元壩103H超深水平井固井工藝技術(shù)研究

許建華 （長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢430100；中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

胡瑞華 （中石化中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院，河南 濮陽457001）

滕春鳴，常連玉 （中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

周曉飛 （中石化西南油氣分公司元壩氣田項目部，四川 成都610016）

元壩103H井是西南油氣分公司2009年部署在四川盆地川東北元壩低緩構(gòu)造帶元壩區(qū)塊的一口開發(fā)評價井，目的層為長興組，巖性為灰色灰?guī)r、灰黑色硅質(zhì)巖，屬于海相氣藏，井深達(dá)7052m，垂深6750m，裸眼封固段2157．55m，井斜92．46°，井底靜止溫度達(dá)162℃，循環(huán)溫度137℃。采用四開井身結(jié)構(gòu)完井，四開采用?241．3mm鉆頭，下入 （?193．7＋?203．1）mm復(fù)合套管進(jìn)行尾管懸掛全裸眼段封固方式固井工藝。

管串結(jié)構(gòu)為：?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP浮鞋＋1根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP旋流短接＋3根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP套管＋?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP浮箍＋3根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP套管＋?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP浮箍＋3根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP套管＋?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP碰壓球座＋431m?193．7mm×2242-110×12．70mm P套管串＋?193．7mm TP-CQ母扣×?193．7mm VAM-TOP公扣短節(jié)＋649m?193．7mm×110TSS×12．70mm×TP-CQ套管串＋?193．7mm TP-CQ公扣×?203．1mm TP-FJ母扣短節(jié)＋499m?203．1mm×110TS×17．40mm×TP-FJ套管串＋?203．1mm TP-FJ公扣×?193．7mm 3SB母扣短節(jié)＋750m?193．7mm×110SS×12．70mm×3SB套管串＋?193．7mm×110SS×3SB懸掛器＋2650m?127mm×SS105×9．19mm鉆桿＋?127mm×?139．7mm變徑短節(jié)＋2000m?139．7mm×G105×10．54mm鉆桿＋?139．7mm×?127mm轉(zhuǎn)換短節(jié)＋?127mm水泥頭。

1 固井難點

（1）井深達(dá)7052m，垂深6750m，裸眼封固段長達(dá)2157．55m，造斜點6310m，側(cè)鉆點6610m；A靶點位置7042．61m，最大井斜92．46°，尾管易內(nèi)貼邊造成粘卡，下套管作業(yè)難度較大，套管下入后容易貼邊。

（2）井漏問題嚴(yán)重，鉆進(jìn)過程中發(fā)生過4次大的漏失，分別在6827．93，6887．24，6916．46和7002．06m，層位都位于長興組，巖性為灰?guī)r、含灰云巖，增大了固井過程中漏失的風(fēng)險。

（3）嘉陵江組5段和4段巖性主要是石膏和鹽，此前鹽膏層蠕動的問題不明顯，但汶川大地震后，川東北地區(qū)鹽膏層蠕動的問題日益突出，元壩2井就發(fā)生了鹽膏層段套管擠毀變形的情況，導(dǎo)致試氣管柱被卡，被迫側(cè)鉆。元壩102側(cè)1井也多次在鹽膏層段發(fā)生卡鉆，甚至填井側(cè)鉆。由于此前在固井環(huán)節(jié)沒有考慮鹽膏層蠕動問題，給多口井的后續(xù)作業(yè)帶來困難。

（4）元壩地區(qū)天然氣中普遍含有CO2和H2S等腐蝕性氣體，容易對套管、水泥石造成腐蝕，影響后續(xù)作業(yè)。

（5）環(huán)空間隙小，?241．3mm鉆頭，下入 （?193．7＋?203．1）mm復(fù)合套管理論計算單邊最小間隙為19．1mm，不利于水泥漿頂替，同時頂替壓力高增大了漏失風(fēng)險。

（6）套管居中困難，在拉力和自重作用下，大斜度井段套管與上下井壁大面積接觸，套管偏心嚴(yán)重，窄邊鉆井液很難被隔離液和水泥漿頂替出來，影響封固質(zhì)量。

（7）元壩103H井為水平井固井，水平井在井斜40～50°和70～85°時巖屑不易被鉆井液或前置液攜帶出來，同時鉆井液中的重晶石和巖屑等固相在井壁低邊沉淀不易攜帶出來，影響水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量。

（8）元壩103H井井底溫度達(dá)到162℃，循環(huán)溫度達(dá)137℃，同時封固段長達(dá)2358m，上下溫差達(dá)54．72℃，水泥漿在高溫下運移段長，對水泥漿的抗高溫性能要求高；嘉陵江組含有高壓鹽水層，對水泥漿的抗鹽性能要求高。

2 固井工藝技術(shù)對策

2．1 井眼準(zhǔn)備措施

通暢的井眼條件可減少下套管風(fēng)險和提高頂替效率。針對元壩103H井復(fù)雜的井眼狀況，為了保證固井施工的安全及固井質(zhì)量，主要從3方面加強了井眼準(zhǔn)備［1］。

1）循序漸近增加通井鉆具的剛性 元壩103H井為超深水平井，斜井段部分井段狗腿度較大，因此制定合理的通井措施可以修正井眼，使井壁光滑，有利于下套管和井眼清洗。為此制定了循序漸近增加通井鉆具剛性的通井工藝措施 （見表1），具體措施是采取加入一個扶正器通井順利后，再加入2個扶正器進(jìn)行通井的技術(shù)措施，最終通井鉆具的剛性不低于套管柱剛性。

表1 元壩103H井通井鉆具組合

2）防漏技術(shù)措施 元壩103H井在鉆進(jìn)過程中發(fā)生過4次大的漏失，導(dǎo)致固井過程中存在較大的漏失風(fēng)險，因此為了保證固井施工的順利進(jìn)行，必須對長興組漏失情況采取針對性的技術(shù)措施。采取的主要技術(shù)措施有：①下套管前做好地層動態(tài)承壓試驗。用1．61g／cm3的鉆井液以30L／s的排量循環(huán)兩周，若有漏失則先進(jìn)行堵漏，直到滿足地層承壓要求。②下套管作業(yè)時必須嚴(yán)格控制套管和鉆具下放速度，每根套管下放時間不少于45s，送放鉆具每立柱下放時間不少于2min。③替漿時控制好頂替鉆井液的排量，根據(jù)替漿的泵壓變化及時調(diào)整替漿排量，保證施工安全。④在領(lǐng)漿及尾漿中加入纖維堵漏材料CemNET，防止固井過程中的漏失；出現(xiàn)漏失時，CemNET材料會很快在漏失位置上形成網(wǎng)狀薄膜，使水泥漿盡快聚積形成濾餅，確保堵漏效果。

3）井眼凈化措施 由于水泥漿粘度高于鉆井液和隔離液，具有更好的攜砂能力，因此井眼沉砂如果不能被充分?jǐn)y帶出來，固井過程中沉砂會在環(huán)空窄間隙處聚集，特別是在懸掛器位置，嚴(yán)重時會導(dǎo)致憋泵等固井事故發(fā)生，因此良好的井眼條件有利于保證套管的順利入井和固井作業(yè)的順利進(jìn)行［2］。①水平井在井斜40～50°和70～85°處巖屑不容易被鉆井液順利攜帶出來，因此在該井段要以1．8m3／min排量做分段循環(huán)和短程起下鉆，旋轉(zhuǎn)活動鉆具，以破壞巖屑床，保證該井段沉砂能夠順利循環(huán)出來。②在2個扶正器通井到底和套管順利入井2個階段之后，分別使用15m3密度為1．55g／cm3、粘度150s以上的稠鉆井液循環(huán)一周，徹底把井內(nèi)砂子攜帶干凈。

2．2 提高頂替效率的技術(shù)措施

良好的鉆井液流動性能、套管的居中是保證替漿排量和提高頂替效率的重要保證，因此對固井前的鉆井液性能和扶正器的安排進(jìn)行針對性的設(shè)計是保證固井質(zhì)量的重要手段，元壩103H井主要采取了以下提高頂替效率的技術(shù)措施［3-6］。

1）先導(dǎo)漿技術(shù) 在固井施工時，注入前置液前先替入50m3密度1．55g／cm3，粘度小于50s，初切小于2Pa，動切力小于8Pa的冷卻、抗鈣先導(dǎo)漿。先導(dǎo)漿的主要作用為：首先，冷卻漿能夠起到降低井底溫度的作用，為水泥漿提供一個溫度比正常循環(huán)時更低的通道，大大降低了施工風(fēng)險；其次，先導(dǎo)漿優(yōu)越性能能夠起到稀釋管壁和井壁泥餅的作用，有利于提高頂替效率；再次，遇到易漏失井時，可以通過降低先導(dǎo)漿密度的方式來降低固井時環(huán)空液柱的壓力，降低漏失風(fēng)險，提高一次固井成功率。

2）合理設(shè)計扶正器的安放保證套管的居中 扶正器采用樹脂剛性螺旋扶正器，該扶正器能使流體在環(huán)空中形成一定的旋流場，有利于循環(huán)出不規(guī)則井眼內(nèi)的鉆井液，提高水泥漿的頂替效率。旋流剛性扶正器設(shè)計為：4892～5392m井段3根套管1只，5892～6600m2根套管1只，6600m （該處井斜37°，側(cè)鉆點6610m）以下1根套管1只，重疊段4根套管1只。軟件模擬顯示，這樣的扶正器設(shè)計可以使套管居中度達(dá)到70%以上。

3）固井前調(diào)整好鉆井液性能 套管入井后，固井前通過循環(huán)逐步將鉆井液的屈服值和靜切力適當(dāng)降低，屈服值控制在8Pa以內(nèi)，初切小于2Pa，密度1．55g／cm3，粘度小于55s，改善鉆井液的流動性能，提高頂替效率。

2．3 優(yōu)選水泥漿體系

元壩103H井底溫度達(dá)到162℃，循環(huán)溫度達(dá)137℃，上下溫差達(dá)54．72℃，長興組存在易漏失地層，嘉陵江組存在鹽水層；對水泥漿的耐溫、耐壓、抗鹽及防氣竄性能提出了很高的要求，因此提出了雙凝水泥漿結(jié)構(gòu)。雙凝界面選取在6300m處，領(lǐng)漿采用密度為1．60g／cm3高強度低密度防氣竄抗鹽水泥漿體系，尾漿采用密度為1．89g／cm3膠乳防氣竄水泥漿體系 （見表2）。

為了防止發(fā)生氣竄現(xiàn)象，尾漿中加入耐高溫防氣竄劑，同時利用膠乳體系在水泥漿中形成致密的薄膜阻隔氣體進(jìn)入，膠乳顆粒也可以在水泥漿的固相顆粒間填充更多的空間，減小水泥漿的滲透率。試驗證明，采用膠乳水泥漿體系，即使氣體進(jìn)入水泥漿，也可以有效的被封堵在水泥漿中，不至于上竄形成嚴(yán)重的氣竄。

表2 水泥漿體系性能

前置液采用沖洗液加隔離液漿柱結(jié)構(gòu)，其中密度為1．02g／cm3，粘度5mPa·s的化學(xué)沖洗液設(shè)計6．4m3，占環(huán)空高度200m，主要作用為稀釋并清除泥餅；密度為1．57g／cm3，粘度25～35mPa·s的隔離液設(shè)計13m3，環(huán)空高度410m，主要作用為有效層流頂替鉆井液，清除泥餅；有效隔離鉆井液及水泥漿，避免水泥漿碰到鉆井液后流變性及稠化時間引起變化，對固井質(zhì)量及施工安全造成影響。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2010年11月29日13∶30～14∶00注入密度1．50g／cm3，粘度55s的先導(dǎo)漿50m3，施工排量1．5m3／min，壓力14MPa；14∶40～14∶55管匯施壓30MPa；14∶55～15∶04注入密度1．02g／cm3的沖洗液6．4m3，施工排量1．0m3／min；15∶05～15∶50注入密度1．57g／cm3的隔離液13m3，施工排量0．3～0．8m3／min，壓力5MPa；16∶10～17∶00注入密度1．61g／cm3的領(lǐng)漿51m3，施工排量0．7～1．0m3／min，壓力5～0MPa；16∶10～17∶00注入密度1．89g／cm3的尾漿30m3，施工排量0．7～1．0m3／min，壓力0；17∶37～17∶41壓膠塞，注入壓塞液2m3；17∶41～18∶11替入密度1．60g／cm3的鉆井液48m3，施工排量1．5m3／min，壓力8～12MPa；18∶11～18∶17替入密度1．57g／cm3的保護(hù)液4．8m3；18∶17～18∶45替入密度1．50g／cm3的鉆井液，施工排量1．5m3／min，替漿至40m3時，排量降至1．1m3／min，替漿至44．7m3時碰壓，碰壓壓力16MPa上升至22MPa，放回水檢查回流，回壓凡爾密封良好。

起出鉆具10柱后進(jìn)行大排量，循環(huán)返出密度1．61g／cm3水泥漿10m3，確認(rèn)無混漿后起鉆5柱，關(guān)井蹩壓10MPa候凝72h，探掃水泥塞測固井質(zhì)量。

12月4日下鉆探得上塞面4530m，計算上塞高100m，掃上塞 （鉆壓60～80kN），井口循環(huán)出水泥石，12月6日探得下塞面位置在6640m。12月8日進(jìn)行電測，電測結(jié)果顯示該井全井段聲幅值在10%～40%，目的層井段聲幅值小于15%，固井質(zhì)量取得了比較理想的結(jié)果。

4 認(rèn)識及結(jié)論

1）元壩區(qū)塊具有高溫、高壓、高含H2S、CO2和承壓能力低的地層特點，存在壓穩(wěn)窗口窄、水泥漿與泥漿密度差小的防氣竄難題。

2）針對元壩區(qū)塊優(yōu)選的水泥漿體系有良好的低失水、零析水，防竄能力強，水泥漿與承壓堵漏、平衡固井工藝技術(shù)結(jié)合運用，保證了深井超深水平井的固井施工安全，并取得了較好的固井質(zhì)量。

3）通過固井軟件分析設(shè)計合理的扶正器安放，可以保證套管的居中度，有效地提高水泥漿的頂替效率。

4）在元壩區(qū)塊采取的先導(dǎo)漿、耐高溫隔離液、保護(hù)液、通井和控制下套管速度及逐根灌漿等技術(shù)措施，為順利固井提供了有力的保障。

5）優(yōu)選出的膠乳水泥漿體系和提高固井質(zhì)量的綜合技術(shù)措施，通過現(xiàn)場實施取得了良好的應(yīng)用效果，對于元壩地區(qū)超深水平井固井具有借鑒和指導(dǎo)意義。

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