蒲洪江，張林海，侯躍全，周小飛，劉 建

（1.中國(guó)石化西南油氣分公司元壩氣田開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目部，四川閬中637400；2.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

元壩氣田是一個(gè)海相和陸相多層系疊合的大型氣田，其陸相地層垂深一般在3 200.00～5 400.00m，海相地層垂深一般在6 700.00～7 100.00m。開發(fā)井采用五開井身結(jié)構(gòu)，其三開井段要封隔下沙溪廟至須家河組的陸相地層，在φ314.1mm井眼中下入φ282.6mm（或φ282.6mm＋φ273.1mm）或φ279.4mm（或φ279.4mm＋φ273.1mm）無(wú)接箍厚壁技術(shù)尾管，固井工藝采用尾管懸掛固井封固裸眼段后再回接套管至井口。其尾管段主要封固3 050.00～5 400.00m井段，封固段長(zhǎng)2 000.00m以上，存在環(huán)空間隙小、套管下入困難、循環(huán)摩阻大及固井防竄、防漏和壓穩(wěn)共存等難題[1-2］。目前，國(guó)內(nèi)外其他區(qū)塊針對(duì)這種復(fù)雜井況一般設(shè)計(jì)多開次井身結(jié)構(gòu)，縮短封固段長(zhǎng)度，降低固井難度；同時(shí)，其他區(qū)塊氣層壓力系數(shù)較低，鉆井液性能調(diào)控容易，對(duì)下套管與固井影響較小[3-4］。筆者對(duì)元壩氣田的大尺寸長(zhǎng)尾管固井技術(shù)進(jìn)行了研究[5-6］，形成了提高元壩氣田φ314.1mm井眼固井質(zhì)量的綜合固井技術(shù)，解決了元壩氣田大尺寸非標(biāo)準(zhǔn)尾管固井技術(shù)難題，確保了元壩氣田陸相復(fù)雜地層的固井質(zhì)量，滿足了四開海相地層繼續(xù)鉆進(jìn)的要求。

1 三開陸相地層主要固井難點(diǎn)

1.1 封固段地層復(fù)雜

下沙溪廟組至須家河組的陸相地層存在井眼穩(wěn)定性差、井壁坍塌嚴(yán)重等復(fù)雜情況。地層壓力梯度自上而下在1.75～2.37MPa／100m 內(nèi)分布，自流井組和須家河組地層存在高壓裂縫氣層，為壓穩(wěn)氣層，鉆井液密度甚至達(dá)到地層漏失壓力當(dāng)量密度，導(dǎo)致固井施工時(shí)安全密度窗口窄，壓穩(wěn)與防漏矛盾突出。

1.2 封固段長(zhǎng)、環(huán)空間隙小，下套管風(fēng)險(xiǎn)大

元壩氣田φ314.1mm井眼的平均井徑擴(kuò)大率一般為5%～7%，套管尺寸一般為φ282.6mm（或φ282.6mm ＋φ273.1mm）或 φ279.4mm （或φ279.4mm＋φ273.1mm），裸眼段環(huán)空間隙較小。

考慮到大尺寸井眼橢圓度較大，短徑方向的間隙可能更小，增大了下套管的風(fēng)險(xiǎn)。另外，尾管段長(zhǎng)度超過(guò)2 000.00m，長(zhǎng)封固段不僅使套管下入困難，還增大了循環(huán)摩阻、限制了循環(huán)排量，不能有效清洗井眼，導(dǎo)致頂替效率低和膠結(jié)質(zhì)量差[7-8］。同時(shí)，由于封固段長(zhǎng)，水泥漿上下溫差大，可能影響上部水泥漿強(qiáng)度的發(fā)展。

1.3 油氣顯示活躍，井控及壓穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)大

須家河組地層存在高壓氣層和不穩(wěn)定地層，氣層顯示活躍，壓穩(wěn)困難，易發(fā)生環(huán)空氣竄[9-10］。如元壩10-1H井用密度為2.05kg／L的鉆井液鉆至井深4 369.58m時(shí)發(fā)生溢流；套管下至設(shè)計(jì)井深后鉆井液入井和返出密度差達(dá)0.16kg／L。這樣的井況不僅增大了井控風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)固井壓穩(wěn)也提出了挑戰(zhàn)。

1.4 高密度鉆井液不利于水泥漿頂替

元壩氣田主要采用鉀離子聚磺防塌防卡鉆井液鉆進(jìn)陸相地層，鉆井液密度普遍大于2.00kg／L，最高2.50kg／L。由于鉆井液密度高，固相含量高，循環(huán)摩阻大，井眼難以實(shí)現(xiàn)高效清洗，造成水泥漿頂替效率低[11-12］。同時(shí)，元壩氣田由于陸相地層油氣顯示活躍，固井前的鉆井液密度甚至接近地層漏失壓力當(dāng)量密度，水泥漿密度選擇范圍較小。

1.5 不能安放套管扶正器，套管居中無(wú)保障

因井眼因素全部使用無(wú)接箍套管，為了能安全下入套管，考慮裸眼段不安放套管扶正器，僅在重疊段加入少量扶正短節(jié)或扶正器，導(dǎo)致裸眼段的套管居中度無(wú)法保證，影響固井頂替效率[9，13］。

1.6 尾管載荷大，對(duì)尾管懸掛器性能要求高

由于元壩地區(qū)所使用的尾管為非標(biāo)準(zhǔn)尾管，國(guó)內(nèi)外與該尺寸尾管相對(duì)應(yīng)的尾管懸掛器極少。同時(shí)，懸掛尾管長(zhǎng)2 000.00m以上，累計(jì)重量超過(guò)2 200kN，浮重達(dá)1 500kN以上，尾管懸掛器負(fù)荷大，對(duì)其懸掛能力要求高。另外，上層套管內(nèi)徑為320.4mm，如采用常規(guī)管串結(jié)構(gòu)，懸掛器本體外徑最大處與上層套管環(huán)空間隙較小，懸掛器坐掛后過(guò)流面積變小，導(dǎo)致循環(huán)壓力增加，影響水泥漿的頂替效率[14］。

2 大尺寸、非標(biāo)準(zhǔn)尾管固井技術(shù)

2.1 大尺寸非標(biāo)準(zhǔn)尾管懸掛器選型

綜合考慮尾管懸掛器的負(fù)荷能力、坐掛后的過(guò)流面積等因素，德州大陸架公司的SSX-C型大尺寸尾管懸掛器具有承載能力大、過(guò)流面積大的特點(diǎn)（見圖1），因此選擇該尾管懸掛器進(jìn)行固井施工。

該尾管懸掛器的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)為：1）采用卡瓦和錐套側(cè)面承載的方式，改變卡瓦和錐套間擠壓力的方向，減小了錐套所受的徑向力；2）側(cè)面承載結(jié)構(gòu)可以增大卡瓦的長(zhǎng)度，減小卡瓦和套管間的接觸應(yīng)力，可避免外層套管的應(yīng)力集中；3）坐掛機(jī)構(gòu)采用無(wú)推桿連接方式，入井期間卡瓦藏于錐套內(nèi)，提高了尾管懸掛器的入井安全性；4）對(duì)過(guò)流面積重新設(shè)計(jì)，并增加了內(nèi)循環(huán)通道，使坐掛后的過(guò)流面積明顯增大。實(shí)際計(jì)算表明，尾管懸掛器坐掛前的環(huán)空過(guò)流面積為102.7cm2，坐掛后為92.9cm2，可以看出尾管懸掛器坐掛以后的環(huán)空過(guò)流面積減小得很小，有利于降低循環(huán)壓耗，提高頂替效率。該尾管懸掛器的懸掛能力達(dá)到3 500kN，可以滿足施工要求。

圖1 SSX-C型尾管懸掛器結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of type SSX-C liner hanger

2.2 井眼準(zhǔn)備措施

為模擬套管串的剛度，采用3穩(wěn)定器通井鉆具組合進(jìn)行通井和模擬下套管，通井鉆具組合：φ314.1mm鉆頭＋φ228.6mm鉆鋌×1根＋穩(wěn)定器＋φ228.6mm鉆鋌×1根＋穩(wěn)定器＋φ228.6mm鉆鋌×1根＋穩(wěn)定器＋鉆柱，穩(wěn)定器至少有一個(gè)直徑不小于310.0mm，最小通井穩(wěn)定器直徑不小于306.0mm，該鉆具組合保證了通井鉆具的剛性大于套管剛性。對(duì)起下鉆遇阻及縮徑井段進(jìn)行重復(fù)劃眼，以保證套管順利下至設(shè)計(jì)位置。

套管下至設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)井深后，充分循環(huán)洗井，排量不低于固井施工時(shí)的最高施工排量，確保井眼干凈暢通，無(wú)漏失，無(wú)垮塌。對(duì)比不同循環(huán)情況對(duì)固井質(zhì)量的影響（表1），發(fā)現(xiàn)循環(huán)洗井3周以上有利于提高水泥環(huán)界面的膠結(jié)質(zhì)量。

表1 循環(huán)情況對(duì)固井質(zhì)量的影響Table 1 The effect of cycle time on cementing quality

2.3 隔離液與水泥漿性能設(shè)計(jì)

2.3.1 隔離液性能設(shè)計(jì)

由于環(huán)空間隙較小，尾管均采用無(wú)接箍套管，不能安放套管扶正器，無(wú)法保證套管居中度，需要對(duì)隔離液性能進(jìn)行優(yōu)化[8］，隔離液流變參數(shù)的設(shè)計(jì)范圍為：稠度系數(shù)0.1～0.4Pa·sn，流性指數(shù)0.6～0.8。在改善隔離液流變參數(shù)的基礎(chǔ)上，還需要配套相應(yīng)的技術(shù)措施，確保頂替效率的提高，主要包括：鉆井液、隔離液和水泥漿之間自低到高應(yīng)有不小于10%的密度差，三者之間自低到高應(yīng)有不小于10%的切力差，隔離液量注入量不少于15m3，即占環(huán)空的長(zhǎng)度大于500m。

2.3.2 水泥漿性能設(shè)計(jì)

元壩地區(qū)油氣顯示層位多，氣層活躍，入井水泥漿密度較高，水泥漿在候凝過(guò)程中若發(fā)生失重易導(dǎo)致氣竄，所以采用雙凝水泥漿。以膨脹水泥漿作為領(lǐng)漿封固非油氣層顯示段（若領(lǐng)漿封固段也有油氣顯示，則選用膨脹防氣竄水泥漿），膨脹防氣竄水泥漿作為尾漿封固主要油氣顯示段。水泥漿性能要求：密度比鉆井液密度高0.12kg／L；初始稠度≤25Bc；流動(dòng)度≥18cm；API濾失量≤50mL；自由液為0；上下密度差小于0.02kg／L；領(lǐng)漿稠化時(shí)間在施工時(shí)間基礎(chǔ)上附加60～120min，尾漿稠化時(shí)間在施工時(shí)間基礎(chǔ)上附加60～90min；領(lǐng)、尾漿稠化過(guò)渡時(shí)間≤30min；膨脹防氣竄水泥漿的防氣竄性能系數(shù)（SPN）≤3；領(lǐng)漿72h頂部抗壓強(qiáng)度≥7MPa，尾漿48h抗壓強(qiáng)度≥14MPa。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

元壩氣田開發(fā)井采用大尺寸非標(biāo)準(zhǔn)尾管固井技術(shù)已完成陸相地層尾管固井11井次，固井質(zhì)量合格率100%，其中優(yōu)質(zhì)率54.5%，基本克服了元壩氣田的固井技術(shù)難點(diǎn)，固井質(zhì)量可以滿足四開繼續(xù)鉆進(jìn)要求。

元壩29-1井是元壩氣田的一口開發(fā)井，該井陸相地層為φ314.1mm井眼，采用φ282.6mm技術(shù)尾管封 固3 143.00～5 210.50m 井 段，封 固 段 長(zhǎng)2 067.50m；固井前鉆井液性能：密度2.07kg／L，初切力10.5Pa，終切力23.0Pa，動(dòng)切力21.0Pa，塑性黏度46mPa·s，含油2%。該井油氣顯示達(dá)80層；同時(shí)在鉆進(jìn)過(guò)程中存在4個(gè)漏失層位，發(fā)生井漏5次，共漏失鉆井液1 650m3，劃眼過(guò)程中還發(fā)生2次井壁失穩(wěn)，井況十分復(fù)雜。該井電測(cè)井徑最大398.83mm，井徑最小307.25mm，平均為330.9mm，平均井徑擴(kuò)大率為5.4%。

該井的三開通井鉆具組合為φ314.1mm鉆頭＋φ228.6mm 鉆 鋌 ×1根 ＋φ310.0mm 穩(wěn) 定 器 ＋φ228.6mm 鉆 鋌 ×1根 ＋φ308.0mm 穩(wěn) 定 器 ＋φ228.6mm鉆鋌×1根＋φ306.0mm穩(wěn)定器＋鉆桿，保證了通井鉆具剛性不低于套管剛性。通井過(guò)程中，對(duì)起下鉆遇阻及縮徑井段進(jìn)行了重復(fù)劃眼，保證了套管順利下至設(shè)計(jì)位置。

該井鉆進(jìn)過(guò)程中在須家河組多次發(fā)生漏失，漏失地層斷層裂縫較發(fā)育，前3個(gè)漏失層位采取在鉆井液中加入橋接堵漏材料的方法成功封堵；最后1個(gè)漏失層位于4 892.27～4 892.92m井段，采用水泥塞成功封堵；下套管前井內(nèi)未出現(xiàn)漏失。由于鉆進(jìn)過(guò)程中漏失層位較多，為防止下套管及固井過(guò)程中發(fā)生井漏，下套管前用2.10kg／L的鉆井液以45L／s的排量循環(huán)兩周，未發(fā)生井漏。下完套管后發(fā)生井漏，在鉆井液中加入橋接堵漏材料、以0.8～1.5m3／min排量循環(huán)堵漏22h后仍存在滲漏，漏速1.5～2.0m3／h，考慮到井下情況復(fù)雜，提前進(jìn)行固井施工。

管串結(jié)構(gòu)為加長(zhǎng)浮鞋×1.01m＋套管×10.03m＋浮箍×0.26m＋套管×19.24m＋浮箍×0.26m＋套管×21.28m＋球座×0.36m＋套管串＋懸掛器＋送入鉆具，下塞長(zhǎng)度為52.44m。設(shè)計(jì)重疊段每4根無(wú)接箍套管加一只扶正短節(jié)，重疊段套管居中度為45%。

該井的領(lǐng)漿和尾槳均采用具有較好流變性能和防氣竄能力的膨脹防氣竄水泥漿，配方為：嘉華G級(jí)水泥＋75.0%加重劑＋2.0%防氣竄劑＋2.0%膨脹劑＋4.0%降濾失劑＋1.2%分散劑＋緩凝劑，領(lǐng)、尾漿的稠化時(shí)間通過(guò)調(diào)整緩凝劑加量進(jìn)行調(diào)節(jié)。領(lǐng)漿性能為：密度2.25kg／L，流動(dòng)度21cm，API濾失量40mL，自由液0，初始稠度18Bc，稠化過(guò)度時(shí)間3min，稠化時(shí)間426min；流性指數(shù)0.62，稠度系數(shù)1.61Pa·sn，防氣竄性能系數(shù)為0.53；72h頂部抗壓強(qiáng)度15.7MPa，48h抗壓強(qiáng)度20.5MPa。尾漿性能為：密度2.25kg／L，流動(dòng)度21cm，API濾失量42mL，初始稠度21Bc，稠化過(guò)度時(shí)間5min，稠化時(shí)間252min；流性指數(shù)0.62，稠度系數(shù)1.60Pa·sn，防氣竄性能系數(shù)1.22，48h抗壓強(qiáng)度17.8MPa。領(lǐng)、尾漿都具有較好的流變性能和防氣竄能力，水泥漿的綜合性能滿足防氣竄要求。

該井固井地面施工正常，注入先導(dǎo)漿40m3（密度2.07kg／L），隔離液12m3（密度2.20kg／L），領(lǐng)漿35m3（平均密度2.23kg／L）、尾漿43m3（平均密度2.25g／cm3），注漿排量1.1～1.2m3／min，泵壓6～1MPa；替漿 134.5m3，替漿排量 1.3～1.5m3／min，泵壓2～12MPa。替鉆井液過(guò)程中漏失水泥漿5m3，替漿到量后未碰壓，放回水后檢查回壓閥密封良好，起鉆10柱后以2.0m3／min的排量循環(huán)2周，由于固井前存在漏失現(xiàn)象，故循環(huán)干凈后直接關(guān)井候凝。

該井封固井段長(zhǎng)2 067.50m，其中固井優(yōu)良段長(zhǎng)1 819.00m，優(yōu)良率87.98%，合格段長(zhǎng)1 993.00m，合格率96.40%，固井質(zhì)量綜合評(píng)價(jià)為優(yōu)質(zhì)。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）通過(guò)對(duì)井眼準(zhǔn)備、懸掛器性能參數(shù)選擇以及固井工藝技術(shù)的研究，形成了一套提高元壩氣田開發(fā)井φ314.1mm井眼固井質(zhì)量的綜合固井技術(shù)，解決了元壩氣田開發(fā)井陸相地層的固井技術(shù)難題。

2）嚴(yán)格的通井措施和充分的井眼準(zhǔn)備是保證大尺寸非標(biāo)準(zhǔn)尾管順利下入和安全固井的必要條件，套管下至設(shè)計(jì)井深后，循環(huán)洗井3周以上，有利于提高固井質(zhì)量。

3）對(duì)水泥漿體系進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，使隔離液密度大于鉆井液密度，隔離液注入量占環(huán)空高度大于500m，可以提高頂替效率。

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