浅谈八面河油田挤堵工艺

1、浅谈八面河油田挤堵工艺技术浅谈八面河油田挤堵工艺技术AK47目目 录录一、前言一、前言二、八面河油田挤堵工艺发展简况二、八面河油田挤堵工艺发展简况三、八面河油田挤堵现状三、八面河油田挤堵现状四、影响堵效的原因分析四、影响堵效的原因分析五、挤堵施工现场注意事项五、挤堵施工现场注意事项六、几点建议六、几点建议一、前言一、前言 八面河油田是一个被多断层切割的断块油藏，断层多，地应力关系复杂,埋藏深度浅，地层胶结疏松，出砂严重，同时，进攻性措施导致油水井套管大量损坏，且呈日趋严重之势。挤注水泥浆挤注水泥浆封堵封堵是目前主要修套手段。八面河油田开发至今，目前已形成了相对完善的、比较适应八面河油田实际的一

2、系列挤堵工艺技术，该项工艺在本油田已成为拿油上产的主要措施之一，仅次于防砂、补孔，年作业量高达100井次以上，为八面河油田生产任务的完成起到很大作用。 二、八面河油田挤堵工艺发展简二、八面河油田挤堵工艺发展简况况阶段时间地层情况堵剂挤堵状况工作量一阶段96年前地层亏空不严重，挤堵层位负压轻微，漏点单一，套管损坏程度小 常规75#高抗G级油井水泥 配制比重为1.85灰浆2-5方，下光油管将其推挤至目的位置，关井即可 年20口左右二阶段96-2002年层位较深，岩石压实程度密，渗透率较低，地层吸水量少，施工压力高 超细水泥 常规挤堵用比重为1.85的普通水泥浆35方；高压低渗透区采用比重为1.65

3、超细水泥浆3方；多漏点的井分段挤堵，负压井吸水量大，采用混合挤堵；负压严重的，或长裂缝井，采取高比重超大剂量封堵，年30-40口。 三阶段20032004年地层复杂化，负压井、套管有异常井较多各种堵剂负压严重，使用干灰颗粒堵剂套管有缩径变形井，不留塞挤堵工艺，多次挤堵无效的井替换地层介质年50-60口，70次左右。 四阶段2005年至今地层复杂化，负压井、套管有异常井较多堵剂+添加剂不同区块井层优选堵剂，优化工艺，采取添加适当添加剂，引进了不同堵剂，如轻质砂、树脂等品种堵剂，年突破80口，120次。 三、八面河油田挤堵现状三、八面河油田挤堵现状年份挤堵井次增长量占当年措施工作量合格率20012

4、3/3434/680=5%67.6200235/4912/1549/621=7.9%71.4200346/6511/1665/657=9.9%70.8200455/769/1176/746=10.2%72.4200580/12825/52128/778=16.5%70.62006.963/8787/575=15.1%72.4挤堵次数挤堵次数占措施工占措施工作量作量%1、挤堵工作量大2、风险大，现场指挥人员少3、工艺技术设备落后,安全环保问题多现状现状4、灰浆使用量不易控制：浪费和不够5、挤堵过程中常常挤坏套管6、堵剂品种单一 7、挤堵工艺设计结合不够8、挤堵有效期短，合格率低，一直在70%摆动

5、 如果合格率80%，年作业井次将减少20多井次，将节约几十万作业成本 四、影响堵效的原因分析四、影响堵效的原因分析1、堵剂的选择、堵剂的选择“堵剂”和“目的层”二者所处的环境介质堵剂对地层矿化度、温度、PH值的适应范围 区块、邻井的动态对其影响 M1井多次挤堵不成功，地层水矿化度、PH值究竟影响不影响堵剂性能？2、堵剂用量的确定、堵剂用量的确定通常：依据公式Q=hr2（漏点h取10米，漏点上下界各取5米）得出理论用量，再配合现场测试吸水量的大小适量增减。 低渗透区，封堵半径一般为0.30.5米；高渗透区，封堵半径一般为0.50.8米。hr漏点漏点（1）负压吸水、压力高低与灰浆用量的大小不存在必

6、然的关系。因为堵剂的密度较大，流动性不同于水。 例1：J5-X286井挤堵前负压严重，双泵冲砂，刚将比重为1.65超细水泥浆3方送到层位，压力从0直线上升至20.0 MPa，减去留井灰浆量，实际进入地层不足1方，封堵半径不足0.3米，结果一次合格。 例2：M14-7-20井试挤时压力9.0 MPa，将比重为1.85的普通灰浆15方挤入地层的过程中，泵压在13.0MPa平稳推进。因此在设计时易产生误区，压力高，少配浆，结果量不足而一次挤不住。 （2）、r的大小仍然是靠经验。事实证明并不是越大越有效J5-21井一次性挤入1.85灰浆50方(60吨) M1井前后5次挤入量高达140方。M1-16-X

7、9前后5次挤入普通灰浆50方挤堵都失败超大剂量挤堵并不可取。因此，封堵半径的合理性还需寻求科学的确定方法。3、地层本身对堵效的影响、地层本身对堵效的影响（1）、砂3中以下的层位，挤堵合格率较高（2）、砂3上以上井段挤堵，很少能够一次合格，特别是馆陶组和漏点。地层疏松、压实程度差，堵剂进入后平行推进，很难在垂直方向堆积而形成有效的屏障。无法纵向堆积井号漏失段断点对比井号断距挤堵效果1-16-X91344.68-1354.121353.0 1-15-498.0挤堵5次不成功M11108.77-1118.041076.01-7-877.0挤堵5次不成功（3）漏失段处于断层位置，因断点处受复杂应力作用

8、，灰浆难凝固，目前还没有很好的封堵技术。M1-16-X9（对应井：M1-15-4）1344.681354.12漏失段断点：1353.01280.01378.0断距98米M1（对应井：M1-7-8）1108.771118.04漏失段断点：1076.01113.01190.0断距77米4、挤堵工艺对堵效的影响、挤堵工艺对堵效的影响目前的挤堵工艺皆为单液挤注法 1、必须迅速动管柱，导致堵剂得不到很好的固化，2、先达地层的堵剂若已经初凝开始固化，再受到新的剪切力破坏，就无法再凝固。3、表面看井筒内凝固很好，很难钻，其实近井地带内没凝固好，这就直接影响到封堵效果，如J5-X107等井。挤堵层分层挤堵管柱

9、挤堵层H1、H深度井筒容积灰浆量2、不动管柱，保证凝固3、留井段塞太长，长井段受高压影响易发生新的套管损坏光油管挤堵11、顺利把灰浆送到目的层2、井筒留塞少，保护了套管，缩短钻塞时间3、挤堵过程中，压力有突升突降的情况，必须动管柱而影响堵效。挤堵层光油管挤堵220-50米配浆工艺配浆工艺密度不匀，上层低，底部高或整罐浆密度不达要求。不符合HSE要求，而且影响施工质量。罐内残余700800升灰浆；注灰不连续而成分段状八面河油田挤堵能否引进固井车组？安全、环保、减轻工人劳动强度，对水泥浆的密度与用量可随时调控5、验堵方式和评判标准是否适当的问题、验堵方式和评判标准是否适当的问题挤堵层不合格可能是：

10、1、堵层合格但出现新的地方渗漏（如J15-X6）2、8.0 MPa 、10.0 MPa是稳的，但上升到12.0 MPa、15.0 MPa就有吸水量了，或生产过程中仍为高含水，是否为合格呢？井筒蹩压稳压5min则为合格，否则判为不合格。外力作用下可能使其裂开分离，产生裂缝微漏，合格变为不合格能否换一种观念：只要封堵处打开后不再吐砂出水，则为合格。可采用气举排液测液面恢复，下管探砂，或同位素验窜等手段来检验挤堵是否合格。 “压力”的理解，一直影响着挤堵过程，并不是施工压力起得高，挤堵效果就好。如J12-X6井，施工压力从019 MPa，结果不合格，8.0 MPa下出现吸水。当清水量快顶挤到位而压力不升时，采取停泵几分钟来提升施工压力。灰浆初凝或滞留在井筒沉积而起压是一种假象五、挤堵施工现场注意事项五、挤堵施工现场注意事项挤堵前：核清井下管柱数据，检查各连接处牢固，地面管线试压合格，保证设备运转良好，清洗配浆池。开好交底、分工协作会，明白职责，听从指挥，不打乱仗。配浆时：计好时间，注意池内不落杂物，倒灰不伤眼睛，人要站稳，不掉进罐内，经常抬头看指挥。注灰中：上水管线不上浮，井口开关动作要迅速，撤离高压区，技术人员、泵工精确计量，指挥人员时刻关注压力变化，随机应变，果断处理。关井后，测算时间，观察压力变化情况，看好关井闸门。六、几点建议六、几点建议v1、进一步完善堵剂类