固井质量分析与措施-副本

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1、江汉油区固井质量分析与对策一、存在的固井质量问题(1)、拖25斜-1-7井油层段替空拖25斜-1-7井完钻井深3516米。油顶3261.8米,油底3434.4米,返深2500米,阻位3470米,管外封隔器位置:3350-3360米。固井。注前置液10m3(固井盐水),压力3-5MPa;注水泥601,压力3-OMPa;压塞1讦;大泵替井浆39nf,压力3-14MPa;水泥车碰压,压力由8MPa上升至15MPa;继续碰压至21.5MPa,封隔器座封,稳压3min,放冋水(0.2n?),压力表指针冋零、断流。在换装水泥头的过程中,浮箍、浮鞋失效,井口冋流。重新顶替时,胶塞失效,造成多替。测声幅

2、。人工井底3501.20m;水泥浆上返至1500-2555m,2555m以下井段替空。导致固井质量问题的原因:1、浮箍、浮鞋失效,导致回流。2、胶塞失效,导致第二次顶替吋未碰压。(2)、张27斜-6井水泥浆缓凝张27斜-6井完钻井深2249m;完井讨论要求:油顶2181.4m,油底2189.8m,水泥返深1000m,阻位2215m,管外封隔器下深2162-217加的井段。实际①139.7mm套管下深2246.34m;管外封隔器下深2167.01-2169.9m。水泥浆配方与试验:配方:三峡G级水泥+盐水(水灰比46%)+G33SX2.5%+FRCX1.8%+XP-lX1.2%;试验条件:

3、试验温度74°,压力35MPa;试验结果:稠化时间213min,失水量111ml,强度27.2MPa。2007年12月5日固井。注冲洗液(驱油剂WG168)4m3;注隔离液(盐水)4m3;注三峡G级水泥60t(附加47.6%),水泥浆密度最高1.96g/cm3,最低1.80g/cm平均1.93g/cm3;替泥浆26.9m3;碰压15MPa,并加压至24MPa座封封隔器;开井、关环空、候凝。施工正常。2007年12月7H,第一次测声幅(候凝42h),水泥返高1040m,人工井底2217m。中-上部盐层发育井段出现声幅值“盐层低,砂泥岩段高”的现象,即自然伽玛曲线与声幅曲线显现同步起伏。见

4、图1。由上而下,随井深增加,声幅基值逐渐降低。屈典型的缓凝现象。见图2。图2声幅基值随井深增加而降低2007年12月9日,第二次测声幅(候凝60h),声幅曲线特征同第一次。2007年12月16口,第三次测声幅(候凝240h),屮-上部盐层发育井段出现声幅值“盐层低,砂泥岩段高”的现彖,即自然伽玛曲线与声幅曲线显现同步起伏。全井声幅基值接近于零,油、水层段及层间封隔段声幅值小于15%。原因分析:水泥浆试验温度高于井底循环温度,水泥浆缓凝。(3)、王云斜16井返高不够王云斜16井完钻井深1770m。完井讨论要求油顶:1352.4m,油底:1734m返深:1250m;阻位:1750m;管封17

5、42~1747m。实际套管下深1766.69m。2008年1月2日固井。注前置液7m3(其中驱油剂3m3,冲洗液4m3),压力2MPa。注水泥30t,压力3-OMPao平均密度1.89g/cm压塞In?。大泵替浆19m3,压力0-4.5MPa,替浆过程屮漏失泥浆约1.7m3o水泥车碰压、坐封1.2m3,压力由2.5MPat15Mpa,稳压2min,继续加压至20MPa,2min后下降至5MPa(说明胶塞失效并井漏),迅速放回水0.Im3,开井、关环空候凝。2008年1月4口测声幅,水泥返高1320m,低返70m,测深1623m,声幅曲线出现“盐层低,砂泥岩段高”的现象,即自然伽玛曲线与

6、声幅曲线显现同步起伏。下小钻杆通井后,于1月11日重测,水泥返高1319.5m,测深1753m,声幅曲线出现明显的微环隙现彖。测声幅遇阻原因:泥浆中原油较多,堵漏材料未清除干净,原油和堵漏材料在低温井段聚结成块,堵塞井筒。低返原因分析:固井顶替过程屮发生井漏造成低返。(4)、广2平1井分级箍关闭塞中途搁置广2平1井完钻井深3630m。完井讨论要求采用后期裸眼完井方式,油顶2845.8m,油底3598m,返高2300m。①139.7mm套管下深3596.84m,盲管下深3593.54-3596.40m,管外封隔器下深3593.54-3590.60m,分级箍下深3589.46-3590.61

7、mo2008年1月4口固井。加压8/15MPa,稳压5min,管外封隔器座封;继续加压至20MPa,打开分级箍,建立循环;注驱油冲洗液8m3;注隔离液4m3;注水泥浆,水泥浆密度1.86-1.98g/cm3,平均1.92g/cm注压63MPa;压塞4m3(清水);大泵顶替43n?(预替42.1m3,实际顶替至47m放回水4代),替浆压力2.5/15MPa;未碰压;关井候凝。2008年1月7日测声幅。水泥返高2348m,测深32

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