淺談側(cè)鉆井水層注汽工藝技術(shù)在冷家油田的應(yīng)用

冷家油田的地質(zhì)條件復(fù)雜。稠油藏在b2332產(chǎn)層中有一個(gè)相對活躍的水層。固井易腐，注蒸汽吞咽和開采。水泥環(huán)受交變熱應(yīng)力的影響，上升和下降，淹沒和惡化，原油日產(chǎn)量顯著下降，嚴(yán)重影響了礦山的正常生產(chǎn)。其中大部分是巨大的原油生產(chǎn)潛力。為了恢復(fù)產(chǎn)能,該地區(qū)采用了射孔擠竄、側(cè)鉆換底、化學(xué)凝膠封堵等多種措施,但都未見到明顯的效果。因此,在冷51164井第2次側(cè)鉆中,鉆穿水層至油層上面的泥巖夾層2～3m,在未打開油層之前,對產(chǎn)層上部水層裸眼井段成功地實(shí)施了擠注超細(xì)水泥預(yù)封堵工藝,并在隨后的生產(chǎn)中,降低了頂水對油層生產(chǎn)的影響,取得了良好的效果。1注汽排蒸法水層固井段m-2002年第2次冷51164井出水主要是因?yàn)楫a(chǎn)層上面存在一個(gè)較活躍的水層,1995年該井鉆至1265m后出現(xiàn)嚴(yán)重水浸,鉆進(jìn)時(shí)不用配鉆井液,而且每天還得放掉十余立方米的鉆井液,用〉177.8mm技術(shù)套管固井后,該段水泥環(huán)竄槽,其原因是由于水置換所致;1998年第1次側(cè)鉆后下尾管固井封隔水層射孔完井,取得了較好的效果,原油日產(chǎn)量恢復(fù)到12t,但是經(jīng)過4輪次注汽吞吐采油后,出水量突然增加,原油產(chǎn)量驟然下降,原因是側(cè)鉆井水層段固井質(zhì)量差,油水層之間隔層較薄,僅有3m左右,在注汽生產(chǎn)后,套管外水泥石受到交變熱應(yīng)力破壞,環(huán)空竄通,頂水下竄,水產(chǎn)量增高,原油產(chǎn)量劇降,無法正常生產(chǎn),又加之此段套管損壞,因此關(guān)井停產(chǎn)。該井油層條件較好,側(cè)鉆后可望再次獲得較高產(chǎn)量,但要恢復(fù)產(chǎn)能,保持長久生產(chǎn),解決頂水下竄顯得非常重要。2密封工藝2.1密封設(shè)計(jì)2.1.1目的解決頂水層固井時(shí)水置換竄槽,開采時(shí)防止頂水下竄淹沒油層,影響原油生產(chǎn)。2.1.2要求在油層頂部的水層井眼周圍形成大直徑的高強(qiáng)度、致密而又長效的隔水墻,層面形成高強(qiáng)度、致密而又長效的阻水隔板。2.1.3擠注封閉水層預(yù)封堵起出搭接段內(nèi)的尾管,在1299m井深以下打水泥塞封死原井眼,再在1296m井深處第2次開窗側(cè)鉆,并在鉆穿水層而未打開油層之前,對該水層裸眼段實(shí)施擠注封堵,達(dá)到預(yù)封堵的目的,然后再沿?cái)D注井眼鉆穿油層固井射孔,實(shí)現(xiàn)長期、有效無頂水干擾的再生產(chǎn)。2.1.4地層水化反應(yīng)超細(xì)水泥是由API標(biāo)準(zhǔn)油井水泥再次粉碎細(xì)化的產(chǎn)物,粒徑小,平均粒度為6μm,最大粒度為15μm,不到標(biāo)準(zhǔn)油井水泥粒徑的1/10,對大多數(shù)地層而言,僅為其孔隙喉道直徑的1/3～1/2,很容易進(jìn)入地層深部微縫隙;比表面積大,水化反應(yīng)速度快,流動(dòng)性好,不易出現(xiàn)閃凝、堵憋等事故;施工安全、長效,可以有效解決頂水下竄問題。2.1.5改善水泥漿性能根據(jù)該水層的特點(diǎn),采用粒度D90<10μm的LH-II型超細(xì)水泥作為該井堵劑,并通過添加水泥外加劑來調(diào)節(jié)水泥漿性能。要求水泥漿密度為1.70～1.80g/cm3,稠化時(shí)間大于3h,在30min、7MPa條件下,失水小于100mL,24h抗壓強(qiáng)度大于10MPa。堵劑配方:LH-II型超細(xì)水泥+1%JX-II型降失水劑+0.8%SXY減阻劑。前置液為1200萬聚丙烯酰胺溶液,濃度3%。2.1.6隔離劑量(1)0m井筒設(shè)計(jì)為達(dá)到充分清洗和隔離的目的,管內(nèi)按500m井筒設(shè)計(jì),則應(yīng)需要前置液Vg=500×10-3v式中,v為井筒容積,L/m;Vg為前置液用量,m3。(2)根據(jù)密封間隔的長度、密封半徑、地層孔度和附加系數(shù)，確定封閉劑的用量v=r2h式中,r為封堵半徑,m;h為封堵井段長度,m;φ為地層孔隙度,%;c為系數(shù),%;V為堵劑用量,m3。2.1.7車輛和設(shè)備的建設(shè)15m3清水罐車3臺(tái),400型水泥車1臺(tái),700型注水泥自動(dòng)混漿車1臺(tái),裝超細(xì)水泥自動(dòng)下灰罐車2臺(tái)。2.2下入井,確定井底投入(1)將〉156mm通徑規(guī)下至1264m深處通井,合格后起出1308.5m以上搭接段內(nèi)尾管柱。(2)下〉88.9mm光鉆桿至1308m處,用熱水洗井,然后打水泥塞,注入密度1.90g/cm3的G級水泥漿2m3,上提管柱至1298m井深處,反洗井至無水泥返出為止,起出管柱,下鉆頭待水泥候凝24h后探水泥塞面,鉆掉1298.5m井深以上水泥塞。(3)安裝封井器,試壓15MPa,30min不刺、不漏,壓力降為0。(4)下導(dǎo)斜器于1296m井深處開窗,鉆至1324m處。下入光鉆桿至1323.8m處,注清水補(bǔ)滿井筒,關(guān)封井器試擠,擠入1.6m3,泵壓3～5MPa,回吐0.1m3,吸收量較大。(5)打開封井器,注入前置液。首先注入超細(xì)水泥漿8m3,然后關(guān)閉封井器擠入余下的水泥漿和設(shè)計(jì)替量,排量300～600L/min,泵壓5～10MPa。(6)上提管柱300m,反洗井至井口無水泥漿返出為止,然后分批擠入清水5.0m3,最高泵壓達(dá)到18MPa。(7)候凝一定時(shí)間后起出井內(nèi)管柱,下入鉆頭待水泥漿形成結(jié)構(gòu)時(shí),探水泥面,清理鉆出原井眼至1322m處,待水泥候凝24h后,檢查封堵質(zhì)量。(8)質(zhì)量合格,繼續(xù)鉆井,最后鉆至1392m,下尾管固井,射孔完井。2.3固井質(zhì)量評定2002年10月3日開窗側(cè)鉆,鉆井液密度為1.13g/cm3。鉆遇水層時(shí)有輕微的水浸,然后在鉆穿水層后用超細(xì)水泥擠注封堵并清理出水層段側(cè)鉆井眼,待水泥漿候凝24h時(shí),試壓合格,用原鉆井液繼續(xù)鉆進(jìn),未再出現(xiàn)水浸,鉆達(dá)目的井深完鉆后下〉127mm尾管固井,施工正常,碰壓后候凝24h測聲幅檢查固井質(zhì)量,如圖1所示。1291～1332m擠堵段封固質(zhì)量優(yōu),尤其是第2界面即封堵界面與固井水泥環(huán)外界面膠結(jié)更好,膠結(jié)指數(shù)達(dá)到100%,本水層段無竄槽。雖然由于水泥漿液柱壓力大于油層壓力,水泥漿在候凝過程中搭接段內(nèi)水泥漿下沉低返,而且產(chǎn)層段封固質(zhì)量不好,但是產(chǎn)層上部的水層封固質(zhì)量優(yōu),因此該井固井質(zhì)量評定為合格。11月射孔后注蒸汽生產(chǎn),原油產(chǎn)量增加,平均日產(chǎn)原油7.9t,最高日產(chǎn)原油11.4t,平均日產(chǎn)水3.8m3,最高日產(chǎn)水6.3m3。3井第2次側(cè)鉆穿水層+未開排水層,未關(guān)閉油層之前,在裸眼井段擠注超細(xì)水泥封堵頂水方案(1)對側(cè)鉆井水層實(shí)施擠水泥預(yù)封堵可以解決常規(guī)固井難以解決的水置換竄槽問題,確保固井質(zhì)量,延長油井開采壽命。(2)在冷51164井第2次側(cè)鉆鉆穿水層而未打開油層之前,在裸眼井段擠注超細(xì)水泥封堵頂水,施工安全,工藝簡單,效果良好