元坝103H超深水平井固井工艺技术研究

2013-01-06许建华长江大学石油工程学院湖北武汉430100中国石化石油工程技术研究院北京100101

长江大学学报(自科版) 2013年8期

许建华（长江大学石油工程学院，湖北武汉430100；中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

胡瑞华（中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳457001）

滕春鸣，常连玉（中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

周晓飞（中石化西南油气分公司元坝气田项目部，四川成都610016）

元坝103H井是西南油气分公司2009年部署在四川盆地川东北元坝低缓构造带元坝区块的一口开发评价井，目的层为长兴组，岩性为灰色灰岩、灰黑色硅质岩，属于海相气藏，井深达7052m，垂深6750m，裸眼封固段2157．55m，井斜92．46°，井底静止温度达162℃，循环温度137℃。采用四开井身结构完井，四开采用∅241．3mm钻头，下入（∅193．7＋∅203．1）mm复合套管进行尾管悬挂全裸眼段封固方式固井工艺。

管串结构为：∅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碰压球座＋431m∅193．7mm×2242-110×12．70mm P套管串＋∅193．7mm TP-CQ母扣×∅193．7mm VAM-TOP公扣短节＋649m∅193．7mm×110TSS×12．70mm×TP-CQ套管串＋∅193．7mm TP-CQ公扣×∅203．1mm TP-FJ母扣短节＋499m∅203．1mm×110TS×17．40mm×TP-FJ套管串＋∅203．1mm TP-FJ公扣×∅193．7mm 3SB母扣短节＋750m∅193．7mm×110SS×12．70mm×3SB套管串＋∅193．7mm×110SS×3SB悬挂器＋2650m∅127mm×SS105×9．19mm钻杆＋∅127mm×∅139．7mm变径短节＋2000m∅139．7mm×G105×10．54mm钻杆＋∅139．7mm×∅127mm转换短节＋∅127mm水泥头。

1 固井难点

（1）井深达7052m，垂深6750m，裸眼封固段长达2157．55m，造斜点6310m，侧钻点6610m；A靶点位置7042．61m，最大井斜92．46°，尾管易内贴边造成粘卡，下套管作业难度较大，套管下入后容易贴边。

（2）井漏问题严重，钻进过程中发生过4次大的漏失，分别在6827．93，6887．24，6916．46和7002．06m，层位都位于长兴组，岩性为灰岩、含灰云岩，增大了固井过程中漏失的风险。

（3）嘉陵江组5段和4段岩性主要是石膏和盐，此前盐膏层蠕动的问题不明显，但汶川大地震后，川东北地区盐膏层蠕动的问题日益突出，元坝2井就发生了盐膏层段套管挤毁变形的情况，导致试气管柱被卡，被迫侧钻。元坝102侧1井也多次在盐膏层段发生卡钻，甚至填井侧钻。由于此前在固井环节没有考虑盐膏层蠕动问题，给多口井的后续作业带来困难。

（4）元坝地区天然气中普遍含有CO2和H2S等腐蚀性气体，容易对套管、水泥石造成腐蚀，影响后续作业。

（5）环空间隙小，∅241．3mm钻头，下入（∅193．7＋∅203．1）mm复合套管理论计算单边最小间隙为19．1mm，不利于水泥浆顶替，同时顶替压力高增大了漏失风险。

（6）套管居中困难，在拉力和自重作用下，大斜度井段套管与上下井壁大面积接触，套管偏心严重，窄边钻井液很难被隔离液和水泥浆顶替出来，影响封固质量。

（7）元坝103H井为水平井固井，水平井在井斜40～50°和70～85°时岩屑不易被钻井液或前置液携带出来，同时钻井液中的重晶石和岩屑等固相在井壁低边沉淀不易携带出来，影响水泥环胶结质量。

（8）元坝103H井井底温度达到162℃，循环温度达137℃，同时封固段长达2358m，上下温差达54．72℃，水泥浆在高温下运移段长，对水泥浆的抗高温性能要求高；嘉陵江组含有高压盐水层，对水泥浆的抗盐性能要求高。

2 固井工艺技术对策

2．1 井眼准备措施

通畅的井眼条件可减少下套管风险和提高顶替效率。针对元坝103H井复杂的井眼状况，为了保证固井施工的安全及固井质量，主要从3方面加强了井眼准备［1］。

1）循序渐近增加通井钻具的刚性元坝103H井为超深水平井，斜井段部分井段狗腿度较大，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。为此制定了循序渐近增加通井钻具刚性的通井工艺措施（见表1），具体措施是采取加入一个扶正器通井顺利后，再加入2个扶正器进行通井的技术措施，最终通井钻具的刚性不低于套管柱刚性。

表1 元坝103H井通井钻具组合

2）防漏技术措施元坝103H井在钻进过程中发生过4次大的漏失，导致固井过程中存在较大的漏失风险，因此为了保证固井施工的顺利进行，必须对长兴组漏失情况采取针对性的技术措施。采取的主要技术措施有：①下套管前做好地层动态承压试验。用1．61g／cm3的钻井液以30L／s的排量循环两周，若有漏失则先进行堵漏，直到满足地层承压要求。②下套管作业时必须严格控制套管和钻具下放速度，每根套管下放时间不少于45s，送放钻具每立柱下放时间不少于2min。③替浆时控制好顶替钻井液的排量，根据替浆的泵压变化及时调整替浆排量，保证施工安全。④在领浆及尾浆中加入纤维堵漏材料CemNET，防止固井过程中的漏失；出现漏失时，CemNET材料会很快在漏失位置上形成网状薄膜，使水泥浆尽快聚积形成滤饼，确保堵漏效果。

3）井眼净化措施由于水泥浆粘度高于钻井液和隔离液，具有更好的携砂能力，因此井眼沉砂如果不能被充分携带出来，固井过程中沉砂会在环空窄间隙处聚集，特别是在悬挂器位置，严重时会导致憋泵等固井事故发生，因此良好的井眼条件有利于保证套管的顺利入井和固井作业的顺利进行［2］。①水平井在井斜40～50°和70～85°处岩屑不容易被钻井液顺利携带出来，因此在该井段要以1．8m3／min排量做分段循环和短程起下钻，旋转活动钻具，以破坏岩屑床，保证该井段沉砂能够顺利循环出来。②在2个扶正器通井到底和套管顺利入井2个阶段之后，分别使用15m3密度为1．55g／cm3、粘度150s以上的稠钻井液循环一周，彻底把井内砂子携带干净。

2．2 提高顶替效率的技术措施

良好的钻井液流动性能、套管的居中是保证替浆排量和提高顶替效率的重要保证，因此对固井前的钻井液性能和扶正器的安排进行针对性的设计是保证固井质量的重要手段，元坝103H井主要采取了以下提高顶替效率的技术措施［3-6］。

1）先导浆技术在固井施工时，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，动切力小于8Pa的冷却、抗钙先导浆。先导浆的主要作用为：首先，冷却浆能够起到降低井底温度的作用，为水泥浆提供一个温度比正常循环时更低的通道，大大降低了施工风险；其次，先导浆优越性能能够起到稀释管壁和井壁泥饼的作用，有利于提高顶替效率；再次，遇到易漏失井时，可以通过降低先导浆密度的方式来降低固井时环空液柱的压力，降低漏失风险，提高一次固井成功率。

2）合理设计扶正器的安放保证套管的居中扶正器采用树脂刚性螺旋扶正器，该扶正器能使流体在环空中形成一定的旋流场，有利于循环出不规则井眼内的钻井液，提高水泥浆的顶替效率。旋流刚性扶正器设计为：4892～5392m井段3根套管1只，5892～6600m2根套管1只，6600m （该处井斜37°，侧钻点6610m）以下1根套管1只，重叠段4根套管1只。软件模拟显示，这样的扶正器设计可以使套管居中度达到70%以上。

3）固井前调整好钻井液性能套管入井后，固井前通过循环逐步将钻井液的屈服值和静切力适当降低，屈服值控制在8Pa以内，初切小于2Pa，密度1．55g／cm3，粘度小于55s，改善钻井液的流动性能，提高顶替效率。

2．3 优选水泥浆体系

元坝103H井底温度达到162℃，循环温度达137℃，上下温差达54．72℃，长兴组存在易漏失地层，嘉陵江组存在盐水层；对水泥浆的耐温、耐压、抗盐及防气窜性能提出了很高的要求，因此提出了双凝水泥浆结构。双凝界面选取在6300m处，领浆采用密度为1．60g／cm3高强度低密度防气窜抗盐水泥浆体系，尾浆采用密度为1．89g／cm3胶乳防气窜水泥浆体系（见表2）。

为了防止发生气窜现象，尾浆中加入耐高温防气窜剂，同时利用胶乳体系在水泥浆中形成致密的薄膜阻隔气体进入，胶乳颗粒也可以在水泥浆的固相颗粒间填充更多的空间，减小水泥浆的渗透率。试验证明，采用胶乳水泥浆体系，即使气体进入水泥浆，也可以有效的被封堵在水泥浆中，不至于上窜形成严重的气窜。

表2 水泥浆体系性能

前置液采用冲洗液加隔离液浆柱结构，其中密度为1．02g／cm3，粘度5mPa·s的化学冲洗液设计6．4m3，占环空高度200m，主要作用为稀释并清除泥饼；密度为1．57g／cm3，粘度25～35mPa·s的隔离液设计13m3，环空高度410m，主要作用为有效层流顶替钻井液，清除泥饼；有效隔离钻井液及水泥浆，避免水泥浆碰到钻井液后流变性及稠化时间引起变化，对固井质量及施工安全造成影响。

3 现场应用

2010年11月29日13∶30～14∶00注入密度1．50g／cm3，粘度55s的先导浆50m3，施工排量1．5m3／min，压力14MPa；14∶40～14∶55管汇施压30MPa；14∶55～15∶04注入密度1．02g／cm3的冲洗液6．4m3，施工排量1．0m3／min；15∶05～15∶50注入密度1．57g／cm3的隔离液13m3，施工排量0．3～0．8m3／min，压力5MPa；16∶10～17∶00注入密度1．61g／cm3的领浆51m3，施工排量0．7～1．0m3／min，压力5～0MPa；16∶10～17∶00注入密度1．89g／cm3的尾浆30m3，施工排量0．7～1．0m3／min，压力0；17∶37～17∶41压胶塞，注入压塞液2m3；17∶41～18∶11替入密度1．60g／cm3的钻井液48m3，施工排量1．5m3／min，压力8～12MPa；18∶11～18∶17替入密度1．57g／cm3的保护液4．8m3；18∶17～18∶45替入密度1．50g／cm3的钻井液，施工排量1．5m3／min，替浆至40m3时，排量降至1．1m3／min，替浆至44．7m3时碰压，碰压压力16MPa上升至22MPa，放回水检查回流，回压凡尔密封良好。

起出钻具10柱后进行大排量，循环返出密度1．61g／cm3水泥浆10m3，确认无混浆后起钻5柱，关井蹩压10MPa候凝72h，探扫水泥塞测固井质量。

12月4日下钻探得上塞面4530m，计算上塞高100m，扫上塞（钻压60～80kN），井口循环出水泥石，12月6日探得下塞面位置在6640m。12月8日进行电测，电测结果显示该井全井段声幅值在10%～40%，目的层井段声幅值小于15%，固井质量取得了比较理想的结果。