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ANACO淺層氣固井氣竄分析與固井工藝技術

文檔作者：劉振通1 王軍2 陳大滄1 周堅1 辛志紅1 張紅巖1 吳廣福1 文檔來源： 1．渤海鉆探第一固井公司 2．渤海鉆探國際工程公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2023年10月04日
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第33卷第3期
2016年5月
鉆井液與完井液
DRILLING FLUID&amp;amp;COMPLETION FLUID
V．01．33 No．3
May 2016
doi：10．3696a．issn．1001-5620．2016．03．016
ANACO淺層氣固井氣竄分析與固井工藝技術
劉振通1， 王軍2， 陳大滄1， 周堅1， 辛志紅1， 張紅巖1， 吳廣福1
(1．渤海鉆探第一固井公司，河北任丘062552；2．渤海鉆探國際工程公司，天津300457)
劉振通等．ANACO淺層氣固井氣竄分析與固井工藝技術[J】．鉆井液與完井液，2016，33(3)：78．83．
摘要ANACO氣田位于委內(nèi)瑞拉東北部，天然氣儲量豐富，約占委內(nèi)瑞拉天然氣總產(chǎn)量60％。但該氣田具有儲層結
構復雜，氣、水層自上而下分布廣，地表以下分布著多套不同壓力體系的氣層，具有地層破裂壓力低，孔隙壓力高，安全
壓力窗口窄等特征；部分區(qū)塊有高壓氣、水圈閉層，形成異常高壓氣窩和水帶，能量大，壓力高。鉆井通常為五開井身結構，
以封固不同壓力體系地層。上部一開～三開淺層高壓氣固井，受地層承壓能力限制，缺乏有效的井口環(huán)空壓力補償和控制
手段，難以發(fā)揮多凝壓穩(wěn)水泥漿體系優(yōu)勢；上部井眼尺寸大，頂替效率低，易發(fā)生環(huán)空混竄，使水泥漿受到污染，加上水
泥漿防氣竄性能差及膠凝失重等因素的作用，導致固井封隔質(zhì)量差，使環(huán)空氣竄、井口冒氣現(xiàn)象時有發(fā)生，嚴重影響氣田
開發(fā)。通過對水泥漿穩(wěn)定性、靜膠凝強度和SPN性能系數(shù)等防氣竄能力的實驗研究，控制水泥漿靜膠凝強度發(fā)展的風險區(qū)
間小于25 min、SPN小于3，并采取在大尺寸套管固井以O．55 m3／min的低排量進行塞流注替作業(yè)，以及套管外環(huán)空插管回
注高密度防氣竄水泥漿，置換混竄污染水泥漿并實現(xiàn)雙凝壓穩(wěn)作用等工藝技術措施，取得了良好的防漏、壓穩(wěn)、防竄效果，
成功解決了ANACO氣田淺層氣固井封固質(zhì)量問題。
關鍵詞淺層氣；固井；防氣竄水泥漿；緊密堆積；靜膠凝強度；委內(nèi)瑞拉
中圖分類號：TE256．6 文獻標識碼：A 文章編號：1001．5620(2016)03．0078．06
Analysis of Gas Migrationin Wbll Cementing and Cementing Technology for ShaHow Gas WbUs in
ANACO Gas Field
LIU Zhentong‘，WANG J11n2，CHEN Dacan91，ZHOU Jianl，XIN Zhihon91，ZHANG Hongyunl，、ⅣU Guangful
(1．No．1 Cementing Branch ofc『^，PC BD^口f Drilling Engineering Company Limited,Renqiu，Hebei 062552；
2．CNPC Bohai Drilling Engineering Company￡以，Tianjin 300457)
Abstract The ANACO gas field is located in the northeast of Venezuela,and has huge natural gas reserves．a(chǎn)lmost 60％of the total
natural gas reserves in Venezuela．The reservoir formations ofthe ANACO gas field are ofgreat complexity,with gas zones and water
zones extensively distributed from the shallow formations and to the deep formations．Several gas zones with different pressure systems
coexist，and have low fracturing pressures，high pore pressures and narrow safety pressure windows．In some parts ofthe gas field，high
pressure gas zones and water traps form high pressure gas pockets and water belts．Wells drilled in this area generally have five intervals
to seal offzones ofdifferent pressure systems．From the first interval to the third interval，high pressure shallow gas zones exist，and the
control ofthe shallow gas zones is limited by the pressure bearing capacity ofthe formations．Cement slurries with multiple thickening
times cannot be used in cementing the top formations．Several factors，such as large hole sizes，low displacement efficiency,mixing
and channeling of cement slurries in annular space，contamination to cement slurries，changes in anti·migration performance，as well
as weight loss by gelling ofcement slurry,all contribute to poor cementingjob，negatively affecting the development ofthe gas field．
The cementing service team hasstudied the stability of cement slurry,static gel strength and SPN coefficient to try to find a way to
solve the problems encountered．In field operations，time interval for the development of the static gel strength of cement slurry was
controlled within 25 min，and SPN controlled to less than 3，and in cementing casing strings with large sizes，a low flow rate of 0．55
m3／min was used and plug flow maintained during injection and displacement．High density anti-migration cement slurry Was also
injected into the annular space to displace the contaminated cement slurry,in an effort to thoroughly seal the formation with double
thickening times．Using this technology,lossofcementing slurry has beenavoided，formation pressure completely brought under control，
第一作者簡介：劉振通，工程師，1961年生，從事現(xiàn)場固井技術工作。電話13932740833；E-mail：lzt20082000@sohu．corn。

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