双胶塞固井工艺在丰探15井中的应用

覃 毅

中国石油渤海钻探工程有限公司第一固井分公司（河北任丘062552）

双胶塞固井工艺在丰探15井中的应用

覃 毅

中国石油渤海钻探工程有限公司第一固井分公司（河北任丘062552）

丰探15井是某油田在苏北盆地东台坳陷白驹凹陷洋心次凹深凹带白2井东构造布置的一口定向预探井，属于苏北盆地东台坳陷白驹凹陷洋心次凹深凹带白2井东构造-岩性圈闭构造。针对固井技术难点，为进一步提升苏北油区深井、探井固井质量，探索使用新工艺新方法，在丰探15井首次尝试采用双胶塞固井工艺。其原理是注前置液前压入空心胶塞刮净内壁上的残留泥浆，注水泥浆后压入实心胶塞刮净管壁上残留的水泥浆，避免套管内套管外钻井液与水泥浆的混窜，有效地保证固井质量。通过应用双胶塞固井工艺，配套井眼钻进控制技术、通井技术、井眼清洁措施、固井液技术、替浆技术等，安全顺利地完成了丰探15井固井施工。丰探15井应用结果表明，应用双胶塞固井工艺固井质量优质，效果显著，达到了预期的效果。

双胶塞固井工艺；通井技术；固井液技术；替浆技术

近年来，苏北盆地勘探取得重大突破，实现跨越式发展[1]。根据勘探开发需要，为了达到①主探白2井东构造-岩性圈闭泰州组含油气性，兼探阜宁组含油性；②取全地质资料，建立地层剖面，进行烃源条件、储集条件、盖层条件及主要储盖组合评价；③取得井下各套地层地球物理参数，为地球物理解释提供依据等钻探目的，某油田在苏北盆地东台坳陷白驹凹陷洋心次凹深凹带白2井东构造布置的一口定向预探井丰探15井。在钻井中，依次钻遇东台组、盐城组二段与一段、三垛组、阜宁组三段、二段与一段、泰州组二段与一段。目的层是阜宁组二段(E1f2)与泰州组一段(E1t1)。本井设计垂深4 060.00m、斜深4 066.37m，实际完钻垂深4 050.00m、斜深4 060.00m。实际井身结构为：一开Φ444.5mm钻头钻至107.00m，下入Φ339.7mm表层套管107.00m，封固上部疏松地层，同时减少二开钻进风险；二开Φ311.1mm钻头钻至2 028.00m，下入Φ244.5mm技术套管2 025.60m，封固盐城组易塌地层；三开Φ215.9mm钻头钻至4 060.00m完钻，下入Φ139.7mm油层套管4 031.66m进行固井完井，主要目的是封隔储层，满足开采及改造的要求。三开完钻固井时，通过分析固井技术难点，探索使用新工艺新方法，在苏北油区首次尝试采用双胶塞固井工艺，进一步提升深井、探井固井质量。

本井上部井段盐城组、三垛组棕红色泥岩水化膨胀缩径，下部井段由于井眼较大，泵压较高。在井深2 900m之前，钻进较快，施工进度超前，过2 900m后因含有大段深灰色泥岩、棕色泥岩、灰色砂质泥岩、砾岩及灰绿岩等不等厚互层，地层结构较为复杂，交界面较多，成岩较致密，钻时较大，最大钻时长达260min/m，井下情况复杂，对固井施工工艺要求高。上部井段盐城组、三垛组棕红色泥岩水化膨胀缩径，在钻井过程中要提高钻井液的抑制性能和携砂造壁能力，抑制泥岩水化膨胀、缩径；提高钻井液排量及携砂能力是确保安全施工的关键，确保井眼状况良好。下部地层为脆性泥岩，钻井过程中极易产生周期性剥落，下部井段井壁稳定性差，导致井眼不规则，封固井段井眼呈“锯齿”状，固井时提高顶替效率困难，影响封固效果，后期完井压力大，威胁固井安全[2]。三开固井油水层活跃，水泥浆失重后防窜困难，适合本井固井的水泥浆配方，性能要求失水量低、稠度适宜，浆体稳定性及防窜性好，筛选合适的水泥浆配方困难。钻达井深3 864.62m，钻头下深3 862.20m,静止时间23h,显示深度3 863.00m，全烃最高为68.414%，上窜速度5.93m/h。钻达井深3 919.23m，钻头下深3 896.23m,静止时间4.05h,显示深度3 874.00m,全烃最高为100.00%，上窜速度138.82m/h。钻达井深3927.39m，钻头下深3 909.38m，静止时间24h，显示深度3 874.00m,全烃最高为23.557%，上窜速度36.53m/h。钻达井深4 060.00m，钻头下深4 045.00m，静止时间9h，显示深度3 874.00m,全烃最高为27.002%，上窜速度25.94m/h；这些因素给固井施工带来了严峻的考验。

1 双胶塞固井工艺

提高泥浆顶替效率是保证固井质量的重要环节，包括2方面内容即套管内与环空双替静，其中套管内主要是保证底部水泥浆纯度提高水泥塞质量。为探索使用固井新工艺新方法，针对固井难点，进一步提升苏北油区深井、探井固井质量，于是在丰探15井完井固井中首次尝试在苏北油区采用双胶塞固井工艺[3-8]。

双胶塞分为上、下胶塞，上胶塞是实心，下胶塞是空心，都可以用PDC钻头钻除，胶塞具有耐高温，又有韧性的特性。双胶塞固井工艺原理是固井时利用双胶塞固井水泥头在注入一定量的注前置液后将下挡销旋出继续用前置液将空心胶塞压入井内以刮净内壁上的残留泥浆，注水泥时，隔离水泥浆和泥浆，防止水泥浆中渗入泥浆影响固井质量。注水泥浆后将上挡销旋出压入实心胶塞刮净管壁上残留的水泥浆，避免套管内套管外钻井液与水泥浆的混窜，来实现套管内的替浆，直至碰压，有效地保证了固井质量。采用双胶塞固井工艺，根据施工碰压情况在环空适当加压，憋压候凝。

1.1 井眼钻进控制

三开以后，控制好井身轨迹，避免多次定向，采用“钻头+单弯螺杆”及“钟摆”钻具组合，下入MWD无线仪器随时监测井斜、方位变化，阜宁组下部、泰州组地层岩性较硬，钻时较大，井底温度过高，对钻头损耗较为严重，严格观察、控制扭矩、钻时、泵压变化，保证井下安全。在定向前，避免定点循环，以免造成定点循环井段形成“大肚子”井眼；坚持按照规定进行短起下钻，对井壁进行修复，保证井眼畅通。

1.2 通井技术

完井电测前携带扶正器通井。在电测前需要下牙轮钻头+足尺寸球扶进行通井，必要情况下可下双球扶进行通井；下钻到底循环后进行短起下钻，短起下钻要求起出造斜井段，并在起下钻过程中异常的井段不开泵的情况下进行多次上提下放，对井壁进行修复，短起下正常到底后进行彻底循环，配制封闭液封闭造斜段后起钻；通井过程中做到起下钻平稳，避免携带扶正器产生严重抽吸和较大的压力激动，造成井壁不稳定。

1.3 井眼清洁

为保证套管能顺利下到井底，下套管前采用原钻具两次通井至底，对挂卡、遇阻井段必须加强划眼以及坚持短起下钻，保证套管的下入。通井到底后，充分循环钻井液，使不规则井段及其水平段井眼老浆被新浆驱替干净，有利于水泥浆充填，保证水泥环胶结质量。套管下完后，先小排量顶通循环，逐步加大排量循环，并用大排量循环洗井2周，循环时密切注意泵压变化，防止环空蹩堵，调整好泥浆性能，使其达到固井要求泥浆性能，固井前井下必须正常，保证井下无漏失、无垮塌,井眼清洁后方可组织固井作业。

1.4 固井液技术[9-10]

1）采用配浆水作为冲洗液，采用低密度水泥浆作为隔离液，形成前隔离液。在保证井下安全的情况，需要性能良好的前置液,有效清除井壁及套管，替净环容的泥浆，防止泥浆与水泥浆接触污染，并保证隔离液的絮流接触时间大于10min，配合套管居中来提高固井时的顶替效率。

2）优选常规密度失水量低、稳定性好的防窜水泥浆固井。领浆：G级水泥+降失水剂+分散剂+消泡剂+缓凝剂+现场水；尾桨：G级水泥+降失水剂+分散剂+消泡剂+现场水。在水泥里适当混配膨胀剂，形成膨胀水泥浆体系，增强固井效果[11-12]。化验数据见表1。化验条件：初始温度20℃，最终温度98℃，升温时间42min，初始压力4MPa，最终压力50MPa。

1.5 替浆技术[13-15]

替钻井液时控制钻机柴油机转速，顶替排量不得小于正常钻进时排量，水泥浆在环空中平均返速能达到1.00m/s，达到紊流状态，提高顶替效率，根据多方计量留2m3左右改用水泥车进行小排量顶替至碰压，确保水泥胶结质量。碰压后稳压10min，环空加压2MPa，憋压候凝。

表1 水泥浆性能

2 现场应用及效果分析

为进一步提升深井、探井固井质量，探索使用在苏北油区采用双胶塞固井工艺新工艺新方法，在丰探15井完井固井中首次使用双胶塞固井工艺。

1）固井现场应用。下完套管、循环处理泥浆达到固井要求后固井准备就绪时将固井上、下胶塞装入双胶塞固井水泥头里，在注入6.0m3注前置液后将下挡销旋出继续用2.0m3前置液将空心胶塞（下胶塞）压入井内以刮净内壁上的残留泥浆，在注水泥时有效隔离水泥浆和钻井液。注入低密度领浆4.7m3；密度1.60～1.65g/cm3；排量1.0～1.2m3/min；缓凝水泥浆12.7m3；密度1.88g/cm3；排量1.0～1.2m3/min；速凝水泥浆11.2m3；水泥浆平均密度1.91g/cm3；排量1.0～1.2m3/min，将上挡销旋出压入实心胶塞（上胶塞即碰压塞）刮净管壁上残留的水泥浆，避免套管内套管外钻井液与水泥浆的混窜，同时实现套管内的替浆，直至替浆到量碰压明显，固井施工结束，环空加压2.5MPa，候凝36～48h测声幅。

2）效果分析。经过候凝后检测固井质量。人工井底、水泥返高与磁性定位等施工参数均达到设计要求,测量井段3 065～3 975m中封固段固井声幅CBL曲线10%以内，质量优质，丰探15井部分井段固井质量声幅CBL曲线见图1。为方便比较，在之前完成的苏北油区同区块一口探井丰探×井完井固井中单胶塞常规固井工艺，部分井段固井质量声幅CBL曲线见图2。应用结果比较证明，采取双胶塞固井工艺固井声幅CBL曲线波动明显减少，固井质量明显提高，在一定程度上达到了提升固井质量的目的，具有良好的应用效果。

3 结论与认识

1）在苏北油区首次成功尝试采用双胶塞固井工艺，探索使用新工艺新技术，固井施工风险因素多，经过现场应用，效果良好，可以有效提高固井质量，值得推广应用，为以后在该油区采用双胶塞固井工艺技术施工积累了宝贵的技术经验。

2）分析上部井段盐城组、三垛组棕红色泥岩水化膨胀缩径，在钻井过程中要提高钻井液的抑制性能和携砂造壁能力，抑制泥岩水化膨胀、缩径；下部井段由于井眼较大，泵压较高，提高钻井液排量及携砂能力；采取有效井眼钻进控制技术，配套通井技术措施，达到井眼畅通、清洁状况良好的技术要求。

图1 丰探15井部分井段固井质量声幅CBL曲线图

图2 丰探×井部分井段固井质量声幅CBL曲线图

3）优选出良好的水泥浆体系是固井液技术的关键,同时浆体必须具有良好的稳定性,而浆体的流动性又是提高顶替效率的必要条件,需要借助合适的外加剂调节其性能来满足固井的需要，集成前置液措施与替浆技术，全面提高顶替效率，提升固井质量。

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Fengtan 15 well is a directional exploration well in structural-lithologic trap located in east of Bai 2 well in Yangxin sub-sag deep-sag zone of Baiju Sag of Dongtai Depression in Subei Basin.In order to further enhance the cementing quality of deep exploration wells in Jiangsu Oilfield,the double rubber plug cementing technology is applied to Fengtan 15 well.The principle of the double rubber plug cementing technology is to press into a hollow rubber plug to scrape the residual mud on the inner wall and then to press into a sol⁃id rubber plug to scrape the residual cement slurry on the inner wall after injecting cement slurry in order to avoid the mixing of drilling fluid in the inside of casing with the cement slurry in the outside of casing,which can effectively ensure the cementing quality.The ce⁃menting construction of Fengtan 15 well is safely and successfully finished through the combination of the double rubber plug cementing technology with borehole drilling control technique,well-through technique,borehole washing measure,cementing fluid technique and mud displacement technique.The application result to Fengtan 15 well shows that the cementing quality using the double rubber plug cementing technology is high,and it achieves to the desired result.

double rubber plug cementing technology;well through technology;cementing fluid technique;mud displacement technique

尉立岗

2016-04-12

覃毅（1984-），男，现从事安全管理及固井技术研究工作。