复杂地层天然气井固井设计与应用研究--毕业设计论文.docx

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1、 中国石油大学（北京）本科毕业论文 第IV页毕 业 论 文复杂地层天然气井固井设计与应用研究院系名称： 专业名称： 学生姓名： 学 号： 指导教师： 完成日期 2014 年 06 月 20 日33复杂地层天然气井固井设计与应用研究摘要四川盆地地区的天然气资源相当丰富，但是由于这里的地质条件比较复杂，构造应力强烈，同一套井眼中多套压力并存，固井作业时会面临井深、高温高压、高含酸性气体、全封温差大等技术难点，以上问题，处理稍有不当都会带来巨大的危害。通过调研，调查现场情况以及使用的先进工艺，通过对比分析，合理选择固井前置液，正确设计水泥浆体系，优选固井工艺，找出最优解决办法，才能取得理想的固井质量

2、，为后续钻井和油气开采提供保障。关键词：四川气井；前置液；水泥浆；固井工艺The cementing technology and application research of complex formation of natural gas AbstractThe natural gas resources in Sichuan Basin is abundant, while the geological conditions is complicated with strong tectonic stress, there are multiple set of pressure co

3、exist in the same set of bore well ,which will lead to the technical difficulties such as well depth ,high temperature and high pressure ,high content of acidic gas and sealing temperature .If the problems which has been said are not solved ,there are great harm coming. Through investigate and study

4、 the scene of construction site and advanced cementing technology, we find that selecting the cementing pad fluid reasonablely and developing the reasonable cement slurry system and select the best cementing technology can improve the cementing quality ,which is of help to follow-up work.Key words:

5、The gas well of Sichuan；Pre liquid ; Cement slurry ; Cementing technology.目 录第1章 前言11.1 课题研究的目的和意义11.2 国内外固井技术研究现状11.2.1 CEMCRETE 固井技术11.2.2 泡沫固井技术21.2.3 钻井液转化水泥浆（MTC）固井技术21.2.4 防气窜水泥浆体系21.2.5 特种水泥体系3第2章 四川盆地复杂天然气特征42.1 地质背景及气田分布42.2 天然气特征7第3章 四川盆地气井固井难点93.1 固井93.2 气井固井技术难点分析93.2.1 易发生严重井漏93.2.2 压力层

6、系复杂103.2.3 环空气窜103.2.4 酸性气体113.2.5 膏盐岩层11第4章 固井前置液体系选择原则124.1 前置液体系124.1.1 冲洗液124.1.2 隔离液124.2 固井前置液配方设计要求134.2.1 井眼状况的要求134.2.2 钻井液性能的要求134.2.3 地层特性的要求144.2.4 不同钻井液的要求14第5章 水泥浆体系选择原则165.1 抗高温165.2 防气窜165.3 防漏175.4 抗盐性能和相容性175.5 胶乳水泥浆体系175.6 纤维水泥浆185.7 高强度低密度水泥浆19第6章 施工工艺技术216.1 常规固井工艺技术216.2 气井固井技术

7、216.3 气井固井工艺226.3.1 大环空固井技术226.3.2 间歇式反挤工艺226.3.3 环空加压候凝技术236.3.4 旋转尾管固井工艺236.3.5 预应力固井工艺256.3.6 干井筒固井技术29第7章 工程实例31第8章 结论33参考文献34致 谢35第1章 前言第3页第1章 前言1.1 课题研究的目的和意义四川盆地位于中国西部四川省东部,油气资源相当丰富。有两个比较大的沉积旋回演化在四川盆地发生，第一个演化阶段是震旦纪一中三叠世被动大陆边缘构造演化，第二个则是晚三叠世始新世前陆盆地及拗陷演化，经过这两次巨大的变革，分别在震旦纪一中三叠世形成海相沉积碳酸盐层，在晚三叠世早期形

8、成海陆过渡沉积相并在晚三叠世中期一始新世形成了陆相沉积碎屑岩，最终形成了四川盆地丰富的气区，它是世界上最早发现并利用天然气的地区，天然气探明储量约为16497.52108m3。近10年来，四川盆地天然气勘探开发得到了迅速发展，探明天然气储量快速增长，发现了一批大型，特大型气田，勘探向深层及新领域不断扩展，不过向超深层发展也面临着大量技术难题，由于四川地层地质条件的复杂性，这就会在气井固井方面带来许多难题。压力系统比较复杂，固井作业时安全密度窗口窄，漏失风险大。有些层位富含H2S及CO2等酸性气体，处理不当可能会对水泥环和套管造成严重的腐蚀，最终导致气井报废，此外还会污染周围地区人民的生活环境，

9、并且给他们的生命安全造成巨大威胁。深部地层温度高、压力高、气层活跃，气窜风险大，这些地层条件为固井作业带来了巨大的难题。固井是整个钻井施工中重要的组成部分，固井的主要目的是封隔井眼内的油层、气层和水层，保护套管不受各种腐蚀，可以长期有效的使用，同时也是为了更好的采油。一口井固井质量的的好坏不但会对井的继续钻进产生影响，同时也会影响今后能否顺利生产，井的采收能力和寿命也会受到影响。它涉及力学、材料、化学、机械等多个学科领域，是一个系统工程，也是一项复杂的工作。本文通过分析四川盆地复杂气层地质条件，分析四川盆地存在的固井技术难点，就固井前置液选择、水泥浆体系选择以及具体的施工工艺，结合四川具体工程

10、实例进行了分析，讨论了相应提高复杂气井固井质量的施工工艺方法，得出一定结论，分析其中问题所在，提出可能解决办法，为以后的气井固井作业提出依据，能够更高效的进行固井作业。同时这对于深井、超深井的勘探开发、延长井身寿命等具有重要意义。1.2 国内外固井技术研究现状1.2.1 CEMCRETE 固井技术为解决异常固井压力问题，1998年底，Dowell-Schlumberger 公司研究并开发了CemCRETE 技术。利用颗粒级配原理，优选不同直径的颗粒，利用优化水泥及外掺料颗粒直径分布（PSD）的方法，可以让单位体积内固相颗粒变多，力求降低水泥浆水灰比，从而使水泥石的抗压强度得到提高，相应的孔隙度

11、和渗透率也得到降低。此外，通过使用外加剂也可以对这种水泥泥浆进行调节。Dowell-Schlumberger 公司使用密度为1.29g/cm3的低密度水泥浆，在墨西哥 Villahermosa 油田完成了井深4600m的127mm尾管固井作业，最终结果发现，固井效果良好。1.2.2 泡沫固井技术 近几年来，美国 Halliburton 公司一直着重于于机械制氮泡沫水泥浆固井技术的研究与完善，最终开发并研制了对应的外加剂、配套的计算机控制系统和配套的现场施工工艺技术。泡沫水泥浆是由净浆、氮气、稳泡剂及水泥浆处理剂组成。在现场作业中，在水泥车的作用下，把含有各种外加剂的混合水配制净浆，通过氮气泵向

12、净浆中冲入氮气，等候一段时间，泡沫水泥浆就形成了，加氮的多少可以在现场预先设计好的水泥浆密度作为参考，通过计算机实现自动控制。这种水泥浆具有许多优点，其中最小的密度能够达到 0.72g/cm3；此外这种水泥浆具有粘度高的特点，能够有效地驱替不易流动的钻井液，有利于提高固井顶替效率；同样的密度条件下，这种水泥浆具有抗压强度高的特点，可压缩性良好，可以对水泥浆胶凝失重进行有效的补偿，利于防气窜；在高压高温条件下，泡沫水泥浆与常规水泥浆相比，有以下特点：韧性更好、高温稳定性比较好、渗透率相对较低，可用于深井固井作业。1.2.3 钻井液转化水泥浆（MTC）固井技术 这项固井技术是一项新技术，就是在泥浆

13、中加入一些可水化的材料，从而让钻井液可在设定好的条件下转化成具有一定强度的固井液技术。正是由于该技术对于提高固井质量有非常重要的作用，特别是在改善第二界面胶结质量有重要影响，因此自80年代研究应用以来，一度在固井界引起极大的关注，被看作是传统固井作业的一次革命。美国工程师Ronald E.Sweatman 等人在南Texas气田应用 MTC 固井技术取得了较好的效果。由于该气田气层压力不稳定，在使用油基钻井液尾管固井工艺中存在固井质量太差、裸眼段长的特点。经过工程师们的多次试验，最后应用矿渣、激活剂、硅粉、缓凝剂、表面活性剂以及降失水剂等材料配制出了高性能的固井液，产生了好的效果，特别是在水泥

14、顶部其快速的抗压强度发展，这推动了 MTC 替代常规水泥浆固井工艺的发展。1.2.4 防气窜水泥浆体系复杂气井一般都伴随有高温高压的特点，在这种地层固井时，需要特别注意的风险是环空气窜的发生。严重的环空气窜很有可能导致特别高的井口压力，也有可能导致气体流动，这不仅会给后续钻采工作带来困难，更严重的会造成这口井不能够继续使用的严重后果。为了解决在深井气井中气窜的问题，专家们经过多方位思考，提出了新型的水泥浆技术，就是这种水泥要能够防气窜。经过调研，国际上常用的防气窜剂，主要有下面几种：触变类型的外加剂，延迟胶凝材料，粉混合物，基质流动阻力剂或阻塞剂。在深井气井固井施工中，对安全系数要求比较，水泥

15、浆密度控制要求也更为严格，因此一般使用胶乳水泥浆。乳胶的粒径为0.050.5m， 胶乳水泥体系是以胶乳聚合物作为分散体系的悬浮水泥浆体系。这种水泥浆具有很多优点：具有颗粒堵塞孔隙通道和化学收缩小的防气窜功能；可以提高水泥石的抗拉强度；降低了水泥浆的滤失量和渗透性。目前该水泥浆取得了突破性的进展，在南海西部固井作业中取得了良好的效果。利用该套材料体系开发的一系列的高温防窜水泥浆，具有一定的通用性和可调性，已用于井底温度高于206的气井，其核心材料组成的防窜水泥浆体系也已用于井底温度在85左右的大气区边缘气井，由于这些技术的应用，在深井气井防气窜上取得了较好的效果。1.2.5 特种水泥体系对于井底

16、静止温度为较高的高温油气井，特别是在具有高浓度CO2的地热井，使用传统的水泥浆只会导致早期固井失败。这是因为静止温度高，同时有含CO2的盐水存在，在碳酸化作用下，传统的水泥会迅速恶化，尤其是碳酸钠导致的碳酸离子反应，可能与水泥反应生成可溶性的盐。高温高压和高CO2浓度都会给固井水泥浆造成很大的影响，因此在这种比较特殊的井固井作业中，传统水泥固化体往往不到5年就会破坏并导致井筒崩溃。Reddy Baireddy R等提供了一种适用于高温气井的新型磷酸钙水泥材料，这种水泥材料具有较高的强度、低渗透性和优良的抗CO2 腐蚀的性能。该水泥材料包括铝酸钙、粉煤灰、多磷酸钠、降失水剂、缓凝剂。第8章 结论

17、第33页 第2章 四川盆地复杂天然气特征2.1 地质背景及气田分布四川盆地在地质方面构造比较稳定，地处中国扬子准地台西部，是一个呈北东向延展的菱型构造兼沉积型复合含油气的盆地，也就是在震旦纪至中三叠世形成了海相沉积碳酸盐岩，在晚三叠世至始新世形成了陆相沉积碎屑岩，复合这两种沉积的油气盆地，沉积的厚度较大，约为800012000m。根据沉积盖层、基底性质、气藏气田特征以及天然气的性质等，这里的油气聚集区(图2.1)被划分为4个区域:川西气田区、川南气田区（川南、川西南）、川东气田区、川中气田区。气田分布较分散，在各区块都有，从图中可以看出川东和川南气田、气藏最多，不过川南的气田和气藏在规模都比较

18、小，东大、中型气田在主要位于川东。分布的不均匀是由于演化过程的不均一性，也和地理变化中沉降中心的变化有大的关系，最终导致各区块形成了不同的沉积组合以及差异较大的油气分布格局。除了在川中区块其他区块全部是气田1。在四川盆地的地理结构中，长石砂岩、页岩主要发育在震旦系的下部，上部主要发育着白云岩、夹页岩；在震旦纪的末期这里发生了桐湾运动，导致盆地抬升，进而地面受到侵蚀，才得以形成良好的灯影组古岩溶储集空间。在规模宏大的海侵的背景下，早寒武世发育了广海陆棚沉积，这样一套黑色、灰绿色页岩并且夹碳酸盐和硅质岩就得以形成，盆地西部则是发育着滨岸相沉积；在中寒武世，盆地东部发育开阔海台地相砂岩、页岩夹碳酸盐

19、，西部没有变化，仍然是滨岸相碎屑岩、少量以碳酸盐为主的沉积相；在晚寒武世，东部形成了开阔的海台地相白云岩、灰岩互层，西部的发育仍然局限，仅发育以海台地相为主的白云岩。在奥陶系的层中，生物灰岩、粉砂岩、白云岩在其下部发育；在中晚奥陶世时期，由于海侵规模的扩大，白云岩、泥质灰岩和块状灰岩在西部得以发育；海侵达到高潮是在奥陶纪晚期，其中黑色碳质页岩和硅质层在五峰组发育。在志留纪早期，盆地东部下部发育了高含笔石的黑色页岩，在西部区域，开阔的粉细砂岩、页岩和灰岩得以发育；中志留统发育灰、黄色页岩、砂质页岩紫红色页岩等，为海退沉积，直至最终全部出露水面，遭受大片剥蚀。在泥盆纪时期，四川盆地位置升高变为古陆

20、，使得大部分沉积缺失。石炭系唯一保留的位于盆地东部的黄龙组，主要发育生物碎屑灰岩、角砾状白云岩，薄层石膏夹在部分地区底部。在二叠纪早期海侵初期，沉积了大量河湖沼泽以及滨海沼泽泥岩、相砂、泥灰岩，中期主要是以浅海台地相为主的灰岩，而在晚期，主要发育白云岩、块状灰岩，黑色页岩在局部夹杂；在上二叠统时期，沉积相的陆海分布趋势为东西分布，其中在东北部地区，发育了以开阔海台地相为主的沉积，而西南区域则发育以海陆过渡相和陆相为主的沉积，此外北西向的开江梁平海槽逐渐有裂开的趋势，海槽内发育了深水沉积相。早三叠时期的沉积环境和晚二叠比较像，东部区域主要发育白云岩、粉晶灰岩、鲕粒灰岩、石膏，西部则是以海陆过渡相

21、和平原河流相为主的沉积；在中三叠世时期，海盆的面貌则发生深刻的变化，海盆的地理呈西深东浅趋势，东部发育了海陆过渡相，发育紫红、灰色泥岩、砂泥岩、泥灰岩，中西部则发育了局限海台地相，发育白云岩、灰岩；在晚三叠世早期，川西地区发生了滨海浅海相沉积，因此夹粉细砂岩、暗色泥岩和煤层得以发育，在地势上东部较高，未发生沉积；伴随西侧的海水逐渐消退，逐渐形成了一个比较大的内陆湖盆地，在此大量的泥页岩、砂岩、岩粉砂岩夹煤层，从而形成了须家河组型沉积。在侏罗统的中下时期，紫红色泥岩、灰色泥页岩夹薄煤层在东南部广泛出现，白垩系则在川西、川南和川北地区广泛出现，主要为碎屑岩沉积相。图2.1 四川盆地油气田分布简图根

22、据四川盆地的构造演化特征，可以将沉积盖层大概分为这几类：克拉通上部层系、克拉通下部层系以及前陆盆地层，不同层油气分布也不同。油气分布剖面图如图 2.2。图2.2 四川盆地油气分布剖面1裂缝性气藏；2溶蚀缝洞性气藏; 3 孔隙性气藏; 4 油藏; 5 克拉通下部层系; 6 克拉通上部层系; 7 前陆层系含硫化氢天然气在全盆地的4个大气区均有分布，储量规模比较大的有：川东北下三叠统飞仙关组普光、铁山坡、渡口河、罗家寨等，嘉陵江组卧龙河等；川南地区主要是震旦系威远气田；川西北雷口坡组中坝气田；而川中分布有中三叠统雷口坡组磨溪气田2，分布如图2.3。图2.3 四川盆地地层 、大气田 、及含硫化氢气藏垂

23、向分布综合柱状图2.2 天然气特征四川盆地天然气藏分布不均,其中川南气田最多,已经发现50多个; 其次是川东地区 ,共有气田 40余个, 并且大多是大中型气田, 每年提供的产气约占年产气量的66%; 川西地区共有气田7个; 川中地区的区域面积最大, 却只发现了4个气田。就产层来说, 自下而上分别为:上震旦统灯影组(川南为主) 、中石炭统黄龙组(川东为主)、下二叠统 (川南为主)、上二叠统长兴组 (位于盆地东南部)、下三叠统飞仙关组(川东北部为主)、嘉陵江组(川东、川中)、中三叠统雷口坡组(盆地中部磨溪气田、西部的中坝气田)、上三叠统须家河组(中坝气田)、下侏罗统珍珠冲组(八角场气田)、及中侏罗

24、统沙溪庙组(盆地西北部新场气田)。其中最重要的产气层是石炭系黄龙组和中下三叠统,且主要分布在盆地东部;最多的要数下二叠统气田(气藏),约占全盆地一半,其次为中、下三叠统;这里的储层多为碳酸盐岩,有90%以上的气田或气藏是这样，并且主要是构造圈闭。除了上述三叠统和侏罗系产层之外,四川盆地天然气成熟度都比较高,在其他产层的天然气干燥系数均大于0.99,乙烷的含量极其微小,H2S含量在 0 17 %之间,CO2含量在010.5%之间,不难发现这里主要是烃类气体。另外由于天然气的碳的同位素组成极其复杂,分布的区域也相当广泛,并且在不同程度碳同位素存在倒转，这就导致同一区块的相同产层存在不同组分的烃类，

25、碳同位素的组成也存在巨大的差异。但是由于四川盆地长期经过了多旋回的沉积演化,多套有机地球化学特征不同的有效烃源岩也得以孕育,随着他们在纵向上叠置、横向上交叉,加上烃类演化过程的多阶段性,最终形成了现在的复合生烃系统,这也就使得四川盆地的油气系统显得极为复杂。第3章 四川盆地气井固井难点3.1 固井 固井座位油气井建井过程中比较重要的一项工艺，是衔接钻井和采油的主要枢纽。固井工程主要包括下套管和注水泥两个生产过程。常用的固井工艺有注水泥固井及MTC固井。注水泥固井其实就是通过注水泥设备及相关工艺在下入套管的油气井中旺套管外环空注入水泥，使地层和套管得到有效封固；而MTC固井就是利用某种手段将泥浆

26、转变成像水泥浆一样的可凝物体，有效封固套管和地层。固井的主要目的有：封隔油气水层，防止互窜；封隔疏松、易塌、易漏、高压等地层；安装井口、控制油气流，为以后钻进和生产提供便利。对固井质量的把握一定要十分谨慎，其基本要求：固井施工后，务必要在套管与井壁之间的环空形成一个充填满的水泥环，达到套管与水泥、水泥与井壁良好胶结的目的，这样可以保证油气水层互不窜通，从而使封隔更为有效。固井的重要性：作为钻井过程的最后一个环节，固井的成功与否，不仅关系到一口井的前期钻井投资是否作废，并且固井质量的好坏将会对油井的后期采收产生特别大的影响。比如一口油气井往往可以使用几十年，若固井质量不好，不仅对其后的继续钻进、

27、试油带来比较大的影响，而且对油井的使用年限也有很大的影响。因此，必须本着“油气井百年大计，固井质量第一”的方针，搞好固井工作。气井固井工作更加不容小视，气井的危险系数更高，因此在气井固井工作中要更加重视。四川地区天然气井固井之所以那么困难，充满了复杂性和挑战性，这主要源于其复杂的地质条件，因此正确清楚地认识气井井下地质特点，详细分析对固井工程的影响，是制定合理的工艺措施、设计优质的水泥浆体系、建立完备应急预案的前提。3.2 气井固井技术难点分析四川盆地地层较为复杂，通过调研和对以往四川气井固井方面的资料调查，可以发现影响四川盆地天然气井固井质量的主要地质因素有：井下漏失严重、环空气窜、压力系统

28、复杂、含酸性气体以及存在膏盐岩层。针对这些难点，根据以往的固井资料，加上现有的技术，综合分析，提出相应解决方案。3.2.1 易发生严重井漏该地区地质构造相当复杂，高陡构造比较多多，裂缝发育，地层破碎的也比较严重，导致井下漏失严重，并表现出以下特点。漏失情况复杂。体现在漏失性质和层位不好判断,漏速不稳定,在长裸眼井段的地层表现出明显的压力敏感性特点,堵漏过程中,因压力波动出现新的漏层,导致堵漏难度进一步增加。漏失普遍且长期存在。四川所有已经钻进过的构造和正在钻进的构造在固井过程中都有漏失，只是漏失的层位、性质存在差异，其中自包括须家河组的孔隙性漏失通道，渗透性漏失在这里多有发生；嘉陵江组、雷口坡

29、组、飞仙关组的裂缝性漏失通道，主要是斜交裂缝和纵向裂缝，并且以网状分布，并且漏失层井段比较长，大部分为裂缝性漏失；在同一裸眼段，由于多压力层系的存在的原因，导致茅口组、长兴组、龙潭组往往发生压裂性或诱导性漏失。对于井漏严重的特点，在施工前，采取多种措施进行地层承压能力试验，确保准确测定地层承压能力，倘若承压能力不足，要及时采取相应的措施；仔细分析钻进过程中的漏失记录，在结合测井曲线，准确判断出漏失层位；要选取具有良好防漏能力的水泥浆体系。只有采取了这种措施，才能有效克服这项难处，为固井工作带来便利，进而提高了固井质量。3.2.2 压力层系复杂四川地区大部分构造目的层多有压力异常的特点，低压、超

30、低压、高压、超高压这些都非常普遍。多个纵向产层之间普遍存在着地层压力高低相间、交互出现的情况，相邻产层的压力梯度差距一般为0.40.6 MPa/100 m，最高可达 0.81.0 MPa/100 m，压力系数在 1.002.40之间变化。横向上压力系统对比性差，同一地层在同一构造的不同部位，甚至同一个井场的2 口井可能表现出完全不同的地层压力值。为了解决压力层析复杂的问题，必须从保持井筒和地层之间的压力平衡方面着手。我们可以从水泥浆设计方案上着手，可以采用高密度水泥浆体系实现压稳和防窜；此外，我们也可以采用胶乳防窜水泥浆体系，因为在压差的作用下，胶粒可以在水泥颗粒间聚集成膜，通过这层膜可以组织

31、水泥浆的漏失，同时胶乳水泥浆稳定性也比较好3。3.2.3 环空气窜在水泥浆注替过程中，泥浆驱替不干净则会形成窜槽；水泥浆在凝结过程中失重导致地层有效压力的降低，也会形成窜槽；水泥环与套管及井壁胶接不良是导致环空产生气窜的主要问题。另外水泥浆在渗透地层不断漏失，为固井之后发生气窜埋下了潜在的风险。另外一个是高密度钻井液失重问题，这是非常容易被忽视的。由于钻井液密度变高，固相的含量也随之增多，把它放置一段时间后会有结构产生，如果钻井液的密度越高，随之带来的结构也越强，这肯定会导致钻井液的有效液柱压力变小，压稳的平衡也会被破坏，进而导致气窜的发生。经有关研究所证实，高密度钻井液经过一段放置，有效压力

32、会得到衰减。对于环空气窜，必须重视，要加强防窜水泥体系的研究，目前具有代表性的水泥体系主要有：锁水抗窜水泥浆体系、直角稠化水泥浆体系、触变水泥体系、非渗透水泥浆体系、消除微环境和微裂缝水泥浆体系；当然在防气窜工艺技术上也要加大力度，目前较为有效的是：平衡压力固井工艺技术、管外封隔防气窜技术、震动注水泥防气窜技术、环空加压技术等等。3.2.4 酸性气体四川盆地碳酸盐岩储层流体普遍存在伴生气体，主要是H2S和CO2，同时存在。目前已发现的气田中 80% 的H2S含量大于 20g/m3，最高达到493 g/m3。这些酸性气体在潮湿环境下会与水泥石的水化产物CSH、Ca(OH)2、C3A等发生反应，增

33、大水泥石的渗透率，降低水泥石强度，在受到酸性气体腐蚀的套管报废井中拔出的套管，几乎都不能粘附水泥，水泥石也疏松多孔。腐蚀严重的有龙岗构造、震旦系构造、罗家寨构造、九龙山构造、铁山坡构造、渡口河构造、七里北构造和磨溪构造。调查的四川盆地酸性气体分布特征数据如表3.1。表3.1 四川盆地酸性气体分布特征构造区块H2S含量/（g/m3）CO2含量/%龙岗构造1713067震旦系1346-罗家寨构造1002001014九龙山构造1030-铁山坡构造2036.36渡口河构造1402303.296.54七里北构造2080-磨溪构造2080-3.2.5 膏盐岩层水泥浆通过盐膏层时，会遭受污染。污染程度的不同

34、，会使水泥浆凝固时间提前会延迟，还会造成粘度提升和失水增加。稠化时间过度延长，造成过低的早期强度。膏岩层蠕动使得套管将不会获得水泥环的良好保护，极易形成点载荷而挤毁套管。稠化时间大幅缩短，粘度和失水的大幅提升会给泵送造成极大困难，引发安全事故。此外，在盐膏层地层的钻进过程中，井眼被溶蚀扩大，导致井径不规则，顶替效率将会受到影响。第4章 固井前置液体系选择原则4.1 前置液体系固井前置液设计是固井设计中非常重要的一部分,它对于提高水泥浆顶替效率,改善水泥浆胶结质量起着非常重要的作用。前置液是注水泥过程中所用的各种前置液体的总称。在现代注水泥技术中这些专用液体已成为一个专门的体系。前置液体系是用于

35、在注水泥浆之前，向井中注入的各种专门液体，其作用是将水泥浆与钻井液隔开，起到隔离、缓冲、清洗的作用，可提高固井质量。前置液可分为隔离液和冲洗液4。4.1.1 冲洗液作用： 稀释和分散钻井液，对于钻井液的胶凝和絮凝起到防止的效果，实现对井壁及套管壁的有效清洗，清洗残存的钻井液及泥饼；、在水泥浆及钻井液之间起缓冲作用，有利于提高固井质量。 冲洗液性能和使用标准应符合以下要求：a) 具有较低的基液密度，密度 1.0 g/m31.10 g/m3，流变性接近牛顿流体； b) 对泥饼具有较强的浸透力； c) 能降低钻井液粘度、切力，稀释性能好，冲刷井壁、套管壁效果好； d) 对钻井液中油基成份具有水润湿反

36、转作用； e) 与钻井液、隔离液及水泥浆有良好的相容性，不发生闪凝、增稠现象； f) 不腐蚀套管； g) 具有较低的紊流临界流速，紊流临界返速：0.3 m/s0.5 m/s。 h) 冲洗液的用量最多不超过在环空中占250m的高度。4.1.2 隔离液有效隔开钻井液与水泥浆，能够形成以平面推进为主的顶替效果。一般来说是粘稠状液体。作用： 能有效地隔开钻井液与水泥浆； 对低压地层、漏失层具有有效的缓冲作用； 具有较高的浮力及拖曳力，可以使顶替效果得到加强。通常来说隔离液是粘稠的液体。它在粘度上，比冲洗液要大，密度也比较高，对应的静切力较大。使用方法是在注入冲洗液之后在注入，隔离液注完之后再注水泥浆。

37、隔离液性能和使用标准应符合以下要求： a) 密度可调节，宜大于钻井液密度而小于水泥浆密度，密度差为 0.12g/m30.36g/m3； b) 在循环温度下，控制隔离液屈服泥浆隔离液水泥浆的范围内；c) 在井底循环温度、API 滤失量应低于 250 ml； d) 相容性试验稠化时间不短于水泥浆稠化时间； e) 高温条件下的沉降稳定性好，上下密度差应小于 0.03g/m3；f) 隔离液的用量可保持在环空中占200m的高度。4.2 固井前置液配方设计要求对于井型不同和复杂程度不同的井,以及不相同的钻井基液,采用不相同的冲洗液和隔离液,在提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量上就显得尤为重要。因此对于固井

38、前置液配方设计工作，要从多个方面考虑，综合各种因素，以达到最优效果。以下是在设计前置液时需要考虑的因素。4.2.1 井眼状况的要求钻井工艺要受到多重因素的作用影响。井眼的横向剖面会表现出不规整的葫芦形,纵向剖面则是不规则的锯齿形状,由于可能大肚子冲蚀井段,无论顶替的排量有多大,将钻井液顶替干净都是一件很困难的事。此外由于在不规则的井眼中难以调节套管的居中情况,这就会导致在顶替过程中，环形空间流速的分布发生改变,这就导致钻井液的驱替变得困难许多。由于残余的钻井液与水泥浆的相容性不是很好，导致水泥浆的流变特性、胶凝过程的发展不顺利。综合上面因素，前置液应能够对钻井液进行有效的稀释,达到提高其流动性

39、能的目的,同时可以对水泥浆产生分散和缓凝作用,这样以来就发生了紊流顶替,稠化时间也得到了延长。经过大量的实验实践，可以发现:尚未注水泥的时候，加入适量的的紊流隔离液或者冲洗液,可达到最优的冲洗效果,尤其是在不规则井眼中，套管不易居中能够造成窄间隙的钻井液驱替难度大,使用效果更加显著。这样就很大地提高了水泥浆的胶结质量，相应的固井质量也得到提高5。4.2.2 钻井液性能的要求使用性能好的钻井液不但能够使井眼更加规则,由于钻井液的滤失，会在会在井壁上留下薄而韧的泥饼,从而为提高固井质量提供了保证。但实际上,由于多种原因,大部分井在钻进过程中井壁上形成的滤饼是厚而疏松的,下完套管后，个别井的洗井作业

40、中,在套管的表面上会带有一层松散的滤饼。在这层滤饼的作用下，水泥浆直接地接触到套管壁和井壁变得异常困难,而且在水泥水化过程中，滤饼会脱水粉化,形成微小环形间隙,导致油气水窜,达不到好的油气井固结质量。综合上述因素，在前置液设计时,尽量选取能够高效地以紊流形态冲刷悬浮的前置液,这样不仅可以对钻井液进行平面驱替,还可以使钻井液的偏流得到抑制,从而产生高径向的液流,可以对附着在套管壁和井壁上的滤饼更好的冲蚀。此外把适量的表面活性剂注入到前置液中,可以对钻井液中的固相颗粒以及冲刷下来的滤饼进行包围,由于静电之间存在斥力的作用，它们不相互聚合,可以有效地防止固相颗粒发生沉降或者堆积,避免在水泥浆注入或者

41、顶替的过程中发生憋泵事故。4.2.3 地层特性的要求钻井过程中,经常会遇到页岩、泥岩等具有水敏特性的地层,由于这些地层的特殊性，也就对前置液提出了一些要求，即前置液含有一定KCl、NaOH ,pH值保持在10以上(强碱性) ,以防破坏钻井液或产生造浆作用,导致这些水敏性地层发生井壁垮塌事故。4.2.4 不同钻井液的要求钻井液通常分为淡水型、海水型和油基型三种。一般井大部分采用淡水型钻井液, 对于淡水型钻井液,假如不用通过前置液来加重平衡井眼压力的话,则只需要求具有密度较低的特点，并且粘度尽量靠近牛顿型流体,能够对井壁上附着的厚而松散的滤饼进行一定的浸透和悬浮,降低粘土微离子之间的相互作用力,能

42、够有效地减弱冲蚀下来的滤饼发生堆积。此外,还应该能够对钻井液的性能进行很好的稀释和分散。油基型钻井液通常使用在水平井或者大斜度的井,在钻井的作业中可以使井眼更加稳定。不过在注水泥的过程中,在亲油的环境下，水泥浆与钻井液接触过的表面不能够发生胶结。这就需要在前置液中注入适量的水乳化剂,改变套管壁与井壁的亲油环境，从而成为亲水环境。另外套管的居中问题也需要关注,最好使用紊流前置液。以下是在四川气井固井中使用的优化后的前置液配方，经过优化，采用专业的隔离液、处理井浆、处理储备浆等方法不断优化隔离液性能，加大隔离液用量，从而解决钻井液与水泥浆化学不兼容问题，保证固井作业的安全。具体配方及用量如表4.1

43、。表4.1 前置液配方及用量井号密度（g/m3）配方用量（m3）高石12.20西南石油大学隔离液15磨溪82.20井浆+5%KR-10230高石22.32井浆+8.5%KR-102150.2%BP-F+5%SD80+8.5%KR-10230磨溪112.140.2%BP-F+0.8%SD21+5%SD8017高石62.25储备浆+9.5%KR-102+20%水15磨溪92.28水+0.2%BP-F+重晶石45磨溪102.35水+0.2%BP-F+重晶石50第5章 水泥浆体系选择原则钻井完钻期间，要认真了解井下情况，掌握井眼岩性、钻井液性能、油气水活跃情况、漏失情况、井底温度以及其他复杂情况，以确

44、定水泥浆体系，并做水泥浆性能设计和实验。由于四川多数气层高含硫，这种气层具有高温、高压、压力窗口窄、高低压共存、气水同层的特点，导致在设计固井水泥浆时难度很大。作业期间普遍存在又漏又喷的现象,层内和层间相互窜通,固井作业的后期会出现窜槽以及微间隙, 导致通道长期的窜流，导致增产措施实施相当困难。针对四川复杂地层天然气井的这些特点，以及预计的固井问题，在选择水泥浆体系时，我们要特别注意一下原则。5.1 抗高温由于气层所处的地层条件，这就意味着我们是在高温条件下固井，一般高温气井固井施工的难点表现为：在高温的条件下，水泥浆的失水量和稠化时间不容易调节；一般的水泥浆达不到高温高压的要求，性能难以满足

45、需要；在高温高压的情况下，固井工具的安全性不高。因此对于高温气井固井，要非常重视水泥浆和固井工具的选取，水泥浆不仅要满足常规固井的要求，还应着重考虑高温对水泥浆性能的影响和窄环空长封固段水泥石顶部强度发展等因素以保证高温下固井施工顺利和固井质量6.5.2 防气窜在水泥浆的凝固过程中，失重现象是肯定发生的，但并不是所有的失重现象都会导致气流上窜。与一般气井对比来说，高压气井中发生气窜的概率高的多，存在的危险也更多。在这种气井固井作业中，要特别注意防止气窜，具体方法为：以气层压力、井内泥浆的性能、和上窜速度为根据，仔细分析评价其气窜的程度，对应的调节水泥浆的性能和相应的固井工艺措施。由于复杂天然气

46、井固井施工安全系数要求大，水泥浆的密度控制要求严格等特点，不能使用触变水泥和泡沫水泥，因此使用膨胀型水泥、防气窜水泥体系，憋回压，减弱水泥浆的失重；为了提高顶替效率，采取特殊的水泥工艺措施，保证水泥浆能够填满环形空间；采用高效率的水泥混和工具，保证注水泥施工的连续性，混合的水泥密度更加均匀，达到符合设计的排量，保证注入井内的水泥浆形成高质量的水泥石；使气体无法在水泥浆产生失重现象的时候窜上来，从而提高固井质量。5.3 防漏在固井过程中遇到孔洞型或裂缝型漏失地层时，水泥浆会漏失低返，造成环空流速下降，降低顶替效率影响胶结质量和油气井产能。漏失是指在钻井完井和修井施工中全部或者部分钻井液完井液或水泥浆进入地层，通常可以把漏失分为渗透型和孔洞型两种。在具有裂缝孔隙型漏失的井中，固井作业时水泥浆会发生漏失，封隔地层的效果达不到设计的要求，导致环空流速急剧下降，顶替效率变低，胶结质量也会变差。另外，一旦水泥浆漏失过后进入产层，将会污染气层，会