提高调整井固井质量技术(2)

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。

169

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

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