RPN-0085复杂地层高压气井固井技术

刘振通 庄建山 郭文猛 宋元洪 习胜利 和建勇

渤海钻探工程有限公司第一固井分公司

RPN-0085井是委内瑞拉ANACO油气田 EL ROBLE 区块上的一口气井。三开Ø311.2 mm钻头钻至井深3 127.74 m中期完钻，油基钻井液体系，钻井液密度1.51 g/cm3；Ø244.5 mm技术套管封固OFICINA地层的MORENO—COLORADO层段的多套高压气层和漏失层，钻井过程多次发生严重气侵和井漏等复杂情况，属于又溢又漏、窄安全密度窗口复杂高压气井。

1 工程概况

1.1 井身结构

一开Ø660.4 mm井眼，下入Ø508 mm表层套管228.60 m，水泥浆返至地面；二开Ø444.5 mm井眼，下入Ø339.7 mm技术套管1 098.47 m，水泥封至地面；三开Ø311.2 mm井眼，下入Ø244.5 mm技术套管至3127.13 m，水泥浆返至上层套管重叠段300 m；四开Ø215.9 mm井眼，设计3 622.24 m井深完钻，下入Ø177.8 mm尾管完井。

1.2 地质概况及钻井液体系

三开Ø244.5 mm技术套管，封固OFICINA地层的 MORENO—COLORADO 层段 1、2、3套砂砾岩、砂岩油气层和漏失层，砂砾和砂岩地层累计厚度1 946.03 m；油基钻井液密度1.51 g/cm3；井底静止温度132 ℃。

1.3 井下复杂情况

1.3.1 多漏失层与堵漏 三开钻遇1 109.75 m、1 128.05 m、1 165.85 m、1 501.22 m、2 541.16 m、2853.65 m、2 896.04 m、2 987.81 m和3 079.27 m等多套漏失层位。其中1 109.75～2 896.04 mm多点发生失返性漏失，采用可酸化溶解材料堵漏；2987.81 m、 3 079.27 m两个漏层，共计漏失钻井液149.92 m3，采用钻井液+桥堵材料堵漏，完成三开进尺。

1.3.2 多气层与压稳 三开钻遇1 146.34 m、1 844.51 m、1 993.9 m、2 966.46 m、3 113.11 m、3 125.61 m 等多套气层，钻进过程中多次发生严重气侵，出现溢流。其中井深3 125.61 m，钻井液密度1.44 g/cm3发生气侵溢流，循环压井节流排气，调整钻井液密度至1.46 g/cm3，井下基本平衡。

1.3.3 窄安全密度窗口 完钻钻井液密度调整至1.48 g/cm3，下入Ø244.5 mm技术套管至井底，开泵循环发生严重气侵，出现溢流，以0.6 m3/min低排量压井，节流循环13周，钻井液密度逐步提高至1.51 g/cm3，井下溢流现象消除，但出现井漏征兆，形成又溢又漏的复杂井下状况。

2 技术难点

2.1 井漏与封固段长的矛盾

地层承压能力低，漏点多，钻井过程中多次严重井漏。特别是下套管到底后，循环压井过程中，井下出现漏失现象。同时，由于水泥浆封固段长，固井施工的动液柱压力高于钻井液循环压力，施工存在井下漏失风险。

2.2 压力窗口窄与压稳和防漏矛盾

自上而下分布多套气层，地层孔隙压力高、油气活跃，环空水泥浆失重期间，易发生气窜；压力窗口窄，固井过程中一旦发生井漏，不仅影响固井质量，且有可能诱发井喷。

2.3 油基钻井液影响水泥胶结

油基钻井液条件下固井，井壁虚滤饼和套管管壁清洗不干净，井壁油基滤饼不能完全实现亲油性向亲水性的湿润反转，影响一、二界面胶结质量。

2.4 顶替效率对固井质量的影响

1.5 g/cm3水泥领浆与1.51 g/cm3的钻井液及1.55 g/cm3的加重隔离液形成负密度差，不能发挥液体间密度差的浮力效应，顶替效率低，环空易发生混窜；Ø244.5 mm套管环空间隙大，且地层漏失，固井不宜采用大排量作业，顶替效率低；不规则井段油基钻井液难以驱替干净，环空易滞留油基钻井液条带，形成气窜通道，影响环空封固质量。

3 固井技术措施

3.1 提高套管居中度

水泥尾浆封固段及上部主要气层段，每1根套管安放扶正器1只，并用固定环锁定扶正器位置；其他裸眼井段每3根套管安放扶正器1只；套管重叠封固段每5根套管安放扶正器1只，全井加放弹性扶正器70只，确保油气层段套管居中度≥75%，为提高顶替效率创造条件。

3.2 优化前置液设计

由于地层压力高，油气活跃、安全密度窗口窄，固井不易使用以柴油为基液的低密度油基冲洗液。因此，设计密度1.55 g/cm3硅粉加重冲洗型隔离液（浓度55%），密度1.26 g/cm3的硅酸钠水溶液 + 密度1.55 g/cm3硅粉加重冲洗型隔离液的复合功能型固井前置液体系。

高浓度硅酸钠水溶液能与地层中的钙、镁等离子化学反应迅速絮凝沉淀，对漏层孔隙喉道产生胶凝堵漏作用；硅酸钠水溶液对油污具有较强的清洗效果，且对套管有较好的防腐保护作用；硅酸钠对氧化物具有活化作用，吸附在套管壁和井壁上的硅酸钠，能够促进水泥的强度发展。因此，硅酸钠溶液应用到复杂井固井前置液中，能够发挥良好的防漏堵漏、提高环空两壁清洁效果、增强水泥界面胶结强度的作用［1］。

硅粉加重的固井隔离液在环空上返过程中，坚硬的硅砂颗粒对井壁油基滤饼产生较强的冲刷、刮洗作用，配合BCS-010L油污清洗表面活性剂，能够提高对井壁油基滤饼的冲洗净化效果。

3.3 合理选择环空返速

该井平均井径315mm，注替排量 9.3 L/s，环空上返速度 0.32 m/s，降低作业井漏风险；增加隔离液用量，与井壁接触时间≥15 min，55%浓度硅酸钠水溶液与地层接触时间≥5 min；利用塞流的平推作用，提高环空顶替效率。

3.4 优化防窜水泥浆体系

使用双凝双密度的机体抗侵防气窜水泥浆体系，领浆密度1.50 g/cm3，尾浆密度1.87 g/cm3，控制水泥浆48～240 Pa静胶凝强度发展时间＜20 min，水泥浆防窜系数SPN＜3。

3.5 选择双塞工具防止污染

注隔离液前投放中空下胶塞，注水泥浆结束压入碰压上胶塞。利用上下双胶塞有效隔离固井液与钻井液，刮削套管内壁钻井液，预防管内水泥浆与钻井液及隔离液的混窜，减少水泥浆污染，提高顶替效率，确保固井施工安全。

3.6 施工后的预防措施

如果固井施工中发生严重井漏，井口环空看不到钻井液液面情况下，为了保证环空有效液柱压力，替浆结束，立即向套管外环空连续灌注密度1.87 g/cm3防气窜水泥浆，直至水泥领浆稠化，以防因环空液面下降、液柱压力失衡导致气窜或井喷事故发生；井下无漏情况下，施工结束关闭井口环空候凝。

4 固井液体系

4.1 固井前置液配方

加重隔离液：淡水+0.6%GW-4悬浮剂+3%BCS-010L冲洗剂+1%BCS-021L稀释剂 + 0.2%G603消泡剂，硅粉加重至密度1.55 g/cm3。

硅酸钠水溶液：淡水+55%硅酸钠，密度1.26 g/cm3。性能见表1。

表1 前置液流变性Table 1 Rheological property of prepad fluid

4.2 水泥浆配方

水泥领浆：G级油井水泥+25% 硅粉+3% 微硅+52% BXE-600S减轻剂+5%BXF-200L降滤失剂+4.5%BCG-200L 防气窜剂+1.2%BCR-260L 中高温缓凝剂+1%G-603消泡剂。

水泥尾浆：G级油井水泥+30%硅粉+7%微硅 +CF40S分散剂+4.2%BXF-200L+1.7%BCG-200L+0.55%BCR-260L +0.1%G-603。性能见表2、表3。

表2 水泥浆性能Table 2 Performance of cement slurry

表3 水泥浆流变性Table 3 Rheological property of cement slurry

表2中T为超声波强度与静胶凝强度UCA &SGSM测量仪实测水泥浆48 Pa升至240 Pa的静胶凝强度发展时间。

式中，SPN为水泥浆防窜系数；B为水泥浆API失水量，mL；t100Bc、t30Bc分别为水泥浆稠度 100 Bc和 30 Bc 时间，min。

4.3 固井液性能评价

4.3.1 固井前置液 依据表1中的前置液性能分析，固井隔离液密度、塑性黏度均大于钻井液，因此，隔离液对井下油基钻井液能够产生密度差的浮力效应和黏度差的拖曳效果；按施工设计排量 9.3 L/s，加重隔离液量9.6 m3计算，隔离液与井壁接触时间长达 17 min，能够对井下钻井液发挥较好的冲刷、置换和隔离作用；55%硅酸钠水溶液设计量3.2 m3，与井壁接触时间接近6 min，对井下漏层能够发挥有效的防漏、堵漏作用，对井壁和套管壁油污能够发挥良好清洗作用，吸附在两壁上的硅酸钠薄膜，能够促进水泥界面胶结强度发展，提高封固质量。

4.3.2 机体抗侵水泥浆体系 浆体性能具有较强的抵抗地层流体侵入能力。水泥浆防气窜性能评价标准：当SPN≤3时防气窜性能好，当3＜SPN＜6时防气窜性能一般，当SPN＞6时防气窜性能差；一般气井T≤30 min，高压气井T≤20 min。从表2中分析可以看出，该水泥浆体系具有低失水、直角稠化和优良的SPN防气窜性能系数；具有迅速渡过气窜风险区间，超短静胶凝强度过度期，能够满足该复杂井阻止气窜的水泥浆性能要求。

5 固井施工参数及质量评价

地面管汇试压21 MPa；释放套管下胶塞；注入1.55 g/cm3加重隔离液 4.8 m3，浓度55%、 1.26 g/cm3硅酸钠水溶液 3.2 m3，1.55 g/cm3冲洗型加重隔离液 4.8 m3；注入 1.50 g/cm3水泥领浆 64 m3，1.87 g/cm3水泥尾浆 6 m3；释放套管上胶塞，压胶塞 0.8 m3；顶替1.50 g/cm3钻井液 115 m3。施工注、替排量0.55～0.5 m3/min；施工过程中漏失钻井液 7 m3，随着硅酸钠前置液进入环空，漏失现象逐渐消失。固井施工结束，立即关闭井口环空候凝。

固井质量检测水泥浆上返至设计高度，封固质量优质，满足气井封固质量要求。

6 结论

（1）硅酸钠固井前置液和低排量施工可有效预防井下漏失，提高顶替效率，改善固井水泥界面的胶结质量。

（2）油气活跃的窄安全密度窗口气井，油基钻井液体系下，固井采用冲洗型硅粉加重隔离液，既可保证井下液柱压力平衡，也能有效改善井壁界面条件。

（3） 窄密度窗口气井固井，在保证施工连续前提下，选用短稠化、短静胶凝强度风险过渡期的双凝双密度机体抗侵水泥浆体系，利于发挥防气窜作用。

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