长深井区深层气井固井情况总结综述Word文件下载.docx

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2794

2009

1534

71.91

54.91

长深6

2950

2224

926

75.39

31.39

长深7

1915

1561

421

81.46

21.98

长深8

3259

2692

1696

82.60

52.04

长深9

3050

2750

2130

90.16

69.84

长深12

2233

1798

1418

80.52

63.50

长深102

3562

1160

530

32.57

14.88

长深17

3522

1521

1022

43.19

29.02

长深103

3243

2179

444

67.19

13.69

长深104

3475

650

150

18.71

4.32

长深105

2955

1330

96.89

43.61

长深107

3575

2550

1396

71.33

39.05

长深1-1

3288

2187

1249

66.52

37.99

长深1-2

2446

1702

69.58

长深1-3

2398

638

26.61

长深平1

3390

2643

2040

78

60.20

长深平2

3393

2355

1666

69.41

49.10

长深D平1

3361

2946

1175

87.66

34.96

合计

69.02

40.28

长深井区深层气井油层套管质量统计（20口井）

3910

3170

2540

81.08

64.96

3966

2975

75.01

4520

3630

80.31

5300

5240

98.87

4010

3290

82.05

3670

3370

91.83

2680

3720

3650

98.12

3260

3210

2730

98.47

83.74

3577

895

951

51.61

26.59

3858

3484

2461

90.3

63.79

3980

3810

3780

95.73

94.98

4070

4263

4105

3462

96.3

81.2

3911

3027

77.40

3913

978

25.00

3875

94.19

悬挂

694

275

210

39.63

9.37

长深平1回接

2960

2393

2058

80.84

69.5

333

257

192

77.18

57.66

长深平2F2

293

62

24.5

21.16

8.36

长深平2回接

3010

647

2207

94.82

73.32

昌37

4750

4100

2958

86.32

62.27

89.28

75.99

三、水泥浆体系应用情况

在已完成的长深井区深层气井固井中，应用的水泥浆体系的水泥浆体系主要有以下几种：

（一）技术套管

1．高强度低密度水泥浆体系

配方：

G嘉华：

细珠：

增强材料+高温降失水剂+高温缓凝剂

性能：

密度：

1.39g/cm3

流动度：

230mm

稠化条件：

106℃50min50Mpa

初始稠度：

20Bc

稠化时间：

350-380min

失水：

106℃30min7Mpa

〈50ml

抗压强度：

132℃24h

〉12MPa

2.常规加砂微膨胀水泥浆体系

G嘉华+石英砂+高温降失水剂+膨胀剂+分散剂+高温缓凝剂

1.90g/cm3

180-210min

〉14MPa

3.常规微膨胀水泥浆体系

G嘉华+降失水剂+膨胀剂+分散剂+缓凝剂

稠化条件：

65℃30min30Mpa

140-170min

65℃30min7Mpa

81℃24h

（二）油层套管

1.高强度低密度水泥浆体系

硅粉：

1.38g/cm3

118℃60min60Mpa

310-340min

118℃30min7Mpa

148℃24h

2.常规加砂微膨胀水泥浆体系

150-180min

3.常规微膨胀水泥浆体系

G嘉华+降失水+膨胀剂+分散剂+缓凝剂

86℃40min40Mpa

130-160min

86℃30min7Mpa

108℃24h

4.抗高温胶乳低密度水泥浆体系

嘉华G级油井水泥+减轻材料+石英砂+增强材料+稳定材料+胶乳+降失水剂+缓凝剂1+缓凝剂2+消泡剂1+消泡剂2

1.41g/cm3

144℃70min70Mpa

450min

144℃30min7Mpa

180℃24h

5.抗高温胶乳常规密度防窜水泥浆体系

配方:

嘉华G级水泥+石英砂+稳定材料+胶乳+降失水剂+缓凝剂1+缓凝剂2+消泡剂1+消泡剂2.

1.87g/cm3

310min

6.抗高温防腐微膨胀常规水泥浆体系

嘉华G级水泥+石英砂+防腐增强材料+膨胀剂+降失水剂+抗高温缓凝剂+分散剂+消泡剂

1.85g/cm3

220mm

140℃70min70Mpa

287min

140℃30min7Mpa

174℃24h

以上水泥浆体系在长深井区深层气井固井应用中主要以高强低密度水泥浆体系及常规微膨胀水泥浆体系为主，胶乳水泥浆体系仅在长深5井油层一级注固井中应用，抗高温防腐微膨胀常规水泥浆体系在昌37井油层一级注固井及长深平2井油层回接固井中应用。

（长深5井固井后测井质量合格率100%，优质率98.87%，11个月后测井合格率60.1%，优质率57.07%；

长深7井固井后测井质量合格率100%，优质率91.83%，15个月后测井优质率100%；

）

四、长深5井及昌37井固井介绍

（一）长深5井

长深5井位于松辽盆地南部长岭断陷北部洼陷乾安北1号火山岩顶面构造较高部位，设计井深5400m，是吉林油田历史上最深一口天然气预探井，完钻井深5321米。

一开：

Φ444.5mm钻头钻至1202m，下入Φ339.7mm表层套管固井，水泥浆返至地面；

二开：

Φ311.2mm钻头钻至3375m，下入Φ244.5mm技术套管，双级注水泥，水泥浆返至井口；

三开：

Φ215.9mm钻头钻至5321m，下入Φ139.7mm油层套管，采用双级注水泥，全井封固。

固井难点主要有：

1）井深，温度高：

井底静止温度达180℃，接近目前国内固井最高温度，要求固井液在高温下性能稳定并具有良好的可调性。

2）连续，双级注：

固井水泥浆在满足一级固井施工要求的基础上，还要满足双级箍的打开和多余水泥浆的替出，要求水泥浆稠化时间长，具有良好的流变性和稳定性。

3）段长，温差大：

技术套管下深3370m，油层套管下深5320m，油层套管裸眼段1950m，分级箍位置2850m，一级注封固段长2470m，二级注封固段长2850m，水泥浆返至地面，两级注水泥封固段上下温差较大（分别为77℃和88℃），顶部强度发展慢。

该井采取的主要技术措施有以下几方面：

1.抗高温高效冲洗液（JSS-2）

JSS-2抗高温冲洗液由清水、高聚物、降失水剂和抑制剂组成，具有低失水的特点，能够防止油层受到污染，有效冲洗井壁泥饼，隔离钻井液和水泥浆，给水泥浆提供一个清洁干净的胶结环境，提高水泥浆顶替效率和固井质量。

该冲洗液对泥浆具有明显的稀释作用，和钻井液或水泥浆相容性好。

2.抗高温粘稠隔离液（NCH-2）

NCH-2高密度隔离液由清水、高聚物、降失水剂、抑制剂、悬浮剂和加重材料组成，能够高效携带残留泥浆泥饼和沉淀岩屑，隔离钻井液和水泥浆，防止泥页岩膨胀、减少油气层污染，压稳下部水泥浆液柱防止发生气窜。

该隔离液和钻井液或水泥浆相容性好。

3.抗高温胶乳低密度防漏防窜水泥浆（首浆）

抗高温胶乳高强度低密度水泥浆是在胶乳常规密度水泥浆基础上，根据紧密堆积理论研究开发的防窜低密度水泥浆,该体系具有早期抗压强度高、后期强度不衰退；

水泥浆沉降稳定性好，游离液为零；

水泥石渗透率低，抗腐蚀能力强；

稠化过渡时间短，防气窜能力强等优良特性。

4.抗高温胶乳常规密度防窜水泥浆（尾浆）

嘉华G级油井水泥+石英砂+稳定材料+胶乳+降失水剂+缓凝剂1+缓凝剂2+消泡剂1+消泡剂2.

胶乳是乳化聚合物的通用名称，通常是以很小球状聚合物颗粒的乳状悬浮液形式存在，聚合物胶粒粒径在0.05~0.5μm范围之内，多数含有大约50%的固相。

胶乳水泥浆体系具有过渡时间短、防窜防腐性能好、水泥石体积不收缩且有韧性，能够保障两个界面胶结质量好，国内外胶乳水泥浆主要用于分支井和天然气井等疑难井固井中。

5.二级注水泥水泥浆体系采用高强度低密度水泥浆体系。

虽然二级固井全部在技术套管内，不存在漏失等疑难问题，但考虑到一次封固段较长（2850米），钻井液密度为1.24g/cm3（固井水泥浆密度应高于泥浆密度0.2～0.3g/cm3时才能有效进行顶替），同时考虑到水泥石强度发展需要，确定采用密度为1.45g/cm3的高强低密度水泥浆一次上返至地面。

固井质量情况：

固井质量合格率100%，优质率98.87%。

（11个月后测井合格率60.1%，优质率57.07%）

（二）昌37井

该井落实新安堡凹陷双阳组的含油气性，兼探基岩，为提交探明储量和产能建设提供依据，完钻井深5183米，一开：

Φ444.5mm钻头钻至1014m，下入Φ339.7mm表层套管固井，水泥浆返至地面；

Φ311.2mm钻头钻至3661m，下入Φ244.5mm技术套管，双级注水泥，水泥浆返至井口；

Φ215.9mm钻头钻至5183m，下入Φ139.7mm油层套管，采用双级注水泥，全井封固。

该井在打钻时双阳组3800米有气测异常显示，泥浆密度由1.29g/cm3上提至1.42g/cm3，至完钻井深5183米时，加重至1.63g/cm3进行起下钻通井。

该井的主要固井难点在于：

1.油包水钻井液与水基钻井液不同，由于在井壁形成油膜，处于亲油环境，与水泥浆的亲水环境不一致，直接导致水泥不胶结。

2.气井固井需要压稳而不压死，需要进行固井环空压力全过程控制技术，防止安全事故，保证固井质量。

3.气井固井要求良好的二界面胶结质量，防止二界面气窜的发生；

4.该地区地温梯度高，预测井底温度达174度，固井循环温度139度，高温对水泥浆综合性能要求高；

5.完井方式决定了该井固井施工难度较大，该井采用产层筛管完井，上部采用分级注固井，井下工具附件多，各工具打开方式和打开压力较复杂（盲板之上有液压式分级箍和机械式分级箍、管外封隔器等）

1.固井前泥浆密度保持进口与出口密度一致，即1.64g/cm3，同时做好泥浆的降粘工作；

2.由于钻井液为油基体系，为清除井壁油膜提高水泥石胶结质量，进行驱油前置液的设计，该井方案设计为：

柴油+驱油冲洗液+粘稠隔离液。

前置液

一级注

二级注

冲洗液1

柴油

5方

冲洗液2

YZC

8方

S104

12方

隔离液

SYZ

10方

NCH-2

3方

3.进行环空压力模拟与计算，设计合理的水泥浆结构并调整水泥返高；

合理设计水泥浆体系，解决水泥石体积收缩问题，消除环空间隙防气窜。

考虑该井井深且气层压力系数大，采用二次施工工艺实现气井全井封固，水泥浆返至井口，保障后期采气过程中的井口安全。

一级注：

双凝水泥浆，上部（3300-4140米）和下部（4140-4800米）为抗高温防腐微膨胀防窜水泥浆体系；

二级注：

双凝水泥浆，上部（0-1600米）和下部（1600-2900米）为高温微膨胀防窜水泥浆。

备注：

技术套管3660米，盲板位置4815米，机械式分级箍位置2900米，一级注返高3100米

固井质量：

该井于7月27日完井，7天后测声幅。

固井质量合格率86.32%，优质率62.27%。