李嘉奇 余有金 鐘 波 陳洲洋

中國(guó)石油西南油氣田分公司勘探事業(yè)部

0 引言

川東地區(qū)是四川盆地內(nèi)重要含氣區(qū)，近年來，隨著川中古隆起下古生界—震旦系勘探突破和不斷深化，針對(duì)盆地周邊川西、川東地區(qū)下古生界—震旦系勘探先后拉開了序幕，川東地區(qū)針對(duì)太和場(chǎng)構(gòu)造、開江—梁平古隆起、黑門樓構(gòu)造的下古生界—震旦系先后部署了太和1、五探1和樓探1井3口風(fēng)險(xiǎn)探井，受區(qū)域復(fù)雜地質(zhì)條件限制，均采用六開或7開井身結(jié)構(gòu)，其套管與井眼間間隙小，固井工藝復(fù)雜，固井施工泵壓高、排量小、頂替效率低、固井井漏風(fēng)險(xiǎn)高，固井質(zhì)量難以保證，先期實(shí)施的太和1井中寒武統(tǒng)高臺(tái)組鉆遇巨厚膏鹽層導(dǎo)致工程復(fù)雜不斷導(dǎo)致工程報(bào)廢，五探1井采用6開套管下至高臺(tái)組頂油基鉆井液專層打高臺(tái)組，但未鉆遇大段膏鹽層，樓探1井采用6開套管成功分隔膏鹽段，為后續(xù)作業(yè)創(chuàng)造有利條件，該井的固井施工創(chuàng)川渝地區(qū)?168.3 mm尾管懸掛最長(zhǎng)紀(jì)錄3 496.57 m，套管小間隙重合段最長(zhǎng)紀(jì)錄1 812.71 m，為今后油基鉆井液中長(zhǎng)膏鹽段小間隙固井施工積累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)，為后期下川東地區(qū)黑樓門潛伏構(gòu)造高部位的風(fēng)險(xiǎn)勘探的鉆井、固井作業(yè)提供了有力的技術(shù)儲(chǔ)備。

1 樓探1井基本情況

樓探1井是為了探查黑樓門潛伏構(gòu)造下寒武統(tǒng)龍王廟組儲(chǔ)層及以上層系含油氣性而部署的一口預(yù)探井。該井采用1.69～1.85 g/cm3油基鉆井液從井深5 645.04 m定向鉆進(jìn)至7 251.6 m 進(jìn)入燈四段，下168.3 mm無接箍套管進(jìn)行懸掛固井，封固井段3 780～7 251.6 m，為下部鉆進(jìn)創(chuàng)造條件；該井最大井斜角39.22°（6 675 m），封固段長(zhǎng)3 497 m，其中裸眼段1 606 m，平均環(huán)空單邊間隙僅13.85 mm，與上層219.08 mm套管重合段長(zhǎng)1 813 m，環(huán)空單邊間隙僅12.69 mm。該井是下川東地區(qū)歷年來鉆遇膏鹽巖段最長(zhǎng)、硫化氫氣侵強(qiáng)烈、封固井段最長(zhǎng)、井眼軌跡變化最大的一口定向井, 完井管串下入難度大、環(huán)空流動(dòng)摩阻大、施工泵壓高、下部燈四段地層壓力系數(shù)僅1.0～1.2，井漏風(fēng)險(xiǎn)大，同時(shí)油基鉆井液影響界面膠結(jié)質(zhì)量，鉆井液與水泥漿相容性差，施工安全控制及固井質(zhì)量保證難。

1.1 井身結(jié)構(gòu)

樓探1井五開鉆至5 645.04 m，鉆遇膏巖層，為應(yīng)對(duì)膏巖層在水基鉆井液中的縮徑難題，固井后轉(zhuǎn)換為油基鉆井液進(jìn)行六開，并從井深7 005 m加深鉆進(jìn)至7 251.6 m進(jìn)入燈四段5.6 m中完鉆，該井地層壓力系數(shù)及井身結(jié)構(gòu)見圖1。

1.2 六開地質(zhì)情況

樓探1井六開地質(zhì)分層見表1， 該井在高臺(tái)組鉆遇膏鹽巖、石膏層、鹽巖、白云質(zhì)膏鹽總段長(zhǎng)597 m，分布在井深5 464～6 800 m區(qū)間，最長(zhǎng)連續(xù)石膏層位于5 652～5 662 m，最長(zhǎng)連續(xù)鹽巖位于6 187～6 294 m。膏鹽巖在沉積過程中受高溫高壓作用，發(fā)生脫水，井眼鉆開后，膏鹽巖地層常發(fā)生塑形蠕變縮徑，鹽巖溶解后井壁剝落、掉塊或垮塌，膏鹽吸水膨脹縮徑（圖2），當(dāng)鉆井液液柱壓力不能平衡蠕變時(shí)極易造成縮徑卡鉆，膏鹽巖層中的鉆井難度大。該井在井段5 900～6 350 m縮徑最為嚴(yán)重，每趟起下鉆均需劃眼通過，且安全穩(wěn)定時(shí)間較短，僅有24 h，六開鉆進(jìn)期間共計(jì)劃眼12次。

圖1 樓探1井地層壓力系數(shù)及井身結(jié)構(gòu)圖

表1 樓探1井六開巖屑地質(zhì)分層數(shù)據(jù)表

1.3 硫化氫氣侵

巨厚膏鹽巖（含硫化合物）在大埋深、高地溫條件下受后期斷裂影響與下部烴類物質(zhì)發(fā)生硫酸鹽熱化學(xué)還原生成H2S。樓探1井用密度1.69 g/cm3油基鉆井液鉆進(jìn)至6 902～6 904 m發(fā)現(xiàn)鉆時(shí)加快，循環(huán)中發(fā)現(xiàn)出口返出大量硫磺，便攜式H2S檢測(cè)儀監(jiān)測(cè)到震動(dòng)篩有H2S最高值為23.0 mg/L，H2S持續(xù)氣侵，為減少H2S侵入量，逐步提高密度，從1.69 g/cm3加重至1.85 g/cm3，井底壓力增加7.0 MPa，仍不能有效解決H2S溢出問題。經(jīng)過技術(shù)攻關(guān)，在油基鉆井液中加入濃度7.0 %的GHT-95除硫劑，成功處理鉆井液中H2S，同時(shí)提高鉆井液密度后消除了縮徑現(xiàn)象，密度由1.69 g/cm3↑1.90 g/cm3后，膏鹽巖段的起下鉆均未再出現(xiàn)阻卡現(xiàn)象。

圖2 樓探1高臺(tái)組膏鹽層巖心照片

1.4 六開井徑及井眼軌跡

該井裸眼平均井徑196.13 mm，最大井徑為218.77 mm（井深5 650 m處），最小井徑為187.25 mm（井深6 325 m處），詳見井徑曲線（圖3），造斜點(diǎn)始于井深5 000 m，最大井斜為39.22°（6 675 m處），最大狗腿度 5.04 /30 m （7 025 m處）。

圖3 樓探1井測(cè)井井徑曲線圖

2 樓探1井固井難點(diǎn)及對(duì)策

2.1 固井主要技術(shù)難點(diǎn)

該井段鉆井過程當(dāng)中，出現(xiàn)H2S險(xiǎn)情、機(jī)械鉆速低等情況，同時(shí)該井井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜,且面對(duì)水力參數(shù)受限、井下溫度高、壓力大等復(fù)雜問題,給?168.3 mm固井帶來極大困難[1-3]。主要表現(xiàn)在以下5個(gè)方面：

1）長(zhǎng)膏鹽巖段縮徑，下套管阻卡風(fēng)險(xiǎn)大。高臺(tái)組為龍王廟組直接蓋層，具有厚達(dá)1 159 m的膏鹽巖，每趟起下鉆均需劃眼通過。因下無接箍套管準(zhǔn)備工作時(shí)間長(zhǎng)，下入速度相對(duì)較慢，從開始下套管到固井施工結(jié)束的時(shí)間長(zhǎng)達(dá)96 h，既要防止下套管遇阻卡，又要避免坐掛時(shí)卡瓦打滑或漲破上層套管，同時(shí)還要防止在高循環(huán)壓力（最高泵壓達(dá)28.0 MPa）下循環(huán)時(shí)間過長(zhǎng)造成密封失效，引起短路[4-7]。

2）環(huán)空間隙小，施工泵壓高。由于環(huán)空單邊間隙只有12.69 mm，間隙小，環(huán)空摩阻大，地層承受的當(dāng)量鉆井液密度大，同時(shí)下部震旦系燈四段的地層壓力系數(shù)低，極易發(fā)生井漏，固井施工時(shí)要求尾管懸掛器循環(huán)暢通性好、局部摩阻小[8-11]。

3）油基鉆井液與水泥漿相容性差，膠結(jié)質(zhì)量難以保證。高密度油基鉆井液中聚合物處理劑含量大、 黏度高、附著力強(qiáng)，且與水泥漿相容性差，二者摻混后使水泥石強(qiáng)度降低[12-15]，且高密度油基鉆井液的長(zhǎng)期浸泡使水泥漿分別與套管和地層相接觸的2個(gè)界面潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)難度大，固井界面膠結(jié)質(zhì)量難以保證。

4）井底溫度高。電測(cè)井底溫度135.8 ℃，循環(huán)溫度 116 ℃，井底壓力 111.0 MPa，且封固段溫差大，對(duì)水泥漿體系的性能要求很高，尾管懸掛器密封元件也必須耐高溫[16-18]，增加了尾管固井的風(fēng)險(xiǎn)。

5）小井眼段大井斜角。由于尾管位于大井斜井段，在井眼超深、環(huán)空間隙小、裸眼段長(zhǎng)的情況下，下套管過程中套管易發(fā)生粘卡，造成下套管遇阻，套管下至設(shè)計(jì)井深難度非常大。如果中途循環(huán)，易使懸掛器卡瓦提前打開；若上提下放，極易造成坐掛判斷困難[19]。

2.2 主要對(duì)策措施

1）針對(duì)長(zhǎng)膏鹽巖段縮徑和小井眼段大井斜角難點(diǎn)主要通過井眼準(zhǔn)備、鉆井液調(diào)整和選擇適合的懸掛器來進(jìn)行有效控制。

井眼準(zhǔn)備的單扶通井參數(shù)為：?190.5 mm鉆頭＋?186 mm扶正器1只＋?165.1 mm鉆鋌3根＋原鉆具組合；三扶通井參數(shù)為：?190.5 mm鉆頭＋?186 mm扶正器1只＋?165.1 mm鉆鋌1根＋?180 mm扶正器1只＋?165.1 mm鉆鋌1根＋?180 mm扶正器1只＋?165.1 mm鉆鋌1根＋原鉆具組合。通井過程中對(duì)膏鹽層、掛卡、遇阻井段、“大肚子”等復(fù)雜井段進(jìn)行劃眼，確保無沉砂、無縮徑、無氣侵、無垮塌，快速通過，確保井眼暢通，通井到底充分循環(huán)并過篩，確保鉆井液清潔。

下套管前，在井下穩(wěn)定和井控安全的前提下，調(diào)整鉆井液密度，使其具有良好的沉降穩(wěn)定性，下套管過程中，分段循環(huán)，減小后期循環(huán)阻力，降低井漏風(fēng)險(xiǎn)，循環(huán)時(shí)控制施工泵壓不超過懸掛器座掛壓力，綜合地層承壓和井壁穩(wěn)定，通過模擬計(jì)算，并靜觀驗(yàn)證，確定了固井鉆井液密度為1.75 g/cm3，其鉆井液性能參數(shù)詳見表2。

懸掛器選擇選用貝克休斯168.275 mm 273.05 mm液壓坐封尾管懸掛器（FLEX-LOCK IVTM 型），這是一種重新設(shè)計(jì)的高性能懸掛器，能夠懸掛重載2400 kN的尾管，本體抗內(nèi)壓強(qiáng)度14 064 PSI，抗外壓強(qiáng)度13 054 PSI，剪切壓力1 208～1 633 PSI，尾管膠塞和鉆桿膠塞選用丁腈橡膠，壓力等級(jí)5 000 PSI，耐溫176.6 ℃，以便應(yīng)對(duì)送鉆時(shí)間長(zhǎng)，泥漿密度大，尾管長(zhǎng)度長(zhǎng)，懸重大，遇阻風(fēng)險(xiǎn)高等復(fù)雜情況。

表2 樓探1井鉆井液性能參數(shù)表

2） 針對(duì)施工泵壓高、膠結(jié)質(zhì)量難以保證以及井底溫度高等問題則主要通過優(yōu)選水泥漿體系、優(yōu)化隔離液、固井施工排量設(shè)計(jì)及施工壓差控制來解決。

優(yōu)選水泥漿體系主要是在套管重合段和裸眼井段采用兩凝加砂防竄水泥漿體系，水泥漿密度均為1.88 g/cm3，快干封固裸眼段，緩凝封固重合段，上塞和裸眼段環(huán)空容附加8%，緩凝水泥漿采用加重加砂防竄水泥漿體系，快干采用韌性加砂防竄水泥漿體系，在優(yōu)選水泥漿體系配方的情況下做好水泥實(shí)驗(yàn)，做到低試水、零游離、防氣竄，確保施工安全和封固質(zhì)量。其中緩凝水泥漿參數(shù)為：G級(jí)水泥＋高溫強(qiáng)度穩(wěn)定劑＋微硅＋膨脹劑＋緩凝劑＋降失水劑＋消泡劑；快干水泥漿參數(shù)為：G級(jí)水泥＋高溫強(qiáng)度穩(wěn)定劑＋增韌劑＋增強(qiáng)劑＋緩凝劑＋降失水劑＋消泡劑。

優(yōu)化隔離液密度和使用量，隔離液密度1.78 g/cm3，在隔離液和前沖洗液中加入沖洗劑，前隔離液20.0 m3，環(huán)空高度越2 500 m，沖洗液4.0 m3，增加隔離液的接觸時(shí)間、提高頂替效率和膠結(jié)質(zhì)量，保證了施工安全。

針對(duì)固井施工泵壓高、深井小間隙尾管固井作業(yè)的特點(diǎn)，在注替過程中嚴(yán)格控制施工排量，防止井漏而影響施工安全，結(jié)合實(shí)際入井管串結(jié)構(gòu)，設(shè)置重合段環(huán)空返速1 m/s的對(duì)應(yīng)施工排量為0.43 m3/min，當(dāng)緩凝水泥漿進(jìn)入重合段后降低排量至0.43～0.50 m3/min，以降低循環(huán)壓耗，減小地層漏失風(fēng)險(xiǎn)。

為平衡套管段管內(nèi)外壓差，需配制加重鉆井液（泥漿罐），有效量不低于20.0 m3，密度為2.00 g/cm3。施工中做好人工正、反計(jì)量工作，及時(shí)判斷井下漏、竄情況并及時(shí)匯報(bào)，以便調(diào)整施工技術(shù)措施。

3 現(xiàn)場(chǎng)固井施工

尾管懸掛一次注水泥漿，用127 mm鉆桿送168.28 mm無節(jié)箍套管，浮鞋井深7 251.60 m，懸掛器位置3 761.62 m，入井管串結(jié)構(gòu)見表3。

3.1 水泥試驗(yàn)

在實(shí)驗(yàn)條件116 ℃×90MPa 110min下，固井水泥漿性能檢測(cè)結(jié)果見表4：

緩凝水泥漿：密度1.885 g/cm3，457 min/40 Bc，462 min/100 Bc，設(shè)計(jì)460～490 min/40 Bc。

快干水泥漿：密度1.885 g/cm3，265 min/40 Bc，268 min/100 Bc，設(shè)計(jì)240～270 min/40 Bc。

污染實(shí)驗(yàn)水泥漿：井漿20%，隔離液10%，349 min/40 Bc，351 min/100 Bc，經(jīng)過400 min未稠。

3.2 泵注流程

為了保證兩凝水泥漿效果，注水泥漿時(shí)嚴(yán)格控制水泥漿密度均勻平穩(wěn)，將注入排量控制在0.6～0.72 m3/min，并保證施工連續(xù)性，泵注流程見表5。

3.3 固井現(xiàn)場(chǎng)施工

從前期準(zhǔn)備、現(xiàn)場(chǎng)把關(guān)，精細(xì)制定技術(shù)措施。嚴(yán)控試驗(yàn)技術(shù)關(guān)，對(duì)水泥試驗(yàn)復(fù)核7次，確保各項(xiàng)參數(shù)符合施工標(biāo)準(zhǔn)，施工過程中嚴(yán)格控制施工排量7.0～9.0 L/s，施工壓力25.0～29.0 MPa情況下，注入1.88 g/cm3的兩凝水泥漿34.4 m3，期間連續(xù)進(jìn)行人工正、反計(jì)量與泵沖計(jì)算排量校正核對(duì)分析，全程無漏失，施工排量與壓力控制見圖4。

表3 樓探1井固井管串結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表

表4 樓探1井現(xiàn)場(chǎng)水泥漿實(shí)驗(yàn)報(bào)告單

3.4 固井質(zhì)量評(píng)價(jià)

固井結(jié)束后采用CBL聲幅測(cè)井，檢測(cè)固井質(zhì)量結(jié)果顯示，固井封固段長(zhǎng)3 496.6 m，固井合格率99.8%，其中固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)段長(zhǎng)2 897.4 m，良好段長(zhǎng)594 m。樓探1井168.3 mm無接箍套管懸掛固井在油基泥漿環(huán)境下順利完成，為下川東鹽下高壓氣藏勘探開發(fā)向更深的燈影組邁進(jìn)提供了技術(shù)支撐。

4 結(jié)論

1）良好的井眼準(zhǔn)備、完善的通井措施、合理的沖洗液隔離液和水泥漿設(shè)計(jì)、雙凝等技術(shù)的綜合應(yīng)用有效提高頂替效率和封固質(zhì)量。

表5 施工泵注流程展示圖

圖4 施工排量壓力控制圖

2）選用和合理水泥漿密度、固井施工壓力、施工排量等參數(shù)，分析前期技術(shù)難點(diǎn)并制定合理的應(yīng)對(duì)措施是樓探1井固井質(zhì)量達(dá)到優(yōu)質(zhì)的關(guān)鍵。

3）伴有沖洗劑的高效前置液體系及用量，采取低返速頂替工藝，增加隔離液的接觸時(shí)間、提高頂替效率和膠結(jié)質(zhì)量有效的解決水泥漿的污染問題，能提高窄環(huán)空間隙的頂替效率，保證水泥漿的膠結(jié)強(qiáng)度和水泥漿的頂替質(zhì)量，從而提高水泥環(huán)的強(qiáng)度，保證固井的質(zhì)量。