塔河油田10区块

塔河油田10区块（精选四篇）

塔河油田10区块 篇1

1.井身结构对比

跃进区块普遍为四开制结构井, 一开井深在1500m, 主要目的是封隔第四系与新近系上部胶结疏松及易垮塌地层;二开井深一般在5120m, 前期二叠系放在三开, 在第二轮井位中将中完原则定为钻穿二叠系后进入卡拉沙依100m结束二开钻进;三开井深一般在7150m, 按照地质设计的目的层奥陶系一间房组顶界之上5-8m结束三开。四开则是进入奥陶系一间房组80m为原则完钻。

2.地层对比

跃进1区块和2区块地层各自具有相对的局部性特点, 在地层埋深、厚度方面差别不大;而同时, 区块之间则具有较强的差异性, 首先表现地层深度上, 跃进1区块比2区块在吉迪克组之后的地层普遍要深80-100m, 其次表现在地层系统厚度上, 跃进1区块二叠系基本厚度在110m, 跃进2区块基本在200m, 跃进1区块在二叠系层段普遍比二区块要薄80m, 2区块的二叠系钻进难度加大, 而且通过YJ3井地层分析可以看出, 二叠系厚度更是达到了557m, 显示出在此小区块该井段的钻井难度进一步加大。

二、施工进度对比

1.一开井段

跃进区块一开施工中, 平均一开用时8.48天, 其中钻井周期3.71天, 机械钻速在43.08m/h, 中完周期4.78天。YJ1-5井采用双扶及11”大尺寸钻铤钻进, 钻井周期最短, 为2.12天, 机械钻速最高, 为78.38m/h。虽然因下套管导管鞋处水泥环脱落遇阻, 再次通井, 中完周期4.69天, 一开周期仍然仅用6.81天。YJ3井钻井周期最长, 为5.54天, 机械钻速偏低, 为30.08m/h, 中完周期5.08天, 一开周期10.62天。YJ1-3井一开中完发生卡套管复杂, 处理无效后就地固井, 口袋451m, 一开泥岩段900-1300m普遍存在下套管阻卡情况, YJ2-5、YJ2-7一开下套管都出现一次下不到位的情况, 重点做好一开通井工作。

2.二开井段

YJ1-4井由于提前60m于3155m钻遇设计外的砾质粗粒长石砂岩, 导致下入的PDC提前报废, 更换牙轮钻头扫穿后, 再次下入的PDC在进入阿克库勒上部泥岩段后钻时仍然变慢, 导致致钻头严重磨损;后期下入的PDC型号与地层不匹配及牙轮、PDC交叠使用问题频繁出现问题的情况影响了钻井时效。YJ1-5井在扫塞完后钻进钻时变慢后, 于1963m下入PDC+螺杆钻具组合, 直至钻进至二叠系65m至5027m, 后期因长段二叠系发育, 采用4只牙轮钻穿后, 采用PDC钻头钻至中完井深, 大段二叠系发育是钻井周期相对偏高的主要原因。YJ2-1虽然机械钻速较高, 但由于钻进中二叠系发生两次井漏, 堵漏工作影响了时效。YJ2-4井由于过早使用PDC钻头及型号选择问题, 共计使用三只PDC钻头方进入二叠, 影响了钻井时效, 加之二叠系四次堵漏耗时10.2天, 钻井周期长达38.75天。

3.三开井段

三开是提速提效的关键所在, YJ1-6井用了22天, YJ1-7井用22.60天即完成了三开钻进任务, YJ1-5井除因水泥环卡及套管附件卡钻损失23.83天外, 使用26.73天完成三开钻进。其它井也基本在30天内完成钻进任务。跃进区块三开井段适合PDC钻进, 同时配合螺杆钻具可实现提速提效的目的, 关键为PDC钻头与螺杆的匹配与选择。

三、钻井施工难点分析

1.一开作业井岩屑量大, 环空返速低, 有害固相在上返过程中容易随滤液的渗透在井壁上形成虚厚泥饼而造成起下钻阻卡, 对后期下套管也造成不利影响。

2.二开井段上部地层胶结疏松, 是快速钻进的井段, 同时又因泥岩地层软, 吉迪克组的砂质泥岩含粉末状石膏层, 遇水软化、膨胀而造成缩径阻卡;砂岩地层渗透性好, 极易形成厚泥饼而出现阻卡。

3.库姆格列木群、侏罗系、三叠系哈拉哈塘组、阿克库勒组部分层段含有砾质粗粒石英砂岩, 对于PDC钻头损伤严重。三叠系和石炭系上部地层砂泥岩互层发育, 泥岩地层容易水化膨胀, 产生剥蚀掉块, 造成阻卡。

4.二叠系火成岩地层英安岩大段发育, 极易发生掉块阻卡和漏失, 固井过程中存在很大的井漏风险。

5.三开柯坪塔格组地层岩性硬脆, PDC钻头冲击大, 容易剥落掉块造成大肚子井眼, 存在阻卡风险;固井过程防止漏失风险。

四、认识与建议

1.跃进区块各井施工存在共性, 但也有较大差异, 做好邻井地层、钻头使用、复杂情况的调研和施工对比工作至关重要, 达到提速提效, 重点应对复杂, 避免事故重复发生的目的。

2.做好钻头与螺杆使用寿命的匹配仍然是跃进区块钻进的重点工作。

3.合理使用PDC与牙轮钻头, 重点处理好关键井段的安全过渡。重点做好中完作业的提速提效。

摘要：本文通过跃进区块地层、时效、施工进度、钻井工艺及参数对比分析, 根据难点及施工问题提出相应技术措施, 为后续井位施工提供借鉴。

关键词：跃进区块,地层对比,施工进度,难点分析,对策

参考文献

[1]肖国益.西部复杂井、超深井钻井难点及对策[G]//舒尚文, 王中华.中原钻井技术论文集.北京:中国石化出版社, 2006:54-60.

[2]张立新.张廷.王东.塔里木上部井眼阻卡原因及钻井液技术[J].西部探矿工程.2006, 18 (5) :162-163.

[3]余福春.韩立国.杨君明等。东河塘油田超深水平井钻井技术研究于应用[J].钻采工艺.2009, 32 (6) :22-26.

塔河油田10区块 篇2

塔河油田托普区块三开井段具有易剥落垮塌、井眼深度大、裸眼井段长、地层可钻性差等特点。并且在三开钻进过程中使用PDC钻头, 钻具扭矩很大, 为减小钻具疲劳、防止发生钻具断落事故, 钻进时转盘一般只有60-70rpm, 并且原本PDC钻头井身轨迹很难控制, 加上转盘转度低, 为了降低井斜、控制井身质量只能以牺牲机械钻速为代价。为缩短钻井周期, 托普区块三开井段采用“P D C+直螺杆”复合钻进技术, 钻进时螺杆转子转速150-200rpm, 转盘转速仅40rpm, 排量由40 L/s降至24~30L/s, 由于钻进参数的降低, 在螺杆钻进过程中未发生一起刺钻具及钻具段落现象, 节约了大量起下钻检查钻具时间, 保证井下安全;由于钻压较低 (4-8t) , 钻头转速高, 保证了三开井身轨迹质量, 加快了钻井速度, 缩短了钻井周期, 节约了钻井成本。2

2 优选PDC钻头

根据塔里木胜利钻井公司70120钻井队2010年钻井情况来看, 三开井段上部使用切削性更好的16mm齿DBS生产的81/2〞FMX553Z, 下部地层使用抗研磨性更强的13mm齿DBS生产的81/2〞FMX545Z钻头, 都取得很好的机械钻速。机械钻速明显比不使用螺杆提高2~5m/h, 详见附件1。

3 优化钻具组合及钻井参数

钻具组合采用小钟摆钻具结构:81/2〞P D C+430×4A10+Φ172m m直螺杆+61/4〞D C×1根+81/2〞扶正器+6 1/4〞D C×14根+4A11×410+5〞HWDP×15+5〞DP, 该组合结构简单, 实用, 有利于钻进和下钻作业, 减少阻卡的可能性。钻进时钻压不大于8t, 排量25L/s, 立压20~22MPa, 结合小钟摆钻具组合, 有利于井身轨迹的控制。

4 钻井液体系

托普区块三开井段是全井钻井施工过程中是所钻的地质层位最多, 岩性最杂, 难度也是最大的一个井段, 该井段所钻遇的地层有三叠系, 二叠系, 石炭系, 泥盆系, 志留系和奥陶系。其中三叠系的柯吐尔组的深灰色泥岩易吸水膨胀, 产生掉块, 致使井壁垮塌, 极易造成井眼复杂。二叠系的灰绿色英安岩, 也存在大块坍塌和漏失, 因此二叠系的防塌和防漏工作也是尤为重要。下部泥盆系的东河塘组存在大段砂岩, 并且发育良好, 渗透性极强, 又由于该层位的地层压力系数仅仅在1.08-1.13g/c m3, 但由于钻井液要满足上部二叠系的地层坍塌应力, 钻井液的密度已经达到了1.33g/cm3, , 所以在此层位极易因为钻井液密度过高而造成压差卡钻。志留系的灰绿色泥岩也吸水膨胀, 产生掉块, 致使井壁垮塌, 形成大肚子, 造成井眼复杂。并且整个三开井段地层井底温度高, 钻井液易严重稠化, 地层矿化度高, 钻井液易污染。因此针对以上所存在的难点, 托普三开井段采用聚磺防塌钻井液体系, 在现场施工中要求钻井液做到应具有较强的抑制性、防塌能力、封堵能力和润滑能力及抗污染能力。

在二开原钻井液的基础上加大S M P-1、SJ-1、SPNH在钻井液中的有效含量, 控制钻井液的HTHP及中压失水, 并补充WFT666, 增强钻井液的抗高温和防塌能力。

在地面上清除有害固相是实现低固相的关键, 只有作到及时、有效、最大限度地使用固控设备, 才能避免有害固相在钻井液中积累。振动筛、除砂器、除泥器等与钻井泵同步运转, 严格控制钻井液中的劣质固相含量和低密度固相含量。根据需要, 间断使用离心机。必要时及时对钻井液进行置换, 降低钻井液中劣质固相浓度。

5 常见问题

使用螺杆钻进, 钻头转速高、排量低, 钻头泥包成为最常见的难题, 尤其是卡拉沙依组“上泥岩段”;另外在东河塘组主要为中、粗粒砂岩, 研磨性强, 大大降低了PDC钻头的使用寿命, 极大地影响整口井的钻井周期。

5.1 解决PDC钻头泥包, 钻井液在转型时

要把握好恰当时机, 保证转型后钻井施工正常进行, 转型后控制钻井液良好的性能, 保障井壁稳定。最好在转型前起钻换钻头和螺杆, 新钻头正常钻进后开始转型, 避免转型后长井段起下钻PDC钻头易泥包。

工程上进入三开后, 先用牙轮钻头钻穿二叠系和PDC钻头易泥包的卡拉沙依组“上泥岩段”, 然后采用“PDC+直螺杆”复合钻进技术继续钻进。在起钻前充分循环, 将井底清洗干净。下钻时严格控制下钻速度, 严禁猛刹猛放, 避免钻头水槽包死。下钻到底应先循环1小时冲洗井底, 排量尽量高, 然后小钻压开始钻进逐步加至正常钻压。

5.2 北石生产的直螺杆使用寿命近

200h, 但国内最好的、抗研磨性最强的DBS的81/2〞PDC钻头纯钻时间最高在160~180h, 所以三开井段必须使用两只PDC钻头, 并且每口井第二只PDC钻头必须配一根新螺杆, 且纯钻时间只有50h左右, 得不到充分利用。“PDC+直螺杆”复合钻井技术, 转速高, 并且东河塘组中粒砂岩, 加剧了钻头磨损, 客观降低了PDC钻头的使用寿命。如能解决PDC钻头的使用寿命问题, 将进一步大大缩短钻井周期, 降低钻井成本。

6 结论

采用81/2〞DBS钻头、小钟摆钻具组合、聚磺防塌钻井液体系, 应用“PDC+直螺杆”复合钻进技术, 塔河油田托普区块每口井仅三开井段钻井周期就能缩短30天左右, 真正实现了快速钻进, 为塔河油田增储上产、为国家石油工业的发展做出巨大贡献。

参考文献

[1]《T P222井钻井井史》.吴世成著.2010.[1]《T P222井钻井井史》.吴世成著.2010.

[2]《TP206X井钻井井史》.吴世成著.2010.[2]《TP206X井钻井井史》.吴世成著.2010.

[3]《T P119井钻井井史》.韩韬著.2010.[3]《T P119井钻井井史》.韩韬著.2010.

塔河油田托甫台区块油气藏特征分析 篇3

一、托甫台区块各层位油气发育情况

TP208井位于TP3CH井井口北西279°2ˊ55.68"方位, 平距3, 663m, 位于TP12CX井井口南西229°26ˊ51"方位, 平距2, 210m, 位于TP12-6井井口南西182°36ˊ31"方位, 平距3, 303m。现依据本井录井井段地层岩性组合及测井曲线特征并结合邻井及区域资料, 将各层位油气显示情况由上至下依次进行划分对比 (见表1) 。

(一) 白垩系下统卡普沙良群舒善河组 (K1s) 。

本组为厚层-巨厚层状泥质岩发育的砂泥岩略等厚互层滨浅湖相沉积, 砂质岩粒度较细, 以细、粉砂岩为主。TP208井录井过程中见3层高倍数气测异常层, 其中在井段3903.00~3909.00m, 气测全烃:0.286↗63.848%, 对比系数223.24, 组份:C1:0.0526↗44.3097%、C2:0.0720↗1.1586%、C3:0↗0.9822%、i C4:0↗0.1227%、n C4:0↗0.1243%、i C5:0↗0.0462%、n C5:0↗0.0151%;岩屑含油试验无显示;槽面出现针尖状气泡15%, 并发生略微的上涨, 钻井液密度1.20↘1.18g/cm3, 粘度42↗49s。测井对应录井显示井段解释为1层含油水层, 测井数据GR:61.1~55API, SP:25~31mv, CAL:12.3in, RXO:1.43~1.56Ω·m, RT:0.65~0.53Ω·m, DEN:2.26~2.28g/cm3, CNL:27.8~25.6%, AC:89.9~85.3μs/ft, SH:15~6.6%, POR:19~20.7%, K:48.4~212md, SW:86.1~76.4%;

2层油气层, 测井数据GR:62.3~52.6API, SP:15~40mv, CAL:12.2in, RXO:1.97~1.75Ω·m, RT:0.96~0.92Ω·m, DEN:2.32~2.26g/cm3, CNL:24.6~23.5%, AC:86.6~87.8μs/ft, SH:4.4~17.5%, POR:22.3~16.1%, K:576~288md, SW:57.8~49.4%;1层油水同层, 测井数据GR:56.3~53.9API, SP:20~26mv, CAL:12.1in, RXO:1.64~1.54Ω·m, RT:0.64~0.77Ω·m, DEN:2.25~2.22g/cm3, CNL:25.5~25.1%, AC:88.2~82.1μs/ft, SH:19.2~13.3%, POR:16.3~18.9%, K:17.2~46.2md, SW:71.4~66.2%。综合解释为1层含油水层, 2层油气层, 1层油水同层, 累计视厚18.50m。

与邻井对比, TP3CH、TP3两口井未见油气显示, TP12-6井仅见一层水层显示, 根据本井录井资料及井区圈闭分析, 说明托甫台区块白垩系下统卡普沙良群舒善河组油气藏类型可能属于岩性圈闭隐蔽型凝析油气藏。

(二) 泥盆系上统东河塘组 (D3d) 。

本组为一套厚层状砂质岩夹薄层泥质岩组合的滨海砂坝相沉积, 砂岩色调为灰白色, 色浅且均一, 成分成熟度高, 结构成熟度好, 胶结致密。油气显示主要集中在顶部, TP12-6井综合解释1层差油气层, 视厚5.50m, TP12CX井1层含油水层, 视厚3.50m, 本井1层水层, TP3井1层差油气层, 视厚8.00m。

由以上四口井所处相互间位置和油气发育情况对比可见, 本井区泥盆系上统东河塘组油气显示具有自南向北, 自西向东变好趋势。

(三) 志留系下统柯坪塔格组 (S1k) 。

本组为砂泥岩等厚互层的潮坪相沉积, 纵向上三分特征, 即上部砂质岩与泥质岩略等厚互层, 中部泥质岩夹砂质岩, 下部为泥质岩与砂质岩略等厚互层。本组油气显示主要集中在上部, TP3井综合解释2层油气层, 累计视厚7.50m;1层油水同层, 视厚4.50m;3层含油水层, 累计视厚38.50m。本井3层可能油气层, 累计视厚29.00m。TP12CX井1层差油气层, 视厚6.32m;1层含油水层, 视厚20.58m。TP12-6井3层水层。

由以上四口井所处相互间位置和油气发育情况对比可见, 本井区志留系下统柯坪塔格组油气显示具有南东向西北方向变好趋势。

(四) 奥陶系上统桑塔木组 (O3s) 。

本组为一套泥岩与灰岩等厚互层的台缘斜坡相沉积, 纵向上残留1~3个旋回的碳酸盐塌积序列, 一般泥岩较灰岩发育, 泥岩普含灰质, 灰岩不纯, 泥质含量较重。本组油气显示主要集中在中、下部, 本井与TP12-6井分别解释5.00m、3.50m的差油气层, 而其余两井未见油气显示。本井录井在6196.00~6201.00m井段, 钻时由33↘18min/m, 全烃由0.410↗25.846%, 槽面显示最高峰针尖状气泡达20%。岩屑中明显见灰色灰质泥岩、浅灰色细粒岩屑石英砂岩、灰色灰岩砾及次生矿物方解石晶体、黄体矿;方解石晶体含量<1%, 无色透明, 自形~半自形晶, 晶粒直径0.1~3mm;黄体矿呈斑块状、星点状分布, 半自形~他形晶。后效显示全烃由0.884↗29.208%, 槽面显示最高峰针尖状气泡达25%;持续时间48min。测井井径严重扩径达16.7in。储层评价为溶洞-裂缝型灰岩。

由以上四口井所处相互间位置和油气发育情况对比来看, 本井区奥陶系上统桑塔木组油气藏显示为碳酸盐岩岩溶-裂缝型, 其油气显示的优劣取决于台缘斜坡带的岩溶作用强度和碳酸盐序列的塌积规模。

(五) 奥陶系中统一间房组 (O2yj) 。

塔河油田托甫台区块各井实钻揭示的一间房组, 属开阔台地相沉积环境, 局部生物礁滩相。本井共揭示顶部52.00m, 岩性为浅黄灰、黄灰色 (油迹、油斑) 泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。

本井岩石岩性较均一, 结晶程度高, 成份由方解石100%组成, 以泥晶结构为主, 次为砂屑泥晶结构, 基质岩性致密, 重结晶、白云石化等后生作用微弱。录井结合钻时、岩屑、气测等现场资料, 综合解释井段6423.00~6430.00m和6441.00~6462.00m为油气层。完钻后对井段6369.43~6395.66m进行试油, 日产油41.2t/d, 日产气7540m3/d。

TP3CH井实钻奥陶系中统一间房组 (O2yj) 顶深6176.00m, 自然完井并建产, 日产油142.6t, 不含水。TP12-6井实钻奥陶系中统一间房组 (O2yj) 顶深6373.00m, 完钻后自喷生产, 日产油93.2t, 不含水。TP12CX井实钻奥陶系中统一间房组 (O2yj) 顶深6359.30m, 自然完井建产, 日产油161.6t, 不含水。由以上四口井对比可见, 总体来说本井区向东方向油气显示较差, 其它方向油气显示较好。说明了奥陶系中统一间房组油气显示横向非均质性、各向异性强, 单层油气层可比性差的特点, 其含油气性受裂缝、孔洞的发育程度及其连通性、是否充填等因素影响。

二、结语

通过上述分析, 对托甫台区块油气藏特征得出以下几点认识:

第一, 塔河油田托甫台区块最好的油气藏为奥陶系中统的一间房组, 其次为白垩系下统卡普沙良群舒善河组、泥盆系上统东河塘组、志留系下统柯坪塔格组、奥陶系上统桑塔木组, 而下第三系始-古新统库姆格列木群、三叠系上统哈拉哈塘组、中统阿克库勒组、石炭系下统卡拉沙依组、巴楚组虽然具有优越的砂岩储层, 但均为北倾的单斜构造, 未能捕获下部地层的油气流, 所以多为水层、含气水层, 难以形成具有工业油气流的油气藏。

第二, 托甫台区块奥陶系中统一间房组, 发育岩溶缝洞型圈闭, 结合区域资料及本井实钻录井、测井、测试等结果, 综合评价:本井奥陶系油气藏类型属于具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏。油气藏储盖组合及保存条件完整, 圈闭与烃源供给的时空配置关系优越, 有利于油气聚集成藏, 具有较好的开发前景。

第三, 通过TP208井实钻与邻井TP12CX、TP12-6井、TP3CH、TP3相对比, 本井区好的油气显示主要集中于奥陶系中统一间房组, 但同处于阿克库勒凸起西南斜坡托甫台东南断裂带附近位置的五口井, 油气显示和产量差别却很大, 尤其是处在构造相对较高位置的TP3井竟然在酸压后见水不见油。充分证明本井区碳酸盐储层的非均质性和各向异性, 也表明了塔河油田托甫台区块奥陶系储层主要受控于岩溶及断裂发育程度, 而构造对油气层聚集控制作用不明显。

第四, 本井实钻除在主要目的层奥陶系下统一间房组获得工业油气流外, 分别在白垩系下统卡普沙良群舒善河组, 石炭系下统卡拉沙依组、巴楚组, 志留系下统柯坪塔格组以及奥陶系上统桑塔木组均有不同级别的油气发现。说明了塔河油田托甫台区块具有多层系、多类型的油气藏赋存的特征。

摘要：通过对新疆塔里木盆地塔河油田托甫台区块TP208井实钻录井、测井、测试及区域资料综合分析, 对白垩系、泥盆系、志留系和奥陶系油气显示情况进行对比评价, 寻找不同层位油气显示级别和空间分布规律, 从而对该区块油气藏特征进行阐述, 为进一步精细研究本区油气藏地质条件、部署勘探开发方案及加大储量动用程度提供基础资料。

关键词：油气藏分布特征,奥陶系中统一间房组,岩溶缝洞型油气藏

参考文献

[1] .翟晓先.塔河油田勘探与评价文集[M].北京:石油工业出版社, 2002

塔河油田盐下区块盐膏层固井技术 篇4

1.1 下套管遇阻

该区块盐膏层具有蠕变性能, 盐膏层蠕变性会严重破坏水泥环的质量, 从而挤压套管使之变形, 严重影响了后续施工作业和油气井的寿命, 甚至会使气井报废。钻井周期变长, 部分盐层井段扩径或石膏层井段缩径, 使井眼不规则, 井径、井斜变化大, 部分井盐膏层段平均井径扩大率高达15%。裸眼段长, 在下套管过程中扶正器对虚泥饼具有一定的破坏作用, 刮落的泥饼造成环空堆积, 这种情况下也可能导致下套管阻卡。

1.2 固井漏失

在该区块中许多口已钻完井在作业过程中发生漏失, 环空间隙小, 流动阻力大造成砂堵, 憋漏地层, 影响固井质量。

1.3 抗高温和抗盐问题

井底温度高, 钻井液中CL-浓度很高, 在高温下将使水泥浆产生分散、密度升高、闪凝等多种效应, 所以, 必须满足水泥浆得抗高温和抗盐的性能。

2 塔河油田盐膏层固井主要技术措施

2.1 合理的井身结构

塔河油田地质情况很复杂, 地层中膏盐层分布极不均匀, 地层压力系统大小各异, 井身结构设计方法不能只根据常规的地层压力和地层破裂压力梯度来考虑。要达到良好地对盐膏层固井, 保证作业任务的完成, 井身结构的设计很重要。膏盐层井身结构设计和套管设计关键点如下:

(1) 按常规方法设计膏盐层以上的井身结构;

(2) 采用欠饱和盐水聚磺钻井液体系钻穿膏盐层至以下几十米, 下入强度较高的套管;

(3) 考虑套管的抗外挤特性来设计膏盐层段的套管强度, 用最大上覆岩层压力来计算膏盐层段套管的抗外挤力;

(4) 使用扩孔器来扩孔可以防止卡钻和保证水泥环的强度。

2.2 进行盐膏层蠕变速率的检测和控制

下套管之前, 通过前后两次对盐膏层段井径的测量与检测, 这个过程可以计算盐膏层的蠕变速率, 从而确定下套管的最长时间, 最终保证套管的顺利下入。同时考虑套管间隙中水泥环的厚度, 达到设计要求, 保证套管不被挤毁。相应地, 也可通过调整钻井液性能, 有效地钻井液可以抑制盐膏层的蠕变。

2.3 密度高、抗盐能力强的水泥浆体系

盐膏层固井时采用半饱和盐水水泥浆不仅具有抗高温、抗岩盐、防止油气窜流的性能, 还具有一定的降滤失性。而且可以有效的减少盐溶解对水泥浆失水、强度和稠化等的影响以及钻井液和水泥浆接触使得水泥浆性能变差。固井时选用相容性好、高效稳定的隔离液, 使得钻井液及水泥浆比较稳定。良好地隔离液可以很好地具有隔离、缓冲以及携带冲刷泥饼的功能。增强水泥浆的顶替效率。清除井壁上附着的假泥饼。使水泥浆有效地胶结在地层上。最终提高水泥环的质量。

2.4 合理的环空液柱组合

合理的环空液柱组合对于长裸眼的盐膏层固井尤为重要。当水泥浆由液态转化为固态时, 引起失重现象。导致水泥环质量差。为了实现从井底向上的分段凝固, 使用双凝或多凝的水泥浆柱组合到达部水泥浆的稠化时间相对延迟的效果, 另外, 还要从整体上综合考虑钻井液、隔离液或冲洗液与水泥浆之间的性能。充分提高顶替效率。为了达到平衡固井的目的要确定流态, 模拟计算压力变化, 同时还要逐步优化排量、压力、密度等参数。

2.5 井眼规则稳定

提高膏盐层段的钻井水平, 规则稳定的井眼是前提条件。对易缩径的地层进行钻进时, 采用特殊的钻具组合, 来扩大盐膏层井段的井眼直径, 从而使套管能够顺利下入, 并形成良好的水泥环厚度。同时适当的钻井液体系, 也可以维护井壁稳定。

3 xx井盐膏层固井施工实例

3.1 基本情况

x x井是一口重点探井, 位于沙雅隆起哈克库勒凸起东南斜坡带, 主要钻探目的是以奥陶系中统一间房为主要目的层, 兼顾三叠系和石炭系, 进一步评价各目的层段储层发育特征、横向展布规律及含油气性。而有效封固岩层是探索盐下目的层的基本保证。

3.2 钻井液配方及性能

三开盐层以上采用聚合醇聚磺钻井液体系, 盐层采用欠饱和盐水聚磺钻井液体系。基本配方: (3.5-4.5) %膨润土+ (0.1-0.2) %Na OH+ (0.1-0.2) %Na2CO3+ (0.3-0.5) %K PA M+ (3-5) %S M P-2+ (3-5) %SPNH+ (2-3) %改性沥青+ (2-3) %聚合醇防塌剂。钻井液密度从1.17g/cm3逐步提高到1.64g/cm3。固井前钻井液性能为:密度1.66 g/c m3, 粘度, 静切力3/10P a, 泥饼厚0.5m m, A P I滤失10m L, 动切力11P a, 塑性粘度35 m Pa·s, PH值9。

3.3 地层概况

上层套管下深5285m, 即盐层段5057~5318m。顶部含膏层, 底部为砂泥岩互层段。

3.4 井径概况

在该井三开井段刚开始由于钻井液中盐的浓度未达到饱和状态的要求, 从而使上层套管管鞋到套管鞋以下50m出现了大于414.85mm超大不规则井眼, 此外井段的位置的井径比较规则, 平均井径为356.075m m, 平均井径扩大率只有14.42%, 井身质量较好。

3.5 下套管

三开完钻后, 采用Φ311.2mm钻头钻至井深5285m, 当钻至5263m, 出现井漏。初步断定为套管鞋处和二叠系处井漏, 进行了六次堵漏施工, 最终井底钻压恢复正常。下入Φ (244.5+273.1) mm复合套管, 管鞋下深5283m, 采用尾管悬挂和回接单级固井方式。

3.6 水泥浆性能

现场施工注水泥浆过程中, 水泥浆密度均匀, 达到了设计要求:ρ:1.60g/cm3、FV:50~70S、PV:30~45m Pa.S、YP:4~13Pa、G:2~5/5~15、API FL:4~5ml、p H:8.5~10、HTHP:≤12ml、MBT:25~35g/l、V s:20~30、C s≤0.3%、K f≤0.08、C l-:160000~175000mg/l。

3.7 固井质量评价。

固完48h以后, 通过测量固井声幅值, 结果显示固井质量合格。

4 认识与结论

(1) 欠饱和盐水水泥浆体系的性能比较为稳定, 水泥浆对盐岩溶解的速度比较慢。在凝固这段时间内, 基本能保证井壁稳。

(2) 三开欠饱和盐水聚磺钻井液体系严格控制膨润土含量。高密度钻井液的流变性的好坏, 膨润土的含量起到关键作用, 膨润土具有一定的抗盐、膏污染的能力, 同时也能控制钻井液滤失量和造壁性。

(3) 在xx井盐膏层固井施工的成功应用, 证明该水泥浆固井适合该地区盐膏层固井, 建议在该地区盐膏层固井中推广。

摘要：塔河油田部分地区的深部地层分布有相当厚度的盐膏层, 在钻井过程中井壁不稳定, 出现缩径、垮塌问题, 盐岩的塑性流动甚至损毁套管, 给钻井和固井施工带来了严重的难题。文章在分析盐膏层的特点和固井工程中存在的难点的基础上, 着重论述盐膏层固井的措施。