馬蓬75－1H大位移水平井固井技術(shù)

秦德威，鄒傳元 張明華，鄒潔 （中石化石油工程技術(shù)研究院德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東 德州253005）

馬蓬75－1H井是川西采氣廠在馬井構(gòu)造上布置的一口三開(kāi)制中深水平井，位于四川盆地西坳陷馬井背斜構(gòu)造北西翼，也是川西新馬滾動(dòng)區(qū)塊第一口大位移水平井。該井實(shí)際完鉆井深2663m，垂深1376.3m，最 大 井 斜 角 93.9°。 造 斜 點(diǎn) 為 1058m，井 斜 角 0.90°， 方 位 角 11.89°； 造 斜 段 為1058～1554.59m，井 斜 角 由 0.90°增 至 86.85°， 方 位 角 由 11.89°增 至 38.49°； 水 平 段 為1554.59～2663.00m，井斜角由86.85°增至88.90°，方位角由38.49°降低到37.29°。

1 固井難點(diǎn)

1）三開(kāi)水平段長(zhǎng)1108.41m，水平段總體軌跡較平滑，但鉆遇泥巖層后調(diào)整B靶點(diǎn)位置 （2661m），降斜至89°，后期加深鉆進(jìn)50m，降斜至85.6°，上升軌跡變?yōu)橄陆弟壽E，軌跡變化較大，由此導(dǎo)致后期下尾管摩阻可能較大。

2）該井直井段較短，水平位移較大，測(cè)深與垂深比明顯較大，而且為抬升式水平井，下鉆摩阻為18t，起鉆摩阻為25t，尾管入井啟動(dòng)力相對(duì)比較小，套管下到位比較困難。

3）在造斜段和水平段，套管的居中度很難得到保證，摩阻比較大，套管在重力影響下偏心，下側(cè)環(huán)空間隙小，低邊窄環(huán)空間隙中巖屑與虛泥餅含量較高，重力作用促使鉆井液固相和鉆屑沉床，阻止鉆井液的運(yùn)移，導(dǎo)致鉆井液驅(qū)替困難，頂替效率難以保證。

4）大位移水平井對(duì)水泥漿的性能要求高，為保證工具的使用安全，尾管固井對(duì)水泥漿的抗污染性能要求高；馬井構(gòu)造地區(qū)地層承壓能力較低，下套管、固井施工過(guò)程中很有可能發(fā)生漏失。

5）鉆井液采用聚胺仿油基聚合物體系，雖然鉆井液的抑制能力強(qiáng)，穩(wěn)定性好，攜砂能力強(qiáng)，但其中混有質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的原油，這樣會(huì)在井壁和套管壁形成油膜，由于原油的疏水性，潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)不易達(dá)到，水泥漿凝固后在第一、第二界面形成微環(huán)隙，從而影響水泥石與井壁和套管壁的界面膠結(jié)質(zhì)量，易形成環(huán)空漿體竄槽。

6）川西地區(qū)年平均氣溫16℃，地溫梯度2.05～2.4℃/100m，由于井淺，井底溫度低，水泥漿改性效果差，導(dǎo)致施工結(jié)束后水泥漿凝結(jié)時(shí)間長(zhǎng)，水泥石強(qiáng)度不能迅速增長(zhǎng)，不能有效阻止氣體竄流。

7）川西淺井主要目的層蓬萊鎮(zhèn)組氣藏埋藏比較淺，該井氣層埋藏在垂深1350～1370m之間，氣層比較活躍，而且存在超高壓的情況，鉆井液密度相對(duì)比較高，在鉆進(jìn)至1800m （垂深1368m）時(shí)，曾加重鉆井液密度至1.56g/cm3，最后循環(huán)降至1.50g/cm3，維持正常鉆進(jìn)結(jié)束。

2 技術(shù)措施

2.1 井眼的準(zhǔn)備

1）模擬下套管時(shí)的管串強(qiáng)度和外徑結(jié)構(gòu)進(jìn)行通井作業(yè)[3]通井鉆具組合：φ215.9mm牙輪鉆頭＋回壓閥＋φ127mm加重鉆桿1根＋φ190mm鉆柱扶正器＋φ127mm加重鉆桿2根＋φ127mm鉆桿117根＋φ127mm加重鉆桿30根＋φ165mm曲性長(zhǎng)軸＋φ159mm隨鉆震擊器＋旁通閥＋φ127mm加重鉆桿48根＋φ127mm鉆桿。

2）劃眼 控制下鉆遇阻小于正常摩阻5t，對(duì)于井徑偏小或全角變化率比較大等復(fù)雜井段進(jìn)行劃眼，每劃眼進(jìn)尺2m，上提鉆具4～5m，重復(fù)劃眼2～3次，確保劃一段，鞏固一段，使井壁形成新的泥餅，通過(guò)撈砂取樣分析井下情況，防止劃出新井眼。

3）套管可通過(guò)的井眼曲率控制 套管可通過(guò)最大井眼曲率Cm計(jì)算公式[4，5]如下：

式中：Cm為井眼最大曲率，（°）/30m；pj為套管的螺紋連結(jié)強(qiáng)度，kN；pe為套管已承受的有效軸線拉力，kN；D0為套管外徑，cm；k為考慮套管螺紋應(yīng)力集中等因素的安全系數(shù)，取值1.65；A為套管管體截面積，cm2

該井套管 （φ139.7mm×7.72mm×P110）可下入最大井眼曲率Cm為43.39°/30m，而實(shí)鉆井眼軌跡井眼曲率在5°/30m以內(nèi)，因此套管可順利通過(guò)。

4）循環(huán) 通井到底后以33L/s的排量循環(huán)2周以上，確保井底干凈無(wú)沉砂，井眼暢通，維護(hù)好鉆井液性能，在斜井段注入玻璃微珠，減小下套管時(shí)的摩阻。

2.2 懸掛器及附件的優(yōu)選

1）根據(jù)實(shí)際井深結(jié)構(gòu)情況，優(yōu)選由中石化工程院德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司 （以下簡(jiǎn)稱“大陸架公司”）生產(chǎn)的SSX－A型液壓式尾管懸掛器。雙液缸、雙排卡瓦保證應(yīng)力分布均勻、坐掛可靠，環(huán)空過(guò)流通道面積在懸掛器坐掛后保證在60%以上，在相同排量下，坐掛后保證循環(huán)壓力波動(dòng)范圍在1MPa以內(nèi)，該懸掛器在倒扣時(shí)無(wú)需找中和點(diǎn)，保證了操作的安全性。性能優(yōu)良的尾管固井工具滿足了下得去、掛得住、倒得開(kāi)、能密封、提得出的施工要求。

2）優(yōu)選大陸架公司提供的加長(zhǎng)型尾管固井專用浮鞋，防止井底有沉砂時(shí)開(kāi)泵壓力過(guò)高，影響開(kāi)泵頂通循環(huán)；在水平井中優(yōu)先使用彈簧式雙浮箍工藝，確保固井結(jié)束后無(wú)回流，密封可靠。

2.3 套管串結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)

1）扶正器的選擇 提高套管的居中度是提高固井質(zhì)量的基本措施之一，根據(jù)研究，減阻的旋流剛性扶正器，既增加了套管的扶正力強(qiáng)度，又降低了套管黏卡的幾率，也由于扶正器的旋流作用，提高了水泥漿的頂替效率，所以選用了外徑206mm、內(nèi)徑142mm、導(dǎo)流角40°、6片旋流棱的進(jìn)口減阻旋流式剛性扶正器[1]。

2）浮鞋 “抬頭緩沖”工藝 管串底部，緊靠浮鞋位置專門(mén)連接1根短套管，并加旋流剛性扶正器，接箍位置加一單弓彈性扶正器的抬頭工藝技術(shù)，便于套管串的順利下放到位[1]。

3）扶正器安放位置優(yōu)化 根據(jù)API相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算結(jié)果表明：按照套管不與井壁接觸的原則，在大斜度井段，可以2～3根套管安裝一個(gè)旋流剛性扶正器，而在水平段，讓套管不與井壁接觸的兩個(gè)剛性扶正器之間的間距為13m。如果每根套管安裝一個(gè)扶正器，可以使套管基本居中，但結(jié)合套管串入井后的剛性強(qiáng)度和井眼的曲率變化，可以1～2根套管安裝一個(gè)旋流剛性扶正器，確保套管居中度在67%以上[6]。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際安放間距如表1所示。

表1 套管扶正器的安裝間距

4）送入鉆具均使用加重鉆桿 φ5? in尾管入井長(zhǎng)度為1611.27m，實(shí)際垂深只有330m，套管串在井下的理論懸重僅僅有6.7t，而通井時(shí)得出的裸眼段摩擦阻力為18～25t，若普通鉆桿作為送入鉆具入井后理論懸重為24t，與套管串的整體懸重為30.7t，在大位移水平井中存在 “鉆具推著套管下行”的趨勢(shì)，不能保證尾管順利下到位。而使用壁厚為25.4mm的φ5in加重鉆桿，理論懸重為61.5t，與套管串的整體懸重有68.2t，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于管串在裸眼段的摩擦阻力，所以下加重鉆桿作為送入鉆具可確保套管順利下到位。

2.4 水泥漿體系的優(yōu)選

1）由于本井氣層層系比較多，在裸眼段垂深300m的范圍內(nèi)，錄井評(píng)價(jià)共有10個(gè) （含）氣層，壓力變化值比較大，存在有環(huán)空發(fā)生氣竄的難題，所以采用雙凝水泥漿體系。對(duì)于上部微含氣層段（1048～1389m），該井領(lǐng)漿采用膨脹性水泥漿體系，水泥在井下膨脹過(guò)程中產(chǎn)生化學(xué)預(yù)應(yīng)力，增加水泥石與套管和井壁間的連接力，控制環(huán)空流體竄流；對(duì)于下部主氣層 （1398～2661m），優(yōu)選改性的低溫型防氣竄抑制劑水泥漿體系，在水泥漿和井下溫度作用下產(chǎn)生的氣體均勻地分布在水泥漿內(nèi)，利用氣泡內(nèi)所儲(chǔ)存的壓力補(bǔ)償水泥漿 “失重”時(shí)的壓力損失，提高兩界面的膠結(jié)效果，達(dá)到防氣竄的目的[1]。

2）嚴(yán)格控制水泥漿的自由液含量和沉降穩(wěn)定性。室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果表明，水泥漿的45°傾斜零析水，無(wú)沉降分層，實(shí)現(xiàn)直角稠化，隨水泥漿膠凝強(qiáng)度的提高，其抗氣侵能力也增加。嚴(yán)格執(zhí)行沖洗液紊流臨界排量在20L/s以內(nèi)，并保證沖洗液在紊流下有10min左右的接觸時(shí)間，與隔離液有良好的穩(wěn)定性，與鉆井液、水泥漿有良好的相容性，對(duì)套管和泥餅表面油膜有較好的沖洗能力[7，8]。

3 現(xiàn)場(chǎng)施工工藝

3.1 管串結(jié)構(gòu)

φ139.7mm加長(zhǎng)浮鞋＋1根短套管＋1根套管＋1＃浮箍＋1根套管＋2＃浮箍＋1根套管＋碰壓球座＋套管串＋尾管懸掛器＋送放加重鉆具 （φ127mm×25.4mm×G105）＋鉆桿水泥頭。

3.2 施工參數(shù)

1）下套管及循環(huán)過(guò)程 11月24日04∶40～19∶50下完套管，懸掛器入井，灌滿泥漿稱重，上提36t，下放28t，其中大鉤＋游車(chē)共計(jì)4t；24日19∶50～22∶30下送入鉆具，套管下至井深2661.46m，管串稱重，上提80t，下放32t；24日22∶30～25日00∶15循環(huán)處理鉆井液性能，排量27L/s，立壓13MPa；25日00∶15～00∶47投球，小排量泵送到位，憋壓至12MPa，下壓60t，回縮距為0.36m，與計(jì)算回縮距相符，判斷懸掛器坐掛成功；25日00∶47～00∶53繼續(xù)憋壓至18MPa，憋通球座，建立循環(huán)，排量27L/s，立壓13MPa，循環(huán)過(guò)程無(wú)異常；25日00∶53～01∶10有效累計(jì)倒扣30圈，中和點(diǎn)以上上提鉆具0.6m，懸重保持68t無(wú)異常，判斷丟手成功，開(kāi)泵循環(huán)排量27L/s，立壓14MPa正常。

2）固井施工過(guò)程 大泵先注入密度為1.55g/cm3的先導(dǎo)漿30m3；管線通水試壓25MPa，穩(wěn)壓10min；注入密度1.05g/cm3的沖洗液6m3，注入密度1.75g/cm3的加重隔離液12m3；再注入密度為1.05g/cm3的 沖洗液 2m3；注 入 領(lǐng) 漿 12m3，平 均 密 度 1.90g/cm3；注 入 尾漿 48m3，平 均 密 度1.91g/cm3；停泵釋放鉆桿膠塞；大泵直接替入重漿18m3，密度1.80g/cm3；泵車(chē)替入保護(hù)液2.5m3，密度1.0g/cm3；大泵再替入原井漿3.5m3，碰壓由10MPa上升到15MPa，放回水檢查回壓凡爾密封良好；卸水泥頭、短鉆桿，起鉆5柱至913.19m正循環(huán)洗井80m3，循環(huán)排量1.5m3/min，立壓9MPa，洗出少量水泥漿；再起鉆5柱至770m，灌滿泥漿后關(guān)井憋壓3.5MPa候凝。

3.3 施工結(jié)果

1）前期下套管準(zhǔn)備工作充分，帶扶正器模擬通井措施和根據(jù)井眼軌跡設(shè)計(jì)合理的扶正器安放位置，保證了套管順利下到位。

2）聲幅檢測(cè)固井質(zhì)量如表2所示，該次檢測(cè)段全長(zhǎng)1404m，其中優(yōu)質(zhì)段長(zhǎng)1062m，占封固段75.7%；良好段長(zhǎng)278m，占封固段19.8%，合格段長(zhǎng)16m，占封固段1.1%；不合格段長(zhǎng)48m，占封固段3.4%。綜合固井質(zhì)量?jī)?yōu)秀。

表2 聲幅檢測(cè)結(jié)果

3）替漿準(zhǔn)確，碰壓明顯，探得上塞塞面913.19m，上塞長(zhǎng)139.58m，下塞長(zhǎng)34.23m，完全符合設(shè)計(jì)要求。全井筒采用密度1.55g/cm3的井漿試壓，壓力40MPa，穩(wěn)壓30min，無(wú)壓降，試壓合格，滿足后期生產(chǎn)要求。

4 結(jié)論

1）該井下套管、循環(huán)過(guò)程、固井施工均很順利，后期測(cè)得固井質(zhì)量?jī)?yōu)秀，表明該井所采取的固井技術(shù)比較成功。

2）采用雙凝水泥漿體系尾管固井技術(shù)，解決了由于水平位移大、氣層活躍、壓力變化值大等無(wú)法保證固井質(zhì)量的難題。

3）套管底部采用旋流剛性扶正器加單弓彈性扶正器的浮鞋 “抬頭緩沖”工藝，保證了套管的順利下到位，更好地解決了頂替效率比較低的問(wèn)題，使用效果明顯。

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