[发明专利]高温油气井的固井方法

说明书

本发明涉及一种高温油气井的固井方法，依次包括如下步骤：⑴在井眼中下套管串；⑵在联顶节上安装水泥头，水泥头的上部内置有胶塞；⑶将钻井液送入套管内腔，沿井眼环空上行返流至地面，清洗岩屑；⑷将前置液注入套管串；⑸将水泥浆注入套管串，直至水泥浆达到固井设计量；⑹释放胶塞，水泥车通过压塞液入口注入压塞液，压塞液推着胶塞下移；⑺注入钻井液进行替浆，钻井液推着压塞液下移，胶塞推着水泥浆下移，水泥浆由浮鞋处进入井眼环空后，推着前置液上行，前置液推着钻井液上行；⑻当胶塞下移至浮箍的阻流板时停止，产生碰压，立即关掉泥浆泵，此时水泥浆返高至预定井段，进入侯凝。本发明的固井质量好，利于固井后顺利进行电测仪器的测井。

技术领域

本发明涉及石油天然气固井，具体涉及一种高温油气井的固井方法，属于油气井固井技术领域。

背景技术

固井是钻完井作业过程中不可缺少的一个重要环节，它包括下套管和注水泥；固井的主要目的是保护和支撑油气井内的套管，封隔油、气和水等地层。近年来，随着对油气勘探的持续深入，为了揭示埋深较深储层的地质储量，深井和超深井的固井作业越来越多。例如大港油田布置于渤海湾的第一深井CT-1井，井底垂深近6000m，井底静止温度（简称BHST）超190℃，循环温度超160℃。直井或井斜较小的定向井（最大井斜角＜40°），固井候凝24-48h后电测固井质量，进行CBL/VDL测井，采用电缆输送。

由于深井和超深井的井下静止温度高，通常BHST≥150℃，即被认为是高温井。固井顶替液的高温稳定性差，在24-48小时静止候凝后，顶替液中的固相颗粒和加重材料会发生沉降，沉积于人工井底形成实塞，CBL/VDL测井时，电测仪器容易遇阻，导致漏测实塞井段的固井质量。尤其当遇阻位置距离油底＜15m时，则为遇阻超高，需要进行通井处理实塞。

电测仪器遇阻后的通井处理至少需经过如下步骤：（1）井队重新组织小尺寸钻具；（2）下钻处理塞堵，通至人工井底处；（3）起钻；（4）重新下电测仪器，补测下部井段。陆地井队预计增加处理成本25-30万元，海洋井队预计增加处理成本40-45万元，严重制约钻井时效和经济效益。在下入小尺寸钻具清除井底沉积物时，会碰撞套管，导致水泥环产生裂缝，影响固井质量，进而影响后期油气井开发。

实践证明，为防止顶替钻井液在候凝期间沉淀形成塞堵，顶替开始时注入一段占套管内200-500m的压塞液，是减小套管内电缆CBL/VDL测井遇阻的有效手段。

传统的压塞液体系主要是在常规钻井液体系中加入处理剂，包括提粘提切材料、润滑材料、防钙侵材料等，形成粘稠的压塞液，剪切后会略微变稀，井底静止温度BHST＜80℃时应用效果良好，常规性能如下：1、密度：1.00-1.05g/cm³；2、常温下，马氏漏斗粘度：＞150s，滴流，剪切后变稀，具有一定的触变性。

但是，当井底温度较高时，目前常用的各类压塞液体系功用有限，存在如下缺陷及问题：1、常温下可以达到滴流，在井下高温状态下，尤其当BHST＞80℃时，压塞液严重变稀，与钻井液接触后，钻井液充分稀释，其中的加重材料发生沉淀，形成塞堵。2、压塞液密度低，1.00-1.05g/cm³，一般钻井液密度为1.10-1.50g/cm³，压塞液与钻井液发生置换，起不到悬浮上部钻井液的效果。

总之，目前用于固井作业的压塞液体系在BHST＞80℃时，压塞液稳定性变差，不能有效悬浮顶替液中加重材料和固相颗粒，已不能满足深井、超深井的固井施工需求。急需研发一种高温条件下稳定性良好、与钻井液有良好的相容性、抗水泥浆污染能力强的压塞液体系，有效解决深井、超深井电测遇阻问题。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术中的不足，提供一种高温油气井的固井方法，固井质量好，利于固井后顺利进行电测仪器的测井。