精细动态控压固井技术在顺南区块的应用

郭继刚

（ 中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮阳 457001）

精细动态控压固井技术在顺南区块的应用

郭继刚

（ 中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮阳 457001）

郭继刚.精细动态控压固井技术在顺南区块的应用［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：76-79.

塔中顺南区块存在油气活跃、后效严重、压力窗口窄、井深、井底温度高、地层承压能力低等固井技术难点。为了解决顺南区块固井作业存在的问题，开展了精细动态控压固井技术现场实践，顺利完成了该区固井作业。该技术通过有效控制井口、井底压力，防止井漏、溢流的发生，在保证施工安全的同时提高了固井质量。目前已在顺南6井、顺南7井成功应用，效果显著。该技术对压力敏感性地层固井有推广应用前景。

固井；精细控压；井漏；溢流；固井质量；顺南区块

塔中顺南区块是中石化西北油田分公司的主要油气勘探区块，该区奥陶系碳酸盐岩储层分为上奥陶统和中下奥陶统。上奥陶统储集空间主要为低孔低渗基质、次生溶蚀孔洞和构造缝。中下奥陶统一间房、鹰山组裂缝、洞穴十分发育，缝洞一体［1-2］。本区钻遇碳酸盐岩储层高压气层时，气侵非常严重，后效持续时间长，全烃值居高不下，钻井液进出口密度差较大，若采用提高钻井液密度进行压稳，又会发生漏失。近年来，顺南5、顺南4-1等井采用常规尾管固井方法固井，存在压漏地层或压不住油气上窜的风险，导致固井质量较差。因此，针对顺南区块井深、井底温度高、压力窗口极窄、压稳和防漏难以兼顾的固井难题，采用精细控压固井技术在该区开展了现场固井实践，通过准确计算环空循环摩阻，提高顶替效率，进一步提高了尾管固井质量。

1　精细动态控压固井原理及设备

1.1精细动态控压固井技术原理

精细动态控压固井技术是在精细控压钻井技术的基础上提出的，主要在固井前循环、注固井液、替钻井液及后续反循环等固井过程中，通过精确动态控制，正注入排量和返出口流量控制产生反向回压来调节井筒液柱压力，实现安全固井的技术［3］。该技术基于优化环空加重隔离液、加重水泥浆等浆体结构，通过压稳计算，并结合控压装置，进行固井作业过程中压稳地层，减少固井液对井筒的进一步侵入，且不至于压漏地层，可控制井口及井底压力，更好地保障固井施工安全。该技术下固井施工前循环、注隔离液、注水泥浆、替高密度钻井液、替浆等各种工况下井底当量都有变化，各种工况均要有精准的动态井口控压，才能确保压稳地层且不压漏地层［4］。

1.2精细动态控压固井设备

精细动态控压固井设备与精细控压钻井基本相同［5-6］，主要有以下2种设备与常规固井不同。

1）旋转控制头。所用格瑞迪斯旋转控制头采用整体式设计，材质满足H2S酸性气体井服务。旋转控制头密封胶芯的材质是氨基甲酸乙酯，并且使用Kevlar聚合物高强纤维尼龙复合材料做加强涂层，使用时间是常规胶芯的3倍。旋转控制头轴承总成静密封工作压力35 MPa，100 r/min下的动密封工作压力是17.5 MPa，200 r/min下的动密封工作压力是10.5 MPa。旋转控制头润滑和冷却系统全过程使用油对旋转控制头进行冷却润滑，不使用水冷却，便于操作和维修保养。

2）自动节流控制系统。利用控压仪器，数据反馈至电脑，可实现对压力进行实时监控。具体流程如下：钻井液等流体从井内返出后，要经过旋转控制头及控压自动节流控制系统，自动节流控制系统通过控制自动节流阀开度的大小，调整施加的井口回压，调整压力变化，从而保持稳定的的预设井底压力。控制系统额定工作压力35 MPa，节流阀具有自动控制功能和手动操作功能。自动节流控制系统还安装有流量计，以测量出口流量。控压设备自动节流控制系统包括手动控制面板、进程逻辑控制器、操作面板、报警设置和3个相互连通的节流阀（节流阀A、B、C全开通径为φ76.2 mm）。节流阀的额定工作压力为35 MPa。数据采集系统的传感器和自动节流控制系统整体设计在一起，在控压设备指令接收器收到指令后，调整节流阀开度以调节井口回压的大小。

2　现场应用实例分析

目前精细动态控压固井技术已在顺南6、顺南7井成功实施，现场实施难度极大。下面以顺南6井四开固井（5 706～7 248.5 m）为例，介绍该技术的具体应用情况。

2.1顺南6井基本情况

2.1.1钻井过程复杂情况

1）四开采用φ215.9 mm钻头钻进至奥陶系时钻遇异常高压气层，气侵非常严重，且后效持续时间长，全烃值居高不下，钻井液进出口密度差大，每次起钻都需充分循环排气，打重浆帽保证起下钻安全。采用欠平衡钻井无法正常钻进。

2）鉴于欠平衡钻进无法满足钻进需求，提高钻井液密度进行过平衡打钻，提高钻井液密度后，出现不同程度的漏失。由于地层压力“窗口很窄”，采用格瑞迪斯井口控压装置，降低钻井液密度，井口控压、井底当量密度平衡的方式钻进。

3）鉴于储层油气上窜的后效严重，钻进过程中都有漏失，为提高井底承压能力进行了堵漏，以增大压力窗口。对四开已钻裸眼段进行全裸眼承压堵漏，为后期固井施工创造有利条件。

4）通过地层承压、井口控压，井底当量钻井液密度达到上窗口密度时，油气上窜速度可以控制在30 m/h以内。

2.1.2其他数据

最大井斜位置为6 624 m；最大井斜为0.491°，井底温度为178 ℃，井底循环温度为150 ℃，实验温度为150 ℃。裸眼井段为6 706～7 250 m；平均井径为224.29 mm；扩大率为3.9%。

2.2精细动态控压固井相关计算结果

控压固井相关计算结果见表1～表3。

表1　注轻浆控压计算结果

表2　固井施工作业控压计算结果

表3　固井施工作业控压计算结果

2.3顺南6井固井技术措施

2.3.1精细控压固井技术措施

1）通过优化环空加重隔离液、加重水泥浆等浆体结构，进行压稳计算，并结合控压装置，使固井作业过程中压稳地层。

2）在井眼循环、起钻、下套管、进行悬挂器投球坐挂倒扣、安装水泥头等作业时，要求井底当量密度大于1.98 g/cm3，确保压稳地层。

3）施工过程中控制井底当量密度为2.05 g/cm3，调节施工排量和控压压力。①注前置液、 领浆、 尾浆时， 施工排量为0.6 m3/min， 并控压5.5 MPa；②替浆时前置液未出套管前保持施工排量为0.8 m3/min，并控压4.3 MPa；③前置液和水泥浆出套管过程中，环空静液压力不断增加，保持施工排量，降低控压值；替量达到49 m3时，控压值降为1.4 MPa；④替浆最后8 m3时降低排量至0.3 m3/min，采用塞流顶替并井口控压4.0～2.6 MPa，同时防止井漏；计量误差实际最后5 m3降低排量至0.3 m3/min，控压4.0 MPa；⑤起钻5柱，反循环，反循环控制排量，使井底当量密度控制在2.05 g/cm3。现场反循环排量0.6～0.9 m3/min，控制反循环压力10.0 MPa。

2.3.2防窜固井技术措施

①采用控压固井技术，有利于降低密度差，提高水泥浆顶替效率，控制气层气窜。②采用双凝抗高温液硅胶乳防气窜水泥浆，有利于水泥浆在失重时对气层的压稳。③在保证施工安全的条件下尽可能缩短尾浆稠化时间，在水泥浆中加入防气窜剂，提高固井质量［7］。④根据防气窜压稳计算，确定双凝界面为6 750 m；领浆封固段5 906～6 750 m，密度为2.15 g/cm3，稠化时间为330～400 min；尾浆封固段6 750～7 250 m，密度为2.15 g/cm3，稠化时间为150～240 min。

2.3.3防漏固井技术措施

①进行地层承压试验，使全裸眼段（动态）承压能力当量密度大于2.05 g/cm3，保证固井作业有足够的安全窗口。②实际地层承压能力试验结果为：在全井钻井液密度为1.98 g/cm3条件下井口憋压5 MPa不漏，井底当量钻井液密度为2.05 g/cm3。

2.3.4提高重叠段顶部固井质量技术措施

①确保重叠段顶部200 m套管居中度大于70%。②附加一定量的水泥浆，以提高顶部水泥浆接触时间，提高水泥浆顶替效率。③采用抗高温液硅胶乳防气窜水泥浆，提高水泥浆阻止气窜的能力，同时添加的增韧剂SFP-3和胶乳有利于提高水泥石的弹塑性。④替浆到位后，进行反挤作业，设计挤入5 m3水泥浆，有利于保障封固质量。⑤候凝期间，进行憋压候凝，补偿水泥浆失重时的压力损失。

2.3.5提高底部封固段固井质量技术措施

①优化硅粉颗粒及加量，防止水泥石在超高温下强度衰退，提高水泥环的强度。②采用抗高温液硅胶乳防气窜水泥浆，利用纳米级的液硅和胶乳提高气体运移阻力，从而提高水泥浆阻止气窜的能力。③确保封固段底部200 m套管居中度大于70%。④替浆作业后期采用塞流顶替，提高水泥浆顶替效率。

3　固井质量评价

测井资料解释认为未使用精细动态控压固井的顺南501、顺南4-1井固井质量较差，裸眼段封固质量不理想。而顺南6井固井质量明显较好（见图1），裸眼段封固质量提升明显，管鞋封固质量理想。其中顺南6井重叠段也有200 m左右的优良封固段。说明精细动态控压固井在解决顺南区块φ177.8 mm尾管固井难题上，起到了较好的应用效果。

图1　顺南6井四开裸眼段固井CBL曲线

4　结论及建议

1.精细控压固井技术在塔中顺南区块φ177.8 mm尾管固井取得了较好效果，为该区块提供了新的固井方法，也为精细控压固井技术积累了的经验。

2.精细动态控压固井在顺南区块的应用也存在着一些问题：现场施工中环空压耗理论计算结果与实际值存在一定的偏差，可通过现场的循环排量，泵压等现场数据倒推出循环摩阻，优化循环摩阻的计算，为精细控压提供更为符合实际的计算依据；控压设备中缺少回压泵，在井队大泵不开的情况下控压无法进行，现场施工中装水泥头，投球坐挂，起钻等工序无法做到控压，在这些工序中难免会有油气窜出，如果能够加装回压泵装置进行独立加压，可以有效控制这些工序施工的后效，也免除了后续的挤水泥作业工序；井底没有压力实时监控设备，井底压力变化及控压操作均由理论计算得出，与实际现场施工中存在一定的误差。因此，该技术的进一步推广还需要进一步的研究与实践。

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Application of Precise Dynamic Pressure Control Well Cementing Technology in Block Shunnan

GUO Jigang
（Cementing Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd.， Sinopec， Puyang， Henan 457001）

Well cementing operations in Block Shunnan has been encountering technical difficulties such as active oil and gas， severe gas cut， narrow density window， deep well， high bottom hole temperature， and low pressure bearing etc. To deal with these difficulties， a precise dynamic pressure control well cementing technology was applied in Shunnan， and well cementing was successfully performed. In applying this technology， the pressures at the wellhead and the bottom were carefully controlled to prevent lost circulation and well kick from occurring. The well cementing job was safely performed while the job quality was enhanced. This technology has been successfully applied in cementing the well Shunnan-6 and the well Shunnan-7. This technology is of great importance in cementing wells penetrating pressure-sensitive formations， and is worth applying widely.

Precise pressure control well cementing； Lost circulation； Well kick； Job quality of well cementing； Application prospect；Block Shunnan

TE256

A

1001-5620（2016）05-0076-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.016

中国石油化工集团公司项目“中原油田深层水平井关键技术研究”（JP12005）。

郭继刚，工程师，1975年生，毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，现在主要从事固井工艺技术相关研究。电话 18503938187；E-mail：gjg921@126.com。

（2016-4-21；HGF=1604N10；编辑王小娜）