复杂井固井技术进展及应用设计.ppt

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1、复杂井固井技术进展及应用设计,报告提纲,中石油固井现状、面临挑战及开展研究工作的建议复杂井固井应用设计,复杂井固井技术进展及应用设计,中石油固井近年来主要技术进展中石油固井技术面临的挑战下步研究方向及思路开展研究工作的建议,中石油固井现状、面临挑战及开展研究工作的建议,一、国外固井近年来主要技术进展,固井发展的四个阶段,1、发明固井方法,2、固井工艺方法,浮鞋、浮箍、扶正器、胶塞分级固井、尾管固井等注水泥、下灰装置得到发展,水泥种类降失水剂、缓凝剂、分散剂冲洗液及隔离液外掺料,3、外加剂,4、水泥石改性、智能化及信息化,斯伦贝谢FLEXSTONE哈里伯顿的ElastiCem与ElastiSea

2、l水泥浆,国内先引进水泥车（CPT986）及固井工具，后为外加剂，目前为弹塑性水泥,水泥石几个致命缺点,国内外早期固井现场施工,自1903年开始固井以来，经过固井工作者100多年的努力，固井技术有了很大进步，在固井工艺、水泥及外加剂、固井工具及附件、固井装备等方面均有了较快的发展，形成了适应不同地质及钻井条件的配套固井技术，基本满足了不同条件下固井的需要,一、国外固井近年来主要技术进展,国外固井技术进展,一、国外固井近年来主要技术进展,固井装备,水泥浆体系,顶替效率模拟,固井智能化,井筒完整性分析,一、国外固井近年来主要技术进展,固井附件及固井工具,国外固井技术进展,斯伦贝谢公司固井设计及监测

3、软件CemCADE固井设计软件TDAS油管及套管设计与分析软件WELLCLEAN顶替效率模拟软件CemSTRESS应力分析软件CemACT固井监测软件InterACT数据实时传输软件BJ公司的CEM FACTS PLUS固井设计、固井优化、实时监测与数据采集固井结束后的总结哈里伯顿注水泥设计及模拟系统OptiCem RT反演井下水泥浆的实时位置实时反演环空及薄弱点的ECD,保证安全施工对比设计及施工的泵压，以便其他井进行修正,一、国外固井近年来主要技术进展,国外固井技术进展,随着石油天然气的不断开发利用，逐渐转向深层、复杂气藏、海洋以及低渗透、非常规油气的开采利用。为了满足复杂深层油气藏、高酸

4、性油气藏、稠油油藏、海洋深水油藏、非常规油气藏、储气库（枯竭气藏、盐穴）、老油藏挖潜及海外复杂油气勘探开发的需要，经过多年的攻关研究，特别是“十二五”以来的攻关研究，固井技术已经取得了长足的发展，基本形成了系列配套的固井材料、工具及相应的固井工艺技术,二、中石油固井近年来主要技术进展,深井超深井固井技术有针对性的井眼准备及通井措施套管安全下入技术高性能的抗高温、高密度水泥浆体系窄间隙高密度钻井液条件下提高顶替效率的措施固井综合压稳、平衡压力固井技术保证固井施工安全的措施复杂天然气固井技术防气窜理论防气窜评价方法防窜固井工艺防窜水泥浆体系平衡压力固井技术水泥浆防窜性测试仪器,1、固井工艺,新疆及

5、川东北几个油气田平均井深,二、中石油固井近年来主要技术进展,水平井及大位移井固井技术固井优化设计套管安全下入技术（漂浮下套管技术）保证套管居中及提高顶替效率的措施低失水微膨胀及胶乳水泥浆体系等大尺寸井眼大温差长封固段一次上返固井技术紊流冲洗液配合加重隔离液提高顶替效率优选强度发展快低失水微膨胀水泥浆，保证对环空的有效封隔优选高性能敏感性低的缓凝剂与降失水剂，实现了大温差长封固段固井采用双密度、双凝水泥浆，配合环空加回压技术，实现平衡压力固井,1、固井工艺,中石油完成水平井情况,二、中石油固井近年来主要技术进展,特色固井水泥浆及前置液体系,高强度低密度水泥浆体系,高温深井水泥浆体系,高密度及超高

6、密度水泥浆体系,短候凝水泥浆体系,防窜水泥浆体系,抗盐水泥浆体系,胶乳水泥浆体系,防漏水泥浆体系,防腐蚀水泥浆体系,韧性膨胀水泥浆体系,大温差水泥浆体系,新型化学泡沫水泥浆体系,MTC、多功能钻井液体系,冲洗液、隔离液体系,2、外加剂及水泥浆体系,二、中石油固井近年来主要技术进展,大温差及配套系列缓凝剂获得突破,DRH-100L大温差缓凝剂，适用温度50120DRH-200L、BCR-260L大温差缓凝剂，适用温度80180DRH-310S、DRH-320S大温差缓凝剂，适用温度90190,2、外加剂及水泥浆体系,开发的大温差水泥浆体系适用温度范围宽，适用温差范围广，水泥浆柱顶部强度发展快，有

7、利于保证深井长封固段大温差固井质量，近3年来共应用近700口井,二、中石油固井近年来主要技术进展,开发了3种水泥石增韧材料（DRT-100L、DRT-100S、DRE-100S），形成了2套（中温、高温）韧性水泥浆体系，最高使用温度可达200，水泥石弹性模量较常规水泥石降低20%-40%。韧性水泥技术总体水平国内领先，替代了进口，在华北、大港、长庆储气库及页岩气等成功应用30多口井,国内外韧性水泥性能对比,DR系列增韧材料,DRE韧性膨胀水泥浆体系取得重要进展,二、中石油固井近年来主要技术进展,PVA（聚乙烯醇类）类降失水剂已经成熟，用量大幅上升AMPS类降失水剂克服了鼓包、包芯及高温稳定问题

8、胶乳水泥浆抗温及抗盐能力得到提高抗温达190、抗盐达15、密度范围为2.02.6g/cm3开发了防CO2腐蚀材料，形成了防腐蚀水泥浆体系磷酸盐水泥室内研究获得突破自修复固井材料开始研究，有初步进展,2、外加剂及水泥浆体系,二、中石油固井近年来主要技术进展,尾管悬挂器、分级箍等常规固井工具及附件已经形成系列，替代进口自膨胀材料及自膨胀封隔器取得突破（防窜自膨胀封隔器、代替固井自膨胀封隔器）,3、固井工具及附件,二、中石油固井近年来主要技术进展,尾管悬挂器开发获得新进展,随位自动脱挂旋转尾管悬挂器,旋转尾管悬挂器,可控尾管悬挂器,可膨胀尾管悬挂器获得规模商业应用,常规固井工具基本满足现场需求，旋转

9、尾管悬挂器、膨胀尾管悬挂器获得新进展,3、固井工具及附件,二、中石油固井近年来主要技术进展,各油田固井装备水平（水泥车、干混及批混装置）得到进一步提高，水泥车进行了的更新换代,4、固井装备,密度自动控制、批次混配系统得到普遍应用,固井质量智能化控制系统取得初步进展,二、中石油固井近年来主要技术进展,油井管自给率已经从20022007年一直徘徊在85左右提高到2010年的97%。产品在全面覆盖API 5DP和5CT的基础上，也开发了系列的非API钢级和特殊螺纹接头油井管塔里木油田设计开发了一套新型尺寸系列井身结构（塔标），采用51/2套管完井，确保4-1/2套管完井，满足了勘探开发需要,深井超深

10、井用油套管,5、油套管,二、中石油固井近年来主要技术进展,环空带压理论模型建立及技术应用紧密堆积水泥浆体系研究水泥环不收缩及弹塑性改造固井技术的信息化、智能化、集成化,6、固井基础研究,二、中石油固井近年来主要技术进展,持续研究,报告提纲,一、中石油固井近年来主要技术进展二、中石油固井技术面临的挑战三、下步研究方向及思路四、开展研究工作的建议,4大工程大庆油田4000万吨稳产长庆油田5000万吨上产，建成“西部大庆”建成“新疆大庆”（3300+1540+400）川渝地区300亿方上产3大接替领域页岩气，煤层气，海洋2个“半壁江山”天然气占总量50%海外产量占总量50%1个“牛鼻子”提高单井产量

11、,十二五CNPC上游业务的“4321”目标,二、中石油固井技术面临的挑战,中国石油2000-2008年完成井数与进尺情况对比图,近几年，为满足储量高峰期工程和保持油气产量箭头朝上的需要，钻井工作量持续快速增长，屡创历史新高，2011年钻井进尺较2005年增加87.7，深井超深井及复杂天然气井越来越多,中国石油近年来完成井数与进尺情况对比,中国石油国内原油产量变化情况,二、中石油固井技术面临的挑战,煤层气,深水深层,石油天然气勘探开发钻井领域不断扩展,致密气致密油,页岩气,重油、油砂,极地,页岩油,可燃冰计划,二、中石油固井技术面临的挑战,高温高压分布广泛我国的几大油气区如新疆的塔里木盆地、准噶

12、尔盆地、川渝地区、松辽深层，以及中亚的乌兹别克斯坦、土库曼斯坦，均存在着高温高压问题，一般井深在4500-7000m，井温在150-240，压力在100-150MPa以上松辽深层地区地温梯度4/100m，4500m井深地温超过180乌兹别克斯坦的费尔甘纳盆地地层压力达到了140MPa以上,1、复杂深井超深井固井技术,二、中石油固井技术面临的挑战,复杂地层分布广泛如塔里木盆地的窄密度窗口、易漏层，塔里木油田、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦的巨厚盐膏层等,盐膏层：A区盐膏层厚度450米左右，B区盐膏层厚度900米左右。上下盐层为纯盐层，局部含有高压盐水层。,阿姆河右岸气田盐层分布,塔里木油田大北气田古近

13、系对比图,1、复杂深井超深井固井技术,二、中石油固井技术面临的挑战,井漏和窄密度窗口的漏喷对固井的挑战,低压漏失井、窄安全密度窗口井堵漏存在较大难度，提高地层承压能力困难；国内防漏外加剂、防漏水泥浆体系及配套施工工艺一方面不能保障施工安全，另一方面封固质量不能满足要求,迪那地区目的层裂缝发育,川渝地区多层压力体系，高低压力相间，喷漏共存,1、复杂深井超深井固井技术,二、中石油固井技术面临的挑战,2、复杂天然气井固井技术,在阿姆河右岸气田前期统计的193口井中，带压井39口，占总井数的20.2%；固井时发生气窜有14口，占总井数的7.3%,环空带压对天然气井长期安全生产的挑战,国内目前深层气井环

14、空气窜和带压问题突出，严重影响了天然气井生产和安全，如川渝地区、塔里木油田、松辽深层天然气、土库曼斯坦，部分页岩气、储气库井等,二、中石油固井技术面临的挑战,酸性气体分布广泛松辽盆地深层高含CO2，川渝地区、土库曼斯坦高含H2S,3、酸性气藏固井技术,含H2S和CO2气体对水泥石、套管及工具具有腐蚀作用，目前在高含H2S、深层高含CO2防腐抗温固井技术还很不完善，不同地层流体介质情况下对水泥石强度、寿命的影响还缺乏研究,二、中石油固井技术面临的挑战,直井 水平井 直井压裂 水平井压裂,水平井钻井技术实现储层接触最大化，增加可动用储量，增加单井产量尤其是水平井多段压裂技术的突破，推动水平井技术再

15、上新台阶,4、页岩气固井技术,水平井固井质量不理想，压裂过程中都出现了一定的复杂（桥塞遇阻），可能与固井质量有一定关系，水平井生产套管固井质量直接影响分段压裂与井筒完整性,我国主要盆地和地区的页岩气资源量为（15-30）1012m3，具有良好的发展前景,二、中石油固井技术面临的挑战,5、致密油气固井技术,国外页岩气、致密油主要采用“水平井+多段压裂”的开发方式，大幅度提高了单井产量，推动了非常规油气藏有效开发 体积压裂对水平井固井质量及水泥环密封性能要求高，目前部分井水平段固井质量优良率低，体积压裂施工风险高，存在压窜可能，需要开展提高水平段固井质量研究,中国致密砂岩气资源量约为12万亿立方米

16、，展望未来20年中国天然气产量构成前景，预计到2030年，非常规天然气的产量占到天然气总产量的50%以上，致密砂岩气将为之做出巨大贡献,二、中石油固井技术面临的挑战,储气库建设已经列入中国天然气安全稳定供气的重点工程。“十二五”期间建成天然气年工作气量130亿方，第一批已进入尾声，第二批正在启动,6、储气库固井技术,第一批建设的储气库,第二批启动的储气库,二、中石油固井技术面临的挑战,保证井筒长期注采密封性是保证储气库长寿命、安全运行的关键，难度大，技术要求高,华北油田储气库固井难点储层埋藏深（35005300米）地层温度高（110 157 0C）地层情况复杂（坍塌、漏失）气藏亏空严重（0.1

17、8 0.95）一井出问题，整气库报废,储气库井一次固井质量要求高运行时需要承受注、采交变载荷，对井筒密封性能（管串、水泥环）要求高单井封隔质量差，影响整个井组安全运行窜气、带压处理难度大，管理复杂，成本高,储气库井固井的特殊性：,二、中石油固井技术面临的挑战,深水油气资源勘探开发现状我国是世界上海底油气资源非常丰富的国家之一，有“第二个波斯湾”之称，但是，由于国内海洋钻井装备技术薄弱，配套能力差，对外依赖度高，致使海上油气田开发进程缓慢中国海洋油气年产量达到5000万吨油当量，成功建成一个“近海大庆”。深水油气资源正在加紧勘探开发，致力再建一个“深水大庆”,7、低温深水固井技术,二、中石油固井

18、技术面临的挑战,低温深水固井的主要问题表层低温 密度“窗口”狭窄，地层易压漏潜在的浅层水窜和气窜顶替效率差对水泥浆的基本要求水泥浆密度低顶替效率高较短的过渡时间和较快的强度发展泥线固井低水化热水泥环具有长期密封完整性,7、低温深水固井技术,深水海底温度,二、中石油固井技术面临的挑战,“十一五”期间中石油完成了海外油气全球业务布点，形成了“中亚-俄罗斯、中东、美洲、非洲、亚太”五大海外油气合作区。“十二五”末，海外油气作业产量将达到2亿吨,占据“半壁江山”，规划要求自主勘探支撑5500万吨,8、海外油气田复杂井固井,二、中石油固井技术面临的挑战,伊朗(南阿、北阿、南帕斯)储层非均性强，压力系统复

19、杂，裂缝发育伊拉克(哈法亚、鲁迈拉、绿洲)多层严重漏失、井壁不稳定、密度窗口窄土库曼斯坦（阿姆河右岸）深井，高温、高压、高产、高含硫、含巨厚盐膏层哈萨克斯坦（阿克纠宾地区）封固段长，环空间隙小，井漏，气窜，固井质量差委内瑞拉（胡宁4）位垂比大、摩阻大，钻进、下管柱困难,施工区域逐步向难点地区推进，井下地质条件复杂，钻井难点及问题多，给固井提出了挑战,8、海外油气田复杂井固井,二、中石油固井技术面临的挑战,报告提纲,一、中石油固井近年来主要技术进展二、中石油固井技术面临的挑战三、下步研究方向及思路四、开展研究工作的建议,复杂井一次作业成功率有待提高提高固井一次作业成功率，是确保工程技术安全的关键

20、，是提高固井质量的保障，省略后期补救作业复杂层间有效封隔能力不强实现层间有效封隔，是后续安全钻井的保障，是提高开发效益的保障长寿命封固质量无法确保固井的长期封固质量，是延长油气井寿命的关键，是提高单井综合经济效益的关键,有办法 无把握,核心问题：密封完整性 结构完整性 腐蚀完整性,三、下步研究方向及思路,三、下步研究方向及思路,实现三个完整性的四个主体方向，解决有有办法、无把握的问题,三、下步研究方向及思路,目前固井技术研究的现状只是一项现场应用工程，尚未形成学科应用技术研究多，基础理论性研究少短期技术研究多，长期深入性技术研究少固井基础理论由目前的定性化评价向定量化评价的方向发展由理论研究向

21、指导现场的方向发展,1、研究现状及发展趋势,三、下步研究方向及思路,固井材料及外加剂单一工程性能向多功能性能转变从水泥浆研究向水泥石特性研究转变水泥环从实现短期封隔向保证长期密封的方向发展固井装备向集成化、信息化、智能化方向发展实现仿真模拟与监控一体化固井工具发展从管串附件向工艺配套功能发展从常规工具向个性化、更可靠的方向发展,1、研究现状及发展趋势,固井基础理论紧密堆积理论研究 顶替效率研究 环空带压及完整性评价研究固井材料添加剂及水泥浆体系研究 特殊固井工具研究智能化固井系统研究配套固井工艺技术,三、下步研究方向及思路,2、研究方向,以服务于油气勘探开发业务为目标，以提升固井技术水平和核心

22、竞争力为出发点，加强固井技术发展的战略规划和管理以基础理论研究为突破，以创新固井工艺技术为核心，实现装备、工具及附件、外加剂、软件的共同发展坚持科研与生产相结合，工程与技术相结合，发挥直属院所、企业院所和石油院校的技术优势和人才优势，调动生产企业的积极性,三、下步研究方向及思路,3、指导思路,报告提纲,一、中石油固井近年来主要技术进展二、中石油固井技术面临的挑战三、下步研究方向及思路四、开展研究工作的建议,四、开展研究工作的建议,紧密堆积理论研究机理研究及模型建立堆积材料评价、筛选和研制顶替效率研究前置液驱替及机理研究冲洗效果评价研究影响顶替效率的综合因素研究顶替效率模型建立顶替效率评价模拟实

23、验室建设,四、开展研究工作的建议,环空带压及完整性评价 水泥石力学特性研究水泥环破坏准则研究密封完整性模型建立模拟实验室建设及试验智能化固井系统研究固井工程建模研究固井工程设计与仿真模拟系统研究固井工程监测与控制系统研究固井监测仪器集成与测试,四、开展研究工作的建议,固井材料、添加剂及水泥浆体系研究新型外加剂研制与性能优化 水泥石改性材料研究与水泥石特性评价 高温大温差水泥浆体系研究重点为超过120及低于100的大温差水泥浆体系研究广谱性缓凝剂开发及高温缓凝剂水泥浆稳定性问题抗盐水泥浆体系深入研究高温抗盐水泥浆、低温抗盐水泥浆水泥浆体系及性能完善AMPS类水泥浆、胶乳水泥浆及弹塑性水泥浆,四、

24、开展研究工作的建议,固井材料、添加剂及水泥浆体系研究低密度、高密度水泥浆体系完善 低温早强外加剂及体系技术完善 水泥石长期抗高温技术研究稠油热采井、地热井固井、煤气化井固井水泥石防收缩问题及产生微裂缝问题的研究防止收缩、长期稳定封隔技术自修复材料,四、开展研究工作的建议,特殊工具研究漂浮接箍及配套工具研制金属密封分级箍研制遇油遇水膨胀封隔器研究液压扶正器研制耐磨蚀浮箍研制振动固井工具研制新型尾管悬挂器研制煤层气分段完井工具研制,四、开展研究工作的建议,智能化固井系统研究 模拟软件系统开发指挥控制系统研究硬件系统配套研究固井工艺配套大位移井漂浮固井、半程固井等振动固井技术及工具复杂深井超深井固井

25、复杂天然气固井超长大位移固井特殊工艺井固井海洋深水固井,报告提纲,中石油固井现状、面临挑战及开展研究工作的建议复杂井固井应用设计,复杂井固井技术进展及应用设计,报告提纲,油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素,复杂井固井应用设计,2010年第一批储气库建设启动以来，经过近两年的建设，辽河等6家油田储气库项目除大港、长庆外，各油田储气库全面进入施工收尾阶段，2013年二季度开始陆续注气投产,一、油气藏型储气库固井设计,1、中石油储气库建设现状,按照集团公司的统一部署，2014年中国石油在上游继续启动第二批储气库建设

26、工作，主要包括华北兴9、吉林双坨子等5个建库区块，设计总工作气量21亿立方米,1、中石油储气库建设现状,一、油气藏型储气库固井设计,储气库井与常规油气井的区别,储气库固井难度大，要求高，保证固井质量困难,一、油气藏型储气库固井设计,一、油气藏型储气库固井设计,质量和寿命要求高：1口井可以毁掉1个气库，寿命3050年功能不同：常规井只采不注，压力递减，而储气库井要满足气库大吞大吐和交变应力的影响老井多、处理要求高：储气库主要建在已开发过的油气田和盐矿，老井多、井况复杂，且封堵质量要求与常规的油气田老井封堵有很大的区别,2、储气库固井的特殊性及难点,井深、井眼尺寸大，目的层衰竭严重所带来的井身结构

27、优化井筒管柱及附件质量要求高，需要加强检测面临地层漏失、地层承压堵漏、地质卡层、老井封堵等难题优化完井工艺和管串设计对气库扩容和安全运行重要储气库的业主、设计方、施工方、监督方的协调和管理,地层压力低，易漏失，高性能低密度水泥浆配方设计及保证安全施工困难部分井段井径不规则，套管居中难度大多采用水平井，井眼多次承压处理，顶替效率低部分井上部地层存在水、气窜多种复杂并存，固井施工综合难度大,中石油在建储气库一次固井的共性难点,保证一次固井质量合格率及盖层段的封固质量是保证储气库长期安全运行的关键,2、储气库固井的特殊性及难点,一、油气藏型储气库固井设计,华北储气库井深、井眼大，潜山埋深大于4300

28、mC-P盖层易垮易漏，密度窗口窄，坍塌压力系数约为1.43左右，破裂压力系数约为1.53井身结构复杂，固井井段长，尤其是盖层一级封固段也达1300-1600m，加之上部钻井液液柱压力，井筒静液压力当量密度1.50，接近地层破裂压力,华北油田储气库固井难点储层埋藏深（35005300m）地层温度高（110 157）地层情况复杂（坍塌、漏失）气藏亏空严重（0.18 0.95）一井出问题，整气库报废,2、储气库固井的特殊性及难点,一、油气藏型储气库固井设计,一、油气藏型储气库固井设计,3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施,现场施工及综合配套技术,韧性膨胀水泥浆体系,井眼准备,提高顶替效率,储气库

29、固井技术,一、油气藏型储气库固井设计,（1）井眼准备提高井身质量，为固井创造良好的井筒条件早期处理，强化地层承压堵漏措施，提高地层承压能力（逢漏即封，由一次性承压堵漏改为分段随钻堵漏）优选钻井液体系，防止井壁失稳，保证井径规则固井前进行对裸眼段进行承压试验，求准破裂压力，以此优化设计，进行“三扶”通井,3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施,（2）提高顶替效率的主要措施优化扶正器的加量及安放位置，保证套管的居中度根据井下情况及井壁的稳定程度，充分调整钻井液性能，降粘降切采用低粘切的预冲洗液配合高效冲洗隔离液（加大用量）针对混油钻井液，隔离液应具备强洗油能力根据地层承压情况确定合适的顶替排量，

30、采用大排量顶替，不采用紊流顶替,一、油气藏型储气库固井设计,3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施,水泥浆、隔离液及钻井液,冲洗隔离液基本要求 体系沉降稳定性能良好 冲刷井壁、驱替钻井液的效果良好 与水泥浆、钻井液的相容性良好 针对混油钻井液驱油效果良好,研究有效的冲洗液选用菱角形加重材料配制冲洗液，增强了对井壁虚泥饼的冲刷能力，提高了水泥石的界面胶结强度使用先导低密度低黏切抗钙污染钻井液在注前置液之前注入40-60m3先导浆，既降低了环空液柱压力、弥补了地层承压能力的不足，又起到了稀释清洗井内黏稠钻井液的作用，从而避免了水泥浆与钻井液接触变稠，提高了顶替效率扶正器使用旋流发生器和旋流扶正器

31、，提高了不规则井眼井段水泥浆的顶替效率采用大排量注替7尾管固井的最大注入排量和顶替排量分别达到了2m3/min和2.7m3/min,华北储气库提高顶替效率的技术措施,一、油气藏型储气库固井设计,（3）韧性水泥浆采用紧密堆积技术优化低密度水泥浆，提高水泥浆的综合性能，解决地层承压能力低的问题在保证水泥浆综合性能的前提下，对水泥石力学性能进行改造，降低水泥石的弹性模量，解决长期注采交变应力影响问题，在对水泥石力学性能改造的同时，不能破坏水泥浆的其他性能韧性水泥浆配方主要难点水泥石韧性与强度之间的矛盾（弹性模量低则强度低）韧性与安全施工之间的矛盾（增韧材料加量大施工存在困难或风险）外加剂与弹性材料配

32、伍性好，水泥浆浆体稳定性好，水泥石体积不收缩性，早期强度发展快，并有长期的强度稳定性,3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施,一、油气藏型储气库固井设计,水泥浆稠化时间长（倒挂），调整困难；浆体稳定性差；破坏水泥的晶格结构，抗压强度大幅降低；施工时下灰困难，固井质量得不到保证,（4）现场施工及综合配套技术优化钻井液、前置液、水泥浆浆柱结构，采用平衡压力固井技术加强现场水泥浆的复核工作，把好最后一道关口保证固井工具及附件的可靠性，加强入井的检查多车联注，采用批混技术，保证入井水泥浆密度均匀保障施工装备，确保施工连续，做好固井突发预案,3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施,一、油气藏型储气库

33、固井设计,严把关口，一切以固井质量为中心，井况、井眼等施工环境和施工设备未达到要求的决不能进行固井施工,实行“一井一策”,华北苏桥储气库固井难点储层埋藏深（35005300m）地层温度高（110 157）地层情况复杂（坍塌、漏失）气藏亏空严重（0.18 0.95）,大港板南储气库固井难点地层压力系数较低，东营组顶界地层易发生漏失固井各层套管水泥返至地面，一次封固段长，施工难度大储气库井对固井质量要求高、难度大,一、油气藏型储气库固井设计,4、初步形成的配套技术,（1）DRE韧性膨胀水泥浆体系,开发了中温及高温2套韧性膨胀水泥浆体系,提高水泥石的韧性，同时增韧材料和水泥浆具有良好的配伍性，能够均

34、匀分散，和其他外加剂体系兼容无副作用,提高水泥浆的悬浮稳定性，提高水泥石中固相量，提高强度,水泥浆流变性好、失水量低，综合性能满足工程要求,确定了水泥弹塑性改造的方案,高温：DRT-100L+DRE-100S中温：DRE-100S+DRT-100S低温盐水：DRB-3S,固相：微硅其他：增加高温下液相粘度,降失水剂：中温及高温缓凝剂：中温、高温分散剂：外掺料：漂珠、石英砂等,降低弹性模量，提高泊松比,韧性膨胀水泥浆,加入弹模低、泊松比高的材料合适的形状及粒径分布，亲水性好,依据紧密堆积原理，优选其他配套外掺料及外加剂，强度适中,满足现场安全施工的要求满足2-3天质量检查要求满足长期密封的要求,

35、韧性膨胀水泥浆体系,增韧材料,超细活性材料,配套外加剂,一、油气藏型储气库固井设计,DRE韧性膨胀水泥攻克的技术难点水泥石韧性与抗压强度之间的矛盾（影响强度及结构）增韧材料及与安全施工之间的矛盾（影响下灰及密度）外加剂与弹性材料配伍性之间的矛盾（影响浆体性能，良好相容性）,韧性水泥增韧效果图示,一、油气藏型储气库固井设计,4、初步形成的配套技术,（1）DRE韧性膨胀水泥浆体系,69,中低温韧性水泥浆体系：增韧材料DRE-100S、降失水剂DRF-300S、增强材料DRB-1S等（大港板南、长庆、北京管道大港储气库）,一、油气藏型储气库固井设计,70,高温韧性水泥浆体系：增韧材料DRT-100L

36、、降失水剂DRF-120L、增强材料DRB-1S、玻璃微珠等（华北苏桥储气库等）,水泥在110-120存在晶相转化点高温条件下，水泥、外加剂、韧性材料相互作用，既满足安全施工、固井质量、韧性改造的要求,一、油气藏型储气库固井设计,冲洗隔离液技术采用新型加重材料与油基钻井液冲洗液，增加前置液用量（1.15g/cm3，40m3），提高冲洗、隔离效果平衡压力固井技术固井作业前做好承压试验3胶乳低密度水泥浆，尾浆：1.90g/cm3DRE膨胀韧性水泥浆）井眼准备技术下套管前采用“三扶通井；调整钻井液性能（低粘切）提高套管居中度技术软件模拟，合理设计扶正器种类和数量，保证套管居中度大于67%DRE膨胀韧

37、性水泥浆技术实现水泥石韧性改造，提高水泥环的长期力学完整性，保障后期注采高效、安全运行,一、油气藏型储气库固井设计,4、初步形成的配套技术,（2）固井配套技术,以华北苏桥储气库固井为例,固井是一项综合的工程，要想固好井，必须从各方面入手，采取有效措施，降低每一项因素对固井质量的影响。储气库固井工作中，严格执行“技术+管理”的方式,采用综合措施，加强过程控制与管理，提高固井质量,一、油气藏型储气库固井设计,4、初步形成的配套技术,（2）固井配套技术,井和井之间差异大、影响因素多，把好每个环节，加过质量控制及过程控制,报告提纲,油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高

38、密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素,复杂井固井应用设计,生产套管可采用先悬挂再回接的方式完井，尽可能减少裸眼段长对于技术套管，如上层套管下入较深，尽可能采用先悬挂再回接的方式进行中完作业，避免一次性固井的不利因素对于不能避免使用分级箍的井，应选好分级箍安放位置，合理分配一、二级固井井段，严格施工，降低风险对于存在漏失的地层，必须采取堵漏作业，提高地层承压能力后再实施固井作业。,1、对于深井、超深井，尽可能优化井身结构，缩短裸眼段长度，避免同一裸眼段存在多压力系统，降低固井作业风险,二、深井超深井固井设计,针对漏失性地层试验具有堵漏功能的水泥浆体系试验高强度韧性水泥浆体系应用抗高

39、温大温差水泥浆体系对抗高温、高密度水泥浆体系、低密度水泥浆体系进行完善、改进应用防酸性气体腐蚀的水泥浆体系,2、深入开展深井抗高温水泥浆体系的评价与优选,高密度水泥浆固井的技术关键,二、深井超深井固井设计,油气层活跃可考虑选用膨胀式或顶部带封隔器的尾管悬挂器，隔断气窜通道井眼不规则的井眼，可考虑采用旋转尾管固井，提高顶替效率积极采用管外封隔器进行封隔，防止层间窜通；对于恶性漏失层段，积极应用膨胀管、波纹管进行先期封漏套管扶正器应从结构、强度、旋流效果等方面进行筛选继续研发小井眼扩眼工具，增大固井间隙,3、加强固井工具的攻关与试验，为保证固井质量提供硬件保障,二、深井超深井固井设计,强化模拟通井

40、技术，确保套管安全顺利下到设计井深使用了不同的承压试验技术（井口憋压、泥浆加重、提高循环排量），摸清楚地层承压能力。采用了提高顶替效率的系列技术 科学合理地安放扶正器 调整钻井液和水泥浆流变性能 做好水泥浆污染试验 优化隔离液和冲洗液配方推广防窜的系列固井技术 摸清气窜规律和地层压力窗口 控制钻井液进出口密度，监控钻井液中全烃含量 采用平衡压力固井技术（施工前压稳、施工中压稳、水泥浆候凝失重时的压稳）采用防窜水泥浆体系及两凝蹩回压技术,4、深井超深井固井工艺技术措施,二、深井超深井固井设计,采用防漏固井技术高性能高强低密度水泥浆体系（耐高压高性能的减轻材料）防漏、堵漏水泥浆体系进一步完善深井超

41、深井水泥浆配方及性能根据实际井下条件和要求优选水泥浆配方（防止高温沉降和包芯问题）增加现场模拟实验，确保施工安全对水泥浆的顶替效率及水泥浆的防窜性能进行定量评价采用先进的地面施工工艺技术采用批混技术，使水泥浆密度和排量得到保证采用高能混浆系统保证高密度及低密度水泥浆的混配质量采用集灰器保证供灰均匀采用三参数仪表进行实时监测,4、深井超深井固井工艺技术措施,二、深井超深井固井设计,深井复杂压力系统在不同套管层次对界面胶结影响大解释结论应包括第一界面胶结程度、第二界面胶结程度和水泥环层间封隔能力,5、改进固井质量检测手段，改进评价方法，综合固井施工和测井评价结果，使解释结果更能反映实际情况,二、深

42、井超深井固井设计,钻井设计要考虑固井质量问题，围绕如何提高固井质量钻井技术和钻井液技术固井施工是多工种、多单位联合作业，做好井眼准备，做好各施工单位准备协调工作，只有各环节组织周密、准备到位，才能确保施工质量持续科研工作，在加强基础理论研究的同时，所有的科研工作围绕现场出现的困难展开，持续稳步推进,二、深井超深井固井设计,牛东潜山构造位于渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷，在河北省雄县境内。牛东1井井深达6027m，温度达201，测试日产原油642.91t，日产天然气56.26104m3，是渤海湾盆地乃至中国东部目前发现的深度最大、温度最高的超深潜山油气田由于牛东构造地层压力高，油气活跃，气侵现象频繁

43、，而且井下垮塌严重，潜山地层易漏失，加之井底温度高，给固井施工带来了很大难度和风险,二、深井超深井固井设计,现场应用实例,（1）华北牛东地区概况,井深 井深（5500-6000m），井下状况复杂，下尾管时间长，套管安全下到底及套管居中困难井底温度高 静止温度162，循环温度140、压力（近80MPa），抗高温水泥浆配方筛选难底大提高顶替效率困难提高顶替效率困难，对隔离液筛选、钻井液与隔离液的相容性要求高环空间隙小 215.9mm井眼下177.8mm套管，环空间隙小，固井时施工压力高，保证安全施工及提高顶替效率困难潜山层位易发生漏失 保证安全施工及水泥浆返高困难尾管固井 对工具及附件的可靠性及现

44、场操作要求高,二、深井超深井固井设计,牛东102井井身结构,（2）177.8mm尾管固井难点,以牛东102井177.8mm尾管为例,牛东102井8钻头井径曲线,二、深井超深井固井设计,（3）采取的主要技术措施保证钻井液性能，防止垮塌加强通井的技术措施，保证尾管安全下入采用高性能的隔离液，保证提高顶替效率采用加砂抗高温稳定性好的双凝胶乳水泥浆，保证环空良好的胶结采用1.55g/cm3配合1.87g/cm3常规密度水泥浆固井，降低液注压力，防止漏失采用可靠性高的悬挂器，保证下得去，挂得住，倒得开，起得出，保证施工安全,二、深井超深井固井设计,牛东101井177.8mm尾管下深5584.16m，悬挂

45、器位置4406.84m，井底温度162，采用胶乳水泥体系，领浆密度1.55g/cm3，尾浆密度1.87g/cm3,牛东101井四开井身结构,领浆,密度：1.55g/cm3稠化时间：380minAPI失水量：45mL24h抗压强度：14.1MPa上下密度差：0.03g/cm3游离液：0,固井质量合格,二、深井超深井固井设计,（4）应用的水泥浆体系,牛东102井177.8mm尾管下深5989m，悬挂器位置4400m，井底温度161，采用胶乳水泥体系，领浆密度1.55g/cm3，尾浆密度1.87g/cm3,固井质量优良,领浆,密度：1.55g/cm3 稠化时间：420min API失水量：43mL

46、24h抗压强度：14.6MPa 顶部强度：11.2MPa/72h 上下密度差：0.03g/cm3 游离液：0,二、深井超深井固井设计,（4）应用的水泥浆体系,（5）应用的冲洗液隔离液配方 冲洗隔离液配方：清水+4%DRY-S1悬浮剂+2%DRY-S2高温悬浮剂+2%DRH-100S缓凝剂+1%DRH-200S缓凝剂,隔离液与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，兼有冲洗液和隔离液的双重作用，保证了深井小间隙条件下对钻井液的有效冲洗,二、深井超深井固井设计,注入冲洗隔离液液8m3注入低密度及常规密度水泥浆27.5m3注入后置液2m3，替入密度1.38g/cm3的钻井液59.4m3高密度水泥返出套管前替

47、浆排量控制在1.2m3/min，常规密度水泥浆返出套管后排量降至0.5 m3/min6m3钻井液碰压14MPa，起钻至喇叭口500m,二、深井超深井固井设计,（6）现场施工,胶乳药水,报告提纲,油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素,复杂井固井应用设计,三、大温差长封固段井固井设计,随勘探开发技术的进步，钻井逐渐向深层发展，年钻6000m以上超深井300口以上，井深增加、井温升高、封固段增长、固井复杂程度增高，固井占整个钻井的比例增重，投资大幅提高常规水泥浆固井易出现超缓凝、固井质量差等问题，无法满足大温差固井需

48、要为解决深井简化井身结构、节约成本、提高固井质量等方面的问题，开展了大温差固井技术研究,1、大温差长封固段固井概况,水泥在110120存在晶相转化点，常规缓凝剂适应能力差，实验过程中易出现“鼓包”、“包芯”等问题，且水泥浆在高温下沉降严重，固井施工存在安全隐患 缺少耐温超过150且性能稳定的外加剂产品，水泥浆在高温下沉降严重，固井施工存在安全隐患常规水泥浆体系适应温差范围窄，尤其是低密度水泥浆在大温差条件下顶部强度发展缓慢，易出现油气水窜及超缓凝等问题缺乏适应长封固段固井的高效冲洗隔离液缺乏适应长封固段的固井工具，尚未形成配套的固井工艺技术,三、大温差长封固段井固井设计,2、大温差长封固段固井

49、存在的难点,前期技术现状及存在的问题,通过水泥水化机理研究结合水泥外加剂分子结构设计，开发出适用于大温差条件固井的水泥浆降失水剂及缓凝剂，攻克水泥外加剂抗高温难题及缓凝剂晶相转化点两侧的吸附难题，设计适合不同温差范围的水泥浆体系针对高温深井、长封固段井、复杂井眼条件顶替效率低的难题，开发抗高温隔离液悬浮稳定剂、油基钻井液冲洗液、特色加重材料，研发出高效冲洗隔离液体系，克服了固井过程中冲洗效果差、顶替效率低的难题通过大温差水泥浆体系、高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、固井工具、套管安全下入等方面先进成熟适用技术的集成，形成大温差固井配套工艺技术,3、大温差长封固段固井技术思路,三、大温

50、差长封固段井固井设计,突破了降失水剂及缓凝剂抗高温难题 突破了缓凝剂晶相转化点两侧的吸附难题 突破了常规高温水泥浆超缓凝难题突破了高温条件下水泥浆体系稳定性差的难题,以DRF-120L降失水剂和DRH-100L缓凝剂为主剂，适用温度50120的水泥浆体系以DRF-120L降失水剂和DRH-200L缓凝剂为主剂，适用温度80180的水泥浆体系以DRF-120L降失水剂和DRH-310S、DRH-320S缓凝剂为主剂，适用温度90190的水泥浆体系,4项突破,3套适用于不同温度段的水泥浆体系,三、大温差长封固段井固井设计,4、大温差水泥浆体系,难点 在120附近稠化曲线容易“鼓包”稠化试验过程中，