顶部注水泥工艺在东胜气田多层开发中的首次应用

张 辉

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部，锦142井是气田的一口重点评价定向井，主要是为了落实弄清蒋家梁东圈闭南部储层发育状况及含气性，目的层是中二叠统下石盒子组盒3 段，次要目的层为盒1 段，兼探元古生界，可为储量升级提供依据。锦142井完钻井深为3 363 m，盒3段、盒1段和元古界均发现了较好的油气显示。为了更好地探明该区块的储量，并防止气层固井时漏失水泥浆污染储层，在东胜气田首次试验顶部固井完井，盒3 段、盒1 段含水气藏［1-4］采用固井射孔建产，元古界裂缝性气藏采用筛管完井，保障了勘探目的顺利实现。

1 顶部固井技术

顶部固井技术［5-8］是在同一井径条件下根据储层特点建立分层多样完井方式的主要手段之一。通过筛管顶部联接套管串，在适当位置安放盲板短接、管外封隔器和分级箍；利用管外封隔器有效封隔环空，保障筛管段无水泥浆；采用盲板短接封隔内通径，分级箍一级注水泥浆封固上部套管串，从而有效保护油气层，实现同一井径条件下多层同时开发。该技术有利于阻止油气上窜，防止水泥污染油气层，并为复杂油气藏分层精细化开发提供了重要途径。

2 主要难点

2.1 锦142井概况

锦142 井完钻层位为元古界，井深为3 363 m，垂深为3 332.95 m，井斜为7.50°，方位为2.00°，水平位移为214.56 m，采用二级井身结构筛管顶部固井完井（表1）。

表1 实钻井身结构情况表

2.2 主要难点

1）垂深较深，固井施工压力大，对工具稳定性要求高。封隔器提前涨封容易导致井筒报废，封隔器可能无法有效涨封，上部水泥浆进入筛管污染储层；此外分级箍也存在打不开或无法正常关孔的风险，容易导致工艺失败。

2）垂向多层漏失，固井质量难以保障。锦142井上部刘家沟和井底元古界裂缝发育，提高顶替效率及压稳与固井防漏矛盾突出；同时上部下三叠统刘家沟组易漏，封隔器涨封后，环空承压验封精确度差，上提管柱验封易损坏封隔器。

3 管串结构设计

3.1 工具优选

顶部固井成功的关键是盲板短接、管外封隔器和分级箍的稳定性［9-10］。盲板短接主要起到管串内部的阻隔作用，用于支撑固井期间管串内部流体压力，要求具有较高的承压能力。分级箍优选压差式双级箍，避免机械式对盲板的冲击损坏，由本体、关闭套、打开套及关闭塞等组成；通过井口打压控制循环孔的打开和关闭，形成套管内外联通的通道，实现顶部注水泥工艺。管外膨胀式封隔器优选水力扩张式封隔器，由中心管、胶筒及密封件等组成；固井前井口蹩压，液压涨开封隔器的胶筒，封隔套管串和筛管串外部的环形空间，防止水泥浆下落。

为了确保顶部固井成功，选用了性能较好且配套的分级箍、封隔器和盲板短接（表2）。并设计两个封隔器，提高井筒环空密封的有效性，具体管串结构为：引鞋+筛管串+盲板短节+1 根套管+1 只封隔器+1根套管+1只封隔器+1根套管+可钻式分级箍+套管串。

3.2 位置优选

双井径测井［11-12］结果显示，上部3 000～3 150 m的测量井段井径为242.0～248.8 mm，扩大率为12.09%～15.24%；下部3 150～3 300 m的测量井段井径为239.4～226 mm，扩大率为10.88%～4.68%。为保障压差式双级箍的顺利打开及水力扩张式封隔器的高效密封，同时兼顾上部含水气藏固井和元古界筛管裸眼建产，优选了井径规则且井壁稳定性较好的砂岩地层放置，避开上部大肚子井眼，保障了元古界的裸露面积，具体位置见表3。

4 主要固井工艺

4.1 浆体结构设计

针对刘家沟组漏失情况采用正注反挤固井工艺［13-18］，优选低密度、流动性好、低失水、短过渡的GSJ 水泥浆体系，具体性能见表4。正注采用一次注水泥双凝近平衡固井工艺［19-21］，密度为1.75 g／cm3的水泥浆返至刘家沟组底部，封固2 674～2 874 m井段，密度为1.90 g／cm3水泥浆封固2 874～3 210 m井段，自上而下液柱为钻井液、前置液、过渡浆、尾浆、泥浆，环空当量密度为1.20 g／cm3，保障了目的层压稳。反挤采用1.30 g／cm3低密度水泥浆，封固段为0～2 674 m井段。

表2 固井工具参数表

表3 固井工具安放位置列表

4.2 注替工艺

正注期间，水泥浆出套管时采用1.3 m3／min 大排量顶替，提高目的层顶替效率，保障固井质量，压力平稳后采用0.8～0.3 m3／min 小排量顶替，控制施工压力，防止固井漏失；反挤试挤清水为0.5～1.0 m3，排量为 0.3 m3／min，逐步提高至 0.8 m3／min，提高反向顶替效率。

4.3 现场施工工艺

锦142 井顶部固井具体现场施工工艺如下：①下生产套管至预定井深3363m，坐封封隔器，排量为0.1～0.2 m3／min，逐步提高压力，分别稳压，11 MPa，稳压5 min；憋压在13 MPa，稳压5 min；憋压在14 MPa，稳压5 min；停泵上提套管验证坐封及管串情况，上提0.2 m 时，套管从原悬重为73 t 上涨至83 t，上提0.5 m时，套管从原悬重为73 t上涨至90 t，判断封隔器已坐封。②采用泥浆泵打压，压力上涨至19 MPa，瞬间降至2.5 MPa，井口返浆，判断分级箍打开与否。③正注固井前置液为8 m3，低密度水泥浆为7.5 m3，常规水泥浆为13 m3，替浆为38 m3，地面施工连续顺利，压力为9～20 MPa，碰压正常，井口返浆正常。④套管试压为20 MPa，稳压达30 min，压降为0.2 MPa。反挤固井注前置液10 m3，排量为0.6 m3／min，压力为3 MPa，注水泥浆80 m3，平均密度为1.30 g／cm3；注后置液0.5 m3，停泵压力为0。⑤候凝48 h 后，经CBL-VDL 仪器测井显示，在0～2 150 m、2 600～3 210 m 的封固段内的一、二界面固井质量优质，其他封固段固井质量合格。分级箍内套钻完后，后期试气等作业施工顺利，水力封隔器工作正常，水泥浆没有下落到筛管中。

表4 水泥浆性能表

5 结论

1）锦142 井首次成功应用了顶部固井技术，简化了井身结构，节约了成本，避免了水泥浆污染油气层，为东胜气田上古生界含水气藏和元古界裂缝气藏的高效开发提供了可推广的借鉴范例。

2）顶部固井技术是在同一井径条件下建立分层多样完井方式的重要手段，可以实现垂向多层精细化动用，成功的关键是性能优良的液压工具及合适的安放位置。

3）正注反挤固井工艺有利于提升垂向多层恶性漏失井的固井质量。