顺北油气田长裸眼固井防漏技术

段海波

中石化西南石油工程有限公司固井分公司 四川 德阳 618000

顺北油气田二、三开下套管及固井过程中易发生漏失，造成水泥浆返高达不到设计要求，导致部分地层漏封，严重影响油气井寿命。下套管期间发生漏失后，后期固井很难再建立循环，因此，要解决井漏问题，首先要解决下套管及循环期间无漏失。顺北油气田采用四开井身结构：一开套管下深1200m左右，主要封隔上部新近系松软地层。二开中完井深4500m左右，钻遇新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系小海子组和卡拉沙依组等地层。三开中完井深7800m左右，钻遇石炭系卡拉沙依组和巴楚组、泥盆系、志留系、奥陶系等地层，进入奥陶系一间房组中完。

1 漏失的主要因素分析

1.1 地层承压能力低

易漏地层压力系数低、埋藏深。二叠系主要以火成岩为主，地层压力系数只有1.26～1.29g/cm3，埋藏在3700～4300m左右，厚度600m左右；石炭系卡拉沙依组和巴楚组地层以砂岩、灰岩和泥岩为主，志留系塔塔埃尔塔格组、柯坪塔格组以砂岩为主，奥陶系桑塔木组以泥岩为主，岩性硬脆性强，易发生漏失。由于压力窗口窄、钻进过程中易发生漏失，下套管、循环及固井过程中易发生严重漏失。尤其是长裸眼井段，往往穿越多套压力体系，很难准确掌握地层安全压力窗口，当套管下放速度小于理论安全下放速度时仍然会发生漏失。通过对西北油气田下套管漏失井下放速度进行了大量的统计分析，发生漏失的原因主要有以下几点：①地层承压能力掌握不清楚。②套管下放速度不均匀，最大下放速度超过了安全下放速度。③实际激动压力比理论值高。

1.2 钻井液性能

近年来提倡降本增效，钻井液费用有限，忽视钻井液性能在高温下的稳定性和老化性，因此钻井液和封闭浆在静止时间长，触变性较强，失水后密度增高0.03-0.05g/cm3，漏斗粘度增加20s以上，导致循环摩阻增大，且形成泥饼较厚，易憋漏地层。

1.3 下套管速度

近年来钻井工程要求提速提效，为了节约钻井周期，在中完特殊作业时，井队对套管下放速度控制较快，单根下放时间在30s以内，这样就将产生过大的激动压力，如果激动压力和井内液柱压力之和大于地层破裂压力就可能压漏地层，发生井漏事故。

1.4 静液柱压力

按照规范设计水泥浆密度一般都高于钻井液密度至少0.15g/cm3以上，地层承压能力低，压力窗口窄，如果水泥浆密度设计高于钻井液密度太多，产生的静液柱压力高于地层承压能力，就将地层压漏，发生井漏事故。

2 防漏技术

根据数据统计，顺北油田下套管漏失率占80%以上，要解决固井漏失，前提是确保下套管期间无漏失。因此，下套管期间主要控制钻井液液柱压力+动量变化产生和破坏泥浆本身结构力产生的激动压力之和当量压力小于地层破裂压力。

2.1 井眼准备

井眼通畅是套管能否顺利到位的前提，因此，制定好通井技术措施就是必要条件。首先就是双扶通井钻具组合，采用牙轮钻头+1根钻铤+扶正器+1根钻铤+扶正器+钻铤+钻具的组合，牙轮钻头有利于在通井过程中研磨井壁掉块，双扶通井钻具组合确保刚度。在通井过程中对缩径、狗腿度大、短起下遇阻井段反复划眼；通井到底后缓慢提排量顶通，之后提排量至钻进排量循环洗井，用稠浆携砂，确保井眼干净，以进出口钻井液性能一致、立管压力稳定为原则。

2.2 钻井液和封闭浆性能优化

良好的钻井液和封闭浆性能，可以减小下套管过程中因流动阻力产生的激动压力，降低套管下到位后开泵顶通压力和循环压力。对于长裸眼井眼，考虑到井壁的稳定性，钻井液性能不宜进行大幅调整，可以通过适当降低粘度、切力、动塑比、摩阻系数、固相含量等措施，使钻井液性能趋于牛顿流体流型，具有更好的流动性，流动阻力更低，有利于套管的安全下入。

2.3 下套管防漏技术

（1）控制下放速度措施

下套管或钻具送放时应注意产生的激动压力引起井漏。为了防止地层发生漏失，应将激动压力和液柱压力之和控制在地层漏失压力之内。也就是可以将地层漏失压力作为临界值计算下套管速度，其速度可根据公式来计算确定。

ρ——下套管时井内钻井液密度，g/cm3；

H——易漏地层深度，m；

pf——易漏地层破裂压力，MPa；

Kf——地层破裂压力安全系数，无量纲；

D——井眼直径，cm；

d——套管外径，cm；

Kc——流体粘度系数，无量纲；

L——套管柱长度，m；

f——钻井液摩阻系数，无量纲；

（2）灌浆

灌浆时对灌入钻井液性能进行调整，密度可以降低0.02g/cm3，粘度降低8-12s，切力降低2-3Pa。待中途循环时，将灌进的钻井液循环到管串环空，有效降低触变性和流动阻力。

（3）中途循环

由于顺北油气田油气井属于超深井和特超深井，三开中完井深在7000-8500m之间，起钻和下套管及送放时间较长，因此钻井液和封闭浆静止时间较长，为了减小下套管和送放途中的激动压力，采取中途循环破坏管串外井内液体结构力，同时循环一个迟到时间，将灌入管串内的低粘切钻井液循环到管串外，待出口钻井液性能与灌入钻井液性能一致时在进行下部作业。

2.4 循环防漏技术

当中途循环时，先小排量顶通循环，每次提排量观察液面稳定无漏失后再进行下一次提排量，待循环时间达到一个迟到时间，排量和压力稳定，进出口钻井液性能稳定后进行下步作业。

当套管到位时，先小排量顶通循环，每次提排量观察液面稳定无漏失后再进行下一次提排量，待循环迟到时间达到一个迟到时间，排量和压力稳定后逐步提排量致固井设计施工排量，待排量和压力稳定，进出口钻井液性能稳定后进行下步作业。

2.5 固井防漏技术

（1）二开采用双级固井工艺

由于裸眼段长、穿越多套压力层系，存在二叠系等易漏地层，若采用单级固井工艺注替水泥浆会因液柱压力过大造成井漏。双级固井工艺能较好的解决液柱压力过大的问题，即通过在套管串中间连接分级箍将施工程序分为一级固井和二级固井，在固井时先封固下部一部分地层，一级候凝完成后再进行二级固井，这样的施工程序能较好的控制井底压力和施工泵压，可以降低了下部地层漏失风险。并且二级采用正注反挤，可以进一步减小液柱压力，减小漏失风险，施工结束后对井口进行反挤建立通道，根据破裂压力与地破压力进行计算对比，如果判断是上层套管鞋地层破裂则立即进行井口反挤；如果判断不是从上层套管鞋地层破裂，则先建立反挤通道，待二级水泥浆初凝后在进行反挤。

（2）三开采用尾管固井

三开钻遇地层承压能力在1.50g/cm3左右，钻井液密度在1.35g/cm3左右。为了确保固井水泥浆的封固质量和控制施工时的井内压力，保证在固井期间不发生漏失，设计双凝双密度的水泥浆体系进行固井作业，具体就是水泥浆领浆采用1.40g/cm3的低密度水泥浆体系，尾浆采用1.88 g/cm3的常规密度水泥浆体系。领浆在井内行程长，为确保固井安全，稠化时间需要将领浆设计为长时间，尾浆在井内行程短，采用稠化时间候凝短，同时短时间候凝的水泥浆有利于提高固井质量。在领浆解决了固井施工时间安全问题又有效地解决了因水泥浆柱压力大压漏地层的情况发生。同时，在领浆中后部中加入堵漏纤维，堵漏纤维不参与水泥浆化学反应，不会放热或吸热，但是可以通过利用加入的纤维进行架桥，充填和嵌入形成的网架结构，当加入堵漏纤维的水泥浆进入到漏失地层时，可以有效的形成致密的滤饼，在压差的作用下慢慢压实，形成堵塞隔墙，从而达到封堵漏失通道，提高地层承压能力。

（3）软件模拟

采用Cemsmart软件对固井设计浆柱结构进行模拟，根据模拟各个易漏点的ECD结果与地层承压能力进行对比，如果ECD低于各个易漏点的地层承压能力，则不对浆柱结构及性能进行调整；如果ECD高于各个易漏点的地层承压能力，则对浆柱结构和浆柱密度、性能进行调整，直致满足模拟ECD要求，确保固井施工过程中不发生漏失。

3 结论

（1）顺北油气田钻进速度较快，对井身质量难以保证，钻井液维护不到位。因此，长裸眼固井，封固井段较长，需要在钻井和通井过程中为固井准备良好的井眼条件和处理维护好钻井液性能。

（2）下套管前优化钻井液性能，改善泥饼质量，提高井壁稳定性，降低钻井液流动阻力，有助于套管下入。

（3）在下套管及送放过程中，可以通过控制下套管及送放速度、中途循环防止因激动压力过大引起地层漏失。

（4）根据模拟调整浆柱结构，确保ECD低于易漏地层承压能力，解决了固井施工过程中发生漏失风险。

总之，采取以上技术，顺北油气田二开、三开2022年固井下套管和循环未发生井漏，只有二开二级固井发生井漏1井次，有效解决了长裸眼下套管、循环及固井发生漏失的技术难题，大大提升了井筒整体密封完整性。