元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术

蒲洪江，张林海，侯跃全，周小飞，刘 建

（1.中国石化西南油气分公司元坝气田开发建设项目部，四川阆中637400；2.中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

元坝气田是一个海相和陆相多层系叠合的大型气田，其陆相地层垂深一般在3 200.00～5 400.00m，海相地层垂深一般在6 700.00～7 100.00m。开发井采用五开井身结构，其三开井段要封隔下沙溪庙至须家河组的陆相地层，在φ314.1mm井眼中下入φ282.6mm（或φ282.6mm＋φ273.1mm）或φ279.4mm（或φ279.4mm＋φ273.1mm）无接箍厚壁技术尾管，固井工艺采用尾管悬挂固井封固裸眼段后再回接套管至井口。其尾管段主要封固3 050.00～5 400.00m井段，封固段长2 000.00m以上，存在环空间隙小、套管下入困难、循环摩阻大及固井防窜、防漏和压稳共存等难题[1-2］。目前，国内外其他区块针对这种复杂井况一般设计多开次井身结构，缩短封固段长度，降低固井难度；同时，其他区块气层压力系数较低，钻井液性能调控容易，对下套管与固井影响较小[3-4］。笔者对元坝气田的大尺寸长尾管固井技术进行了研究[5-6］，形成了提高元坝气田φ314.1mm井眼固井质量的综合固井技术，解决了元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术难题，确保了元坝气田陆相复杂地层的固井质量，满足了四开海相地层继续钻进的要求。

1 三开陆相地层主要固井难点

1.1 封固段地层复杂

下沙溪庙组至须家河组的陆相地层存在井眼稳定性差、井壁坍塌严重等复杂情况。地层压力梯度自上而下在1.75～2.37MPa／100m 内分布，自流井组和须家河组地层存在高压裂缝气层，为压稳气层，钻井液密度甚至达到地层漏失压力当量密度，导致固井施工时安全密度窗口窄，压稳与防漏矛盾突出。

1.2 封固段长、环空间隙小，下套管风险大

元坝气田φ314.1mm井眼的平均井径扩大率一般为5%～7%，套管尺寸一般为φ282.6mm（或φ282.6mm ＋φ273.1mm）或 φ279.4mm （或φ279.4mm＋φ273.1mm），裸眼段环空间隙较小。

考虑到大尺寸井眼椭圆度较大，短径方向的间隙可能更小，增大了下套管的风险。另外，尾管段长度超过2 000.00m，长封固段不仅使套管下入困难，还增大了循环摩阻、限制了循环排量，不能有效清洗井眼，导致顶替效率低和胶结质量差[7-8］。同时，由于封固段长，水泥浆上下温差大，可能影响上部水泥浆强度的发展。

1.3 油气显示活跃，井控及压稳风险大

须家河组地层存在高压气层和不稳定地层，气层显示活跃，压稳困难，易发生环空气窜[9-10］。如元坝10-1H井用密度为2.05kg／L的钻井液钻至井深4 369.58m时发生溢流；套管下至设计井深后钻井液入井和返出密度差达0.16kg／L。这样的井况不仅增大了井控风险，对固井压稳也提出了挑战。

1.4 高密度钻井液不利于水泥浆顶替

元坝气田主要采用钾离子聚磺防塌防卡钻井液钻进陆相地层，钻井液密度普遍大于2.00kg／L，最高2.50kg／L。由于钻井液密度高，固相含量高，循环摩阻大，井眼难以实现高效清洗，造成水泥浆顶替效率低[11-12］。同时，元坝气田由于陆相地层油气显示活跃，固井前的钻井液密度甚至接近地层漏失压力当量密度，水泥浆密度选择范围较小。

1.5 不能安放套管扶正器，套管居中无保障

因井眼因素全部使用无接箍套管，为了能安全下入套管，考虑裸眼段不安放套管扶正器，仅在重叠段加入少量扶正短节或扶正器，导致裸眼段的套管居中度无法保证，影响固井顶替效率[9，13］。

1.6 尾管载荷大，对尾管悬挂器性能要求高

由于元坝地区所使用的尾管为非标准尾管，国内外与该尺寸尾管相对应的尾管悬挂器极少。同时，悬挂尾管长2 000.00m以上，累计重量超过2 200kN，浮重达1 500kN以上，尾管悬挂器负荷大，对其悬挂能力要求高。另外，上层套管内径为320.4mm，如采用常规管串结构，悬挂器本体外径最大处与上层套管环空间隙较小，悬挂器坐挂后过流面积变小，导致循环压力增加，影响水泥浆的顶替效率[14］。

2 大尺寸、非标准尾管固井技术

2.1 大尺寸非标准尾管悬挂器选型

综合考虑尾管悬挂器的负荷能力、坐挂后的过流面积等因素，德州大陆架公司的SSX-C型大尺寸尾管悬挂器具有承载能力大、过流面积大的特点（见图1），因此选择该尾管悬挂器进行固井施工。

该尾管悬挂器的结构特点为：1）采用卡瓦和锥套侧面承载的方式，改变卡瓦和锥套间挤压力的方向，减小了锥套所受的径向力；2）侧面承载结构可以增大卡瓦的长度，减小卡瓦和套管间的接触应力，可避免外层套管的应力集中；3）坐挂机构采用无推杆连接方式，入井期间卡瓦藏于锥套内，提高了尾管悬挂器的入井安全性；4）对过流面积重新设计，并增加了内循环通道，使坐挂后的过流面积明显增大。实际计算表明，尾管悬挂器坐挂前的环空过流面积为102.7cm2，坐挂后为92.9cm2，可以看出尾管悬挂器坐挂以后的环空过流面积减小得很小，有利于降低循环压耗，提高顶替效率。该尾管悬挂器的悬挂能力达到3 500kN，可以满足施工要求。

图1 SSX-C型尾管悬挂器结构Fig.1 Structure of type SSX-C liner hanger

2.2 井眼准备措施

为模拟套管串的刚度，采用3稳定器通井钻具组合进行通井和模拟下套管，通井钻具组合：φ314.1mm钻头＋φ228.6mm钻铤×1根＋稳定器＋φ228.6mm钻铤×1根＋稳定器＋φ228.6mm钻铤×1根＋稳定器＋钻柱，稳定器至少有一个直径不小于310.0mm，最小通井稳定器直径不小于306.0mm，该钻具组合保证了通井钻具的刚性大于套管刚性。对起下钻遇阻及缩径井段进行重复划眼，以保证套管顺利下至设计位置。

套管下至设计设计井深后，充分循环洗井，排量不低于固井施工时的最高施工排量，确保井眼干净畅通，无漏失，无垮塌。对比不同循环情况对固井质量的影响（表1），发现循环洗井3周以上有利于提高水泥环界面的胶结质量。

表1 循环情况对固井质量的影响Table 1 The effect of cycle time on cementing quality

2.3 隔离液与水泥浆性能设计

2.3.1 隔离液性能设计

由于环空间隙较小，尾管均采用无接箍套管，不能安放套管扶正器，无法保证套管居中度，需要对隔离液性能进行优化[8］，隔离液流变参数的设计范围为：稠度系数0.1～0.4Pa·sn，流性指数0.6～0.8。在改善隔离液流变参数的基础上，还需要配套相应的技术措施，确保顶替效率的提高，主要包括：钻井液、隔离液和水泥浆之间自低到高应有不小于10%的密度差，三者之间自低到高应有不小于10%的切力差，隔离液量注入量不少于15m3，即占环空的长度大于500m。

2.3.2 水泥浆性能设计

元坝地区油气显示层位多，气层活跃，入井水泥浆密度较高，水泥浆在候凝过程中若发生失重易导致气窜，所以采用双凝水泥浆。以膨胀水泥浆作为领浆封固非油气层显示段（若领浆封固段也有油气显示，则选用膨胀防气窜水泥浆），膨胀防气窜水泥浆作为尾浆封固主要油气显示段。水泥浆性能要求：密度比钻井液密度高0.12kg／L；初始稠度≤25Bc；流动度≥18cm；API滤失量≤50mL；自由液为0；上下密度差小于0.02kg／L；领浆稠化时间在施工时间基础上附加60～120min，尾浆稠化时间在施工时间基础上附加60～90min；领、尾浆稠化过渡时间≤30min；膨胀防气窜水泥浆的防气窜性能系数（SPN）≤3；领浆72h顶部抗压强度≥7MPa，尾浆48h抗压强度≥14MPa。

3 现场应用

元坝气田开发井采用大尺寸非标准尾管固井技术已完成陆相地层尾管固井11井次，固井质量合格率100%，其中优质率54.5%，基本克服了元坝气田的固井技术难点，固井质量可以满足四开继续钻进要求。

元坝29-1井是元坝气田的一口开发井，该井陆相地层为φ314.1mm井眼，采用φ282.6mm技术尾管封 固3 143.00～5 210.50m 井 段，封 固 段 长2 067.50m；固井前钻井液性能：密度2.07kg／L，初切力10.5Pa，终切力23.0Pa，动切力21.0Pa，塑性黏度46mPa·s，含油2%。该井油气显示达80层；同时在钻进过程中存在4个漏失层位，发生井漏5次，共漏失钻井液1 650m3，划眼过程中还发生2次井壁失稳，井况十分复杂。该井电测井径最大398.83mm，井径最小307.25mm，平均为330.9mm，平均井径扩大率为5.4%。

该井的三开通井钻具组合为φ314.1mm钻头＋φ228.6mm 钻 铤 ×1根 ＋φ310.0mm 稳 定 器 ＋φ228.6mm 钻 铤 ×1根 ＋φ308.0mm 稳 定 器 ＋φ228.6mm钻铤×1根＋φ306.0mm稳定器＋钻杆，保证了通井钻具刚性不低于套管刚性。通井过程中，对起下钻遇阻及缩径井段进行了重复划眼，保证了套管顺利下至设计位置。

该井钻进过程中在须家河组多次发生漏失，漏失地层断层裂缝较发育，前3个漏失层位采取在钻井液中加入桥接堵漏材料的方法成功封堵；最后1个漏失层位于4 892.27～4 892.92m井段，采用水泥塞成功封堵；下套管前井内未出现漏失。由于钻进过程中漏失层位较多，为防止下套管及固井过程中发生井漏，下套管前用2.10kg／L的钻井液以45L／s的排量循环两周，未发生井漏。下完套管后发生井漏，在钻井液中加入桥接堵漏材料、以0.8～1.5m3／min排量循环堵漏22h后仍存在渗漏，漏速1.5～2.0m3／h，考虑到井下情况复杂，提前进行固井施工。

管串结构为加长浮鞋×1.01m＋套管×10.03m＋浮箍×0.26m＋套管×19.24m＋浮箍×0.26m＋套管×21.28m＋球座×0.36m＋套管串＋悬挂器＋送入钻具，下塞长度为52.44m。设计重叠段每4根无接箍套管加一只扶正短节，重叠段套管居中度为45%。

该井的领浆和尾桨均采用具有较好流变性能和防气窜能力的膨胀防气窜水泥浆，配方为：嘉华G级水泥＋75.0%加重剂＋2.0%防气窜剂＋2.0%膨胀剂＋4.0%降滤失剂＋1.2%分散剂＋缓凝剂，领、尾浆的稠化时间通过调整缓凝剂加量进行调节。领浆性能为：密度2.25kg／L，流动度21cm，API滤失量40mL，自由液0，初始稠度18Bc，稠化过度时间3min，稠化时间426min；流性指数0.62，稠度系数1.61Pa·sn，防气窜性能系数为0.53；72h顶部抗压强度15.7MPa，48h抗压强度20.5MPa。尾浆性能为：密度2.25kg／L，流动度21cm，API滤失量42mL，初始稠度21Bc，稠化过度时间5min，稠化时间252min；流性指数0.62，稠度系数1.60Pa·sn，防气窜性能系数1.22，48h抗压强度17.8MPa。领、尾浆都具有较好的流变性能和防气窜能力，水泥浆的综合性能满足防气窜要求。

该井固井地面施工正常，注入先导浆40m3（密度2.07kg／L），隔离液12m3（密度2.20kg／L），领浆35m3（平均密度2.23kg／L）、尾浆43m3（平均密度2.25g／cm3），注浆排量1.1～1.2m3／min，泵压6～1MPa；替浆 134.5m3，替浆排量 1.3～1.5m3／min，泵压2～12MPa。替钻井液过程中漏失水泥浆5m3，替浆到量后未碰压，放回水后检查回压阀密封良好，起钻10柱后以2.0m3／min的排量循环2周，由于固井前存在漏失现象，故循环干净后直接关井候凝。

该井封固井段长2 067.50m，其中固井优良段长1 819.00m，优良率87.98%，合格段长1 993.00m，合格率96.40%，固井质量综合评价为优质。

4 结论及认识

1）通过对井眼准备、悬挂器性能参数选择以及固井工艺技术的研究，形成了一套提高元坝气田开发井φ314.1mm井眼固井质量的综合固井技术，解决了元坝气田开发井陆相地层的固井技术难题。

2）严格的通井措施和充分的井眼准备是保证大尺寸非标准尾管顺利下入和安全固井的必要条件，套管下至设计井深后，循环洗井3周以上，有利于提高固井质量。

3）对水泥浆体系进行优化设计，使隔离液密度大于钻井液密度，隔离液注入量占环空高度大于500m，可以提高顶替效率。

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