华北油田复杂井固井技术
邓艳华１王野１钟德华。
（１华北石油管理局钻井工艺研究院，河北任丘；２
摘要针对华北油田二莲阿南、哈南高压注永呆油区块
和冀中潜山澡井医块固井难度大和固井质量差等问题。华
北石油管理局钻井工艺研究院在二连地区采用早强、膨胀和
低失水水泥浆．并配合使用套管外封隔器、酉凝固井工艺技
术，解决了低温高压洼水调整井圄井作业中存在的问题，提
商了固井质量；在冀中地区采用低密度、高强度、零析水、成
膜型降＿赶水水泥浆，配合采用双压原凝固井工艺技术．有兢
防止了井蔫、油水互审辱井下复杂事故，提高了固井质量。
早强、膨胀和低失水水泥浆低温早强，失水量小于２００ｍｌ，，
在凝结过程中能产生有效膨胀，韧凝和搀凝时间较短，能有
效防止气聋及油水互章．成膜型悻失水水泥浆失水量小于
１００ｍ】，，密度和稠化时间易调｛有机塑性高分子胶粒在水泥
凝结过程申由于被压缩而徽膨胀，能有效补偿水泥石孔隙压
力、达到时审、改善水泥石韧性和变形能力的目的。
关键词：水泥浆水泥浆添加剂围井固井质量
１Ｅ二！Ｘ—Ｂ
华北油田已经进入开采的中后期，地质条件越
来越复杂，这对固井技术提出了更高的要求。华北
油田复杂井主要分布在二连的阿南和哈南高压注水
采油区块和冀中潜山深井区块。阿南和哈南地区主
力油层阿尔普组原始地层压力系数约为１．０，由于
长期高压注水，钻井液最高使用密度达１．９０ｇ／ｃｍ３。
虽然在固井中使用了分散水泥浆和低失水水泥浆，
并采取了打重泥浆帽、两凝或多凝等固井工艺，但由
于地层浅、温度低、产层压力高，固井后油水侵入环
形空间，甚至上窜至地面的现象始终投有得到很好
解决，造成油水同层与层间封隔很差或根本就不封
隔，很大程度上制约了油水井的找、卡水层、分层注
水及分层压裂、分层开采等措施的实施，严重影响了
油水井的开发效果。冀中潜山深井固井技术难度较
大的是尾管固井。其照因：①井跟环空间隙小，水泥
浆在窄环隙中上返时处于高剪切状态，摩阻大，易压
漏地层；②Ｐ１７７．８ｍｍ尾管固井时，水泥封固段长
（１５００，－２０００ｍ），给施工作业带来很大难度；◎环空
水泥环薄，对水泥石韧性要求较高；④水泥浆用量
少，对失水量控制要求高，并容易发生窜流；⑤尾管
悬挂器处出现瓶颈，过流面积小，极易堵塞和憋压造
成井漏；⑥长井段小间隙固井，水泥浆在凝固过程中
赵德喜１赵福祥１
华北石油管理局钻井四公司，河北晋州）
“失重”现象较常规井更加严重。由于以上原因，在
冀中潜山深井固井中，井漏、窜槽、水窜等井下复杂
事故时有发生，严重影响了油气井的勘探开发。
室内研究
】．阿南和哈南高压注水采油区块固井技术
从声波测井ＣＢＬ曲线分析，阿南和哈南部分复
杂井固井质量不合格．主要原因为：①油井水泥水化
时固有的高失水和高体积收缩，造成水泥环胶结质
量差、诱发井内油水窜流及油层污染；②由于产层压
力高，钻井液密度、粘度和切力较高，影响了钻井液
的顶替效率，使上部井段钻井液、前置液和水泥浆混
浆严重，此混浆胶凝强度发展快，在水泥浆凝结过程
中，阻碍了上部水泥浆液柱压力的传递，下部井段水
泥浆液柱压力逐渐降低，直到小于地层孔隙压力时，
出现地层流体外溢及油水互窜；③井底温度低，水泥
浆凝结速度慢，使得水泥浆“失重”时间长，增加了地
层流体入侵时间及发生油水互窜的可能性。为了提
高固井质量，在阿南和哈南部分井采用了套管外封
隔器、早强晦胀水泥浆体系及与其配套的综合固井
工艺技术措施。套管外封隔器能扼制地层流体在环
形空间窜流，阻塞流体向压力低的地层运移；早强油
井水泥浆凝结时间短，可有效缩短地层流体的侵入
时间；膨胀油井水泥可防止水泥收缩，在水泥水化早
期和后期均产生微膨胀（塑性膨胀和硬化膨胀），改
善水泥环与井壁、水泥环与套管之间的胶结强度，减
少并杜绝水泥浆凝固时产生的微缝隙，有效防止井
下油水互窜。水泥浆性能见表１和表２，配方如下．．
１＊保兴Ｇ级原浆
２４１８＋１％早强剂＋０．８％分散剂
３。嘉华Ｇ级原浆
４８３４＋１％早强剂＋０．８％分散剂
从表ｌ、表２可以看出，早强、膨胀水泥浆体系明
显缩短了水泥浆的稠化时间和过渡时间（即初凝和
终凝时间），提高了水泥石的早期强度，并产生微膨
钻井液与竞井灌?２００３年第２０卷弟２期?５ｌ? 万方数据
万方数据