 241 BⅠ>0.8比例 % 95．65 94．14 综合评价 优质 优质

复杂地质条件下固井特殊工艺技术试验取得良好的效果使试验区的固井质量得到较大程度的提高。试验区三次加密10口井，固井优质率达到90.0%，平均单井固井优质段比例达到88.3%；杏八～十二区过渡带42口井，固井优质率达到88.10%，平均单井优质段比例达到了97.1%。

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