[发明专利]一种分级变密度固井工艺

说明书

技术领域

本发明涉及油井开采技术领域。

背景技术

侧钻作为开采老区剩余油、提高老区采收率的一种高效、经济的手段；越来越受到各大油田的高度重视，并作为一种主要的增采手段。在江苏油田每年的侧钻量在40口以上，年增产在4万吨以上，而在全国各大油田的年侧钻量在几千口井，随着油田开发的不断深入，侧钻井裸眼的长度也在不断的增加，侧钻裸眼长度从最初的100多米增加到现在的600米左右，有的井甚至达到1000米以上，而侧钻井固井质量一直是影响侧钻井使用寿命的主要原因，据统计现在侧钻井的平均寿命在3年左右，如何提高侧钻井的固井质量，延长侧钻井的使用寿命，各大油田也在不断的探索，主要的方法有两个：（1）是扩眼；（2）是采用低密度固井技术，但这两个技术都有各自的缺点：（1）扩眼技术，主要是采用特殊的扩眼工具，把φ118mm的井眼扩大到φ140mm左右，但是这种扩眼技术所使用的扩眼工具不成熟，而且受到原井眼（φ124mm）限制，正常的扩眼率在10%左右，而且扩眼大幅度延长了侧钻井施工周期，大幅度增加施工成本，所以这种技术没有大规模的推广，各大油田只是做了相关的试验；（2）低密度固井技术，主要是降低水泥浆的密度，来提高固井质量，由于侧钻井本身的环空间隙很小只有14mm左右，不到常规井的一半（常规井在30mm以上），降低水泥浆的密度，显然会降低水泥浆的强度，虽然现在有一些高强度的添加剂能够提高低密度水泥浆的强度，但与常规水泥浆强度相比还是有一定的降低。所以这两种方法，还不能完全解决侧钻井固井质量差的难题。

由于侧钻井是在老井内，打的一支定向小井眼，属于老区调整井，固井的难点主要有以下两个方面：

（1）    环空间隙小

侧钻井大多是在φ139.7mm套管内开窗侧钻，使用φ118mm的钻头+φ73mm的加重杆+φ73mm的钻杆的钻具组合。所钻的井眼的井径大概在124mm。完井采用的是φ95.25mm的小套管，这种套管的节箍的尺寸为φ105mm，所以侧钻井在本体处的环空间隙只有14.38mm，在节箍处的环空间隙为9.5mm，这样的间隙不到常规井的一半，所以这样小的间隙，对于固井水泥环的强度要求比较高，这也是影响固井质量一个重要因素。

（2）    地层压力系数低

随着油田开发的不断深入，地层压力系数不断降低，地层亏空的越来越严重，目前就江苏油田而言，正常的地层压力系数为0.3-0.5左右，这样低的压力系数，容易造成在固井过程中水泥浆体系的漏失，或者使得灰面无法返到悬挂器的位置，造成固井质量不符合要求。所以侧钻井对固井施工参数以及水泥浆性能有较高的要求。

发明内容

本发明目的是针对现有技术缺陷提出一种分级变密度固井工艺。

本发明采用高密度的水泥浆封固油层及油层以下井眼与套管之间的环形空间；采用低密度水泥浆封固油层以上井眼与套管之间的环形空间。

具体步骤包括

1）注入前置液：前置液采用中端的CMC溶液，用量为2000L，排量为400L/min；

2）注入水泥浆：首先注入低密度水泥浆，然后注入高密度水泥浆；

3）顶替水泥浆：用清水作为顶替液。

本发明主要针对φ139.7mm套管内开窗侧钻井固井特点而设计。该工艺采用两种密度的水泥浆体系来封固侧钻井不同的地层，针对地层不同而选用不同性能的水泥浆体系，在油层部位选用高密度、高强度、韧性水泥浆体系；而在油层部位以上选用低密度、防气窜、微膨胀水泥浆体系。并在在施工过程中，根据电测资料来确定不同水泥浆用量，同时根据侧钻井的井眼轨迹和井况优化施工参数，一般采用变排量顶替，使得水泥浆在顶替的过程中处在平板流或塞流的状态下，以此来提高水泥浆的顶替效率。

本发明主要的技术优势主要有：

（1）侧钻井的油层一般较短，一般在50米左右，层位一般较少，正常在1-2层，侧钻井的口袋正常在70米左右，所以侧钻井油层顶界到井底的长度正常在150m，只占整个侧钻井段的25%左右（江苏油田数据），而这一井段将来要进行射孔、酸化、压裂等措施作业，对固井水泥环的强度要求很高，所以这一段采用高强度、高密度、韧性水泥浆体系，主要是提高薄水泥环的抗压、抗折强度，来满足相关措施作业的要求，同时由于这段井段占整个侧钻井段的比例较小，这种水泥浆的用量较少，对循环附加当量密度的增加与全井段低密度固井相比，增加的很小，所以不会对地层的造成格外的伤害；