塔里木油田塔北地区深井超深井固井难点及对策

胡旭光 彭晓刚 段 玲 赵若锟

（1.西南石油大学石油工程学院 2.中国石油塔里木油田公司3.中国石油西南油气田公司低效油气开发事业部 4.中国石油西南油气田公司采气工程研究院）

为了增大油气产量，最近几年塔里木油田在塔北地区加大了开发力度，钻探的油气井井深甚至达到7000 m，深井超深井固井中的高温高压、多压力层系等复杂情况极大地增加了固井难度：①固井技术难度大，深井超深井钻井受地质条件、钻井深度、油气层及井下复杂情况的限制，使得下部环空间隙小，一般小于25.4 mm，给固井作业带来了难题；②固井质量很难保证，尤其是深部复杂地层及深部小间隙的固井，一旦遇到高压气层，极易形成气窜；③一般水泥浆难以满足塔北地区深井中井底循环温度过高的要求，给后期施工带来很大的隐患，甚至影响整个开发布局。

1 塔北地区超深井固井难点

塔北地区超深井固井有以下几个难点：

（1）同一裸眼段多压力层系并存且压力系数差异大

塔北地区同一裸眼井段中存在多个压力层系，并且各层间压力系数差异很大，在高压段油气井固井易出现环空窜流，导致大量的油气散失，同时由于要把压力系数不同的低压漏失层和高压气层封固好并且能保证层间不互窜，因此固井施工难度大。

（2）井底循环温度高、波动敏感

塔北地区井深普遍较深，井底静止温度高，大多在110℃以上，有些高温井甚至达到170℃，高温井中井底循环温度波动敏感、水泥浆稠化时间突变等因素会导致水泥浆稠化不正常、水泥石强度低、沉降稳定性差等情况，难以保证固井质量，这些给水泥浆的设计提出了很高的要求。

（3）下部环空间隙小

深井及超深井钻井由于受地质条件、钻井深度及井下复杂情况的限制，使得下部环空间隙小，一般小于25.4 mm，给固井作业带来难题：①小间隙使下套管困难，也难以保证套管居中度大于67%的要求，影响水泥浆的顶替效率；②小间隙施工泵压高，难以实现紊流顶替；③水泥环薄（小于25.4 mm），固井质量难以保证，降低了水泥环封隔地层的能力。

（4）盐膏层蠕变

盐膏层给塔北深井固井提出了极大的挑战。盐膏层属于可溶性地层，埋藏深，在高温高压下有较强的塑性蠕动能力，盐层蠕动会严重破坏水泥环，使套管挤毁变形[1]，导致井眼质量较差，井径不太规则，不利于水泥浆与地层及套管间的胶结[2]，影响固井质量。同时盐层溶于水后是一种强电解质，在不同温度和质量浓度下将使水泥浆产生分散、密度升高、闪凝等效应，导致封固盐膏层时水泥浆的各项性能难于控制。这些都成为制约固井施工顺利进行的不利因素。

2 塔北地区超深井固井对策

2.1 掌握地层破裂压力和孔隙压力

对多套压力层系固井来说，关键在于掌握地层的破裂压力和孔隙压力及固井施工中如何控制施工压力的固井技术及措施。

在实际应用过程中主要通过以下步骤来实现：①找出全井中最薄弱地层的破裂压力系数K破裂和有异常高压地层处的孔隙压力系数K孔隙；②计算固井施工中地层可以承受的最高压力P破裂和控制油气窜所必须达到的最低压力P孔隙；③通过倒算法调节钻井液密度和前置液用量，控制固井施工压力，使固井施工压力控制在地层破裂压力和地层孔隙压力之间，保证固井施工的成功。对多压力层系井段，塔里木油田塔北地区多采用双级固井技术，对特殊井根据实际条件采用三级固井技术进行固井施工[3]。

2.2 优化水泥浆性能

解决深井超深井井底循环温度高且波动敏感等问题，应主要从水泥浆性能方面入手同时优化固井设计。

水泥浆取样要有代表性，根据各区块地温回归公式提前作室内小样，待电测资料出来后，再做室内小样重复实验，并坚持配药水后的现场大样复查工作，保证固井前钻井液性能良好。

对井底温度波动极其敏感的井可采用计算机模拟来建立井下温度分布数学模型[4]，模拟注水泥条件下或钻井循环过程中井下循环温度分布。

固井作业前充分循环钻井液并调整好性能，在保证井下稳定、满足携砂的条件下，尽可能降低钻井液的流变性和屈服强度，以达到提高顶替效率的要求；选择最优顶替排量，设计最佳扶正器数量及位置，使用优质冲洗液和隔离液。

2.3 改变井身结构增大环空间隙

实践表明，影响Φ177.8套管固井质量的首要因素是环空间隙小、井径不规则。因此加大环空间隙是提高Φ177.8套管固井质量的根本措施。改变井身结构可从两个方面设想：①在条件允许下增大上层套管和钻头尺寸;②缩小油层套管尺寸。改变井身结构可为油层套管固井提供良好的井筒条件，可采用水力扩眼器、双芯钻头、随钻扩眼工具等扩眼工艺技术改善固井环境[5]。

2.4 优化盐膏层固井技术及措施

为提高盐膏层封固质量，注水泥作业应采取紊流顶替办法和高性能低污染隔离液 （密度介于泥浆和水泥浆之间），紊流接触时间不应少于4 min，实际接触时间均在10 min以上。盐膏层段套管加弹簧扶正器，使套管居中度控制在合理范围内。为防止下套管和固井过程发生井漏，在盐膏层以下漏失井段打凝胶塞，套管下过盐膏层底界，为钻开下部低压层创造条件，尾管与上层技术套管重叠200 m，为确保重叠段封固质量，在尾管顶部预留100 m水泥塞。

3 轮南11-4井固井施工实例

3.1 基本情况

轮南11-4井是塔里木油田分公司开发项目部的一口开发井，该井位于新疆维吾尔族自治区库车县境内，构造位置为塔里木盆地轮南低凸起轮南潜山西部斜坡带。目的层为奥陶系，设计井深5408.00 m。实际井深5449.50 m。固井井下套管记录见表1，下入直径444.5 mm表层套管下深802.36 m。使用直径311.2 mm ST117G三牙轮钻头二开，钻进至井深4600.00 m完钻；244.50 mm技术套管，下深4600 m。用直径215.9 mm HAT127三牙轮钻头三开，钻进至井深5294.80 m完钻。

表1 固井井下套管记录

3.2 固井难点

①裸眼段长，套管串与井壁间环空间隙小，循环阻力大，水泥浆密度高导致液柱压力大，固井施工泵压高，致使水泥浆在低压渗透的储集层段漏失，固井质量难以保证，易污染油层；②水平段的岩屑床不易清除干净,造斜井段易形成微台阶，下套管摩阻大，套管下到设计井深难度大；③长裸眼水平井段，套管居中度低，顶替效率低，水泥浆易形成顶边水带，固井质量难以保证；④裸眼井段地层流体活跃，有油、气、水层，施工中和候凝期间容易造成油气水窜，一级固井质量难以保证；⑤在凝固过程中，水泥浆失重后，油气水易窜，影响固井质量；⑥由于地层压力系数低，易井漏且上部为Φ177.8 mm套管，环空间隙小，替浆排量受到限制，固井质量也难以保证；⑦一级施工为水平井段，不易碰压，水泥塞面不好控制；⑧本井周围有多口生产井、注水井，连通状况较好，固井施工以及候凝时，若继续注采易造成窜槽。以上均是该井固井施工的难点。

3.3 固井技术措施

采用半饱和盐水水泥浆，盐的浓度为18%，水泥中掺入硅粉以避免水泥在井底高温下的强度衰退。封固段水泥浆按双凝结构设计，在下部盐膏层段，采用加重水泥浆封固，设计尾浆密度2.05～2.10 g/cm3，盐膏层上部井段采用常规水泥浆封固，设计领浆密度1.95～2.00 g/cm3。考虑要将尾管顶部多余的水泥浆循环出井口，领浆的稠化时间要根据时间延长。

为防止下套管和固井过程发生井漏，在盐膏层以下漏失井段打凝胶塞，套管下过盐膏层底界为钻开下部低压层创造条件。尾管与上层技术套管重叠200m，为确保重叠段封固质量，在尾管顶部预留100m水泥塞。

本井实测井径大，封固段环空容积达165 m3，固井时极易发生窜槽，将有大量的水泥浆上窜至尾管顶以上，造成浪费还会对后期施工带来影响，因此采取了测量循环周的方法，经通井期间和下套管后多次测量，确定封固段环空容积为65 m3。

3.4 施工情况

一级施工结束投2号重力塞开孔循环时，返出大部分加重隔离液；二级施工结束投1号重力塞开孔循环时，返出少量混浆；三级施工替浆过程中，发生漏失，降低排量替浆至碰压关孔，水泥浆返出地面，固井质量均合格。

4 结论与认识

（1）针对塔北地区深井超深井多套压力层系固井，通过掌握地层的破裂压力和孔隙压力来计算固井过程中各数据安全值，比如钻井液密度和前置液用量等；根据实际施工状况采用合理的控制施工压力的固井技术措施如双级固井技术、三级固井技术进行施工。

（2）针对井底循环温度高且波动敏感等问题，应重点提高水泥浆性能。通过室内试验及采用计算机模拟来建立井下温度分布数学模型来探讨适合固井施工的水泥浆配方。

（3）为提高Φ177.8套管固井质量可通过增大上层套管和钻头尺寸及缩小油层套管尺寸来适当增大环空间隙，改善固井环境。

（4）在塔北5000 m左右膏岩层固井中，应优化注水泥作业措施，通过在漏失段打凝胶塞以及在尾管顶部预留水泥塞来提高固井质量。

（5）针对轮南11-4井固井难点，通过采取对应的措施对症下药，固井质量全部合格。

1 张春涛.盐膏层固井技术及应用[J].钻采工艺，2008，31(3):146-148.

2 侯殿波.深井盐膏层固井水泥浆体系研究与应用[J].石油钻探技术，2004，32(3)：18-20.

3 盛勇,李桂方,李飞，等.三级固井技术在塔里木油田超深水平井中的应用[J].石油钻采工艺，2009，31(2):27-31.

4 何世明，何平，尹成，等.井下循环温度模型及其敏感性分析[J].西南石油学院学报，2002,24(1):57-60.

5 段永贤，秦宏德，乐法国，等.塔里木油田深井小间隙尾管固井难点及对策[J].石油天然气学报，2005，27(6):891-892.