元壩103H超深水平井固井工藝技術研究

許建華 （長江大學石油工程學院，湖北 武漢430100；中國石化石油工程技術研究院，北京100101）

胡瑞華 （中石化中原油田分公司采油工程技術研究院，河南 濮陽457001）

滕春鳴，常連玉 （中國石化石油工程技術研究院，北京100101）

周曉飛 （中石化西南油氣分公司元壩氣田項目部，四川 成都610016）

元壩103H井是西南油氣分公司2009年部署在四川盆地川東北元壩低緩構造帶元壩區塊的一口開發評價井，目的層為長興組，巖性為灰色灰巖、灰黑色硅質巖，屬于海相氣藏，井深達7052m，垂深6750m，裸眼封固段2157．55m，井斜92．46°，井底靜止溫度達162℃，循環溫度137℃。采用四開井身結構完井，四開采用?241．3mm鉆頭，下入 （?193．7＋?203．1）mm復合套管進行尾管懸掛全裸眼段封固方式固井工藝。

管串結構為：?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP浮鞋＋1根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP旋流短接＋3根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP套管＋?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP浮箍＋3根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP套管＋?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP浮箍＋3根?193．7mm×2242-110×12．70mm×VAM-TOP套管＋?193．7mm×12．70mm×VAM-TOP碰壓球座＋431m?193．7mm×2242-110×12．70mm P套管串＋?193．7mm TP-CQ母扣×?193．7mm VAM-TOP公扣短節＋649m?193．7mm×110TSS×12．70mm×TP-CQ套管串＋?193．7mm TP-CQ公扣×?203．1mm TP-FJ母扣短節＋499m?203．1mm×110TS×17．40mm×TP-FJ套管串＋?203．1mm TP-FJ公扣×?193．7mm 3SB母扣短節＋750m?193．7mm×110SS×12．70mm×3SB套管串＋?193．7mm×110SS×3SB懸掛器＋2650m?127mm×SS105×9．19mm鉆桿＋?127mm×?139．7mm變徑短節＋2000m?139．7mm×G105×10．54mm鉆桿＋?139．7mm×?127mm轉換短節＋?127mm水泥頭。

1 固井難點

（1）井深達7052m，垂深6750m，裸眼封固段長達2157．55m，造斜點6310m，側鉆點6610m；A靶點位置7042．61m，最大井斜92．46°，尾管易內貼邊造成粘卡，下套管作業難度較大，套管下入后容易貼邊。

（2）井漏問題嚴重，鉆進過程中發生過4次大的漏失，分別在6827．93，6887．24，6916．46和7002．06m，層位都位于長興組，巖性為灰巖、含灰云巖，增大了固井過程中漏失的風險。

（3）嘉陵江組5段和4段巖性主要是石膏和鹽，此前鹽膏層蠕動的問題不明顯，但汶川大地震后，川東北地區鹽膏層蠕動的問題日益突出，元壩2井就發生了鹽膏層段套管擠毀變形的情況，導致試氣管柱被卡，被迫側鉆。元壩102側1井也多次在鹽膏層段發生卡鉆，甚至填井側鉆。由于此前在固井環節沒有考慮鹽膏層蠕動問題，給多口井的后續作業帶來困難。

（4）元壩地區天然氣中普遍含有CO2和H2S等腐蝕性氣體，容易對套管、水泥石造成腐蝕，影響后續作業。

（5）環空間隙小，?241．3mm鉆頭，下入 （?193．7＋?203．1）mm復合套管理論計算單邊最小間隙為19．1mm，不利于水泥漿頂替，同時頂替壓力高增大了漏失風險。

（6）套管居中困難，在拉力和自重作用下，大斜度井段套管與上下井壁大面積接觸，套管偏心嚴重，窄邊鉆井液很難被隔離液和水泥漿頂替出來，影響封固質量。

（7）元壩103H井為水平井固井，水平井在井斜40～50°和70～85°時巖屑不易被鉆井液或前置液攜帶出來，同時鉆井液中的重晶石和巖屑等固相在井壁低邊沉淀不易攜帶出來，影響水泥環膠結質量。

（8）元壩103H井井底溫度達到162℃，循環溫度達137℃，同時封固段長達2358m，上下溫差達54．72℃，水泥漿在高溫下運移段長，對水泥漿的抗高溫性能要求高；嘉陵江組含有高壓鹽水層，對水泥漿的抗鹽性能要求高。

2 固井工藝技術對策

2．1 井眼準備措施

通暢的井眼條件可減少下套管風險和提高頂替效率。針對元壩103H井復雜的井眼狀況，為了保證固井施工的安全及固井質量，主要從3方面加強了井眼準備［1］。

1）循序漸近增加通井鉆具的剛性 元壩103H井為超深水平井，斜井段部分井段狗腿度較大，因此制定合理的通井措施可以修正井眼，使井壁光滑，有利于下套管和井眼清洗。為此制定了循序漸近增加通井鉆具剛性的通井工藝措施 （見表1），具體措施是采取加入一個扶正器通井順利后，再加入2個扶正器進行通井的技術措施，最終通井鉆具的剛性不低于套管柱剛性。

表1 元壩103H井通井鉆具組合

2）防漏技術措施 元壩103H井在鉆進過程中發生過4次大的漏失，導致固井過程中存在較大的漏失風險，因此為了保證固井施工的順利進行，必須對長興組漏失情況采取針對性的技術措施。采取的主要技術措施有：①下套管前做好地層動態承壓試驗。用1．61g／cm3的鉆井液以30L／s的排量循環兩周，若有漏失則先進行堵漏，直到滿足地層承壓要求。②下套管作業時必須嚴格控制套管和鉆具下放速度，每根套管下放時間不少于45s，送放鉆具每立柱下放時間不少于2min。③替漿時控制好頂替鉆井液的排量，根據替漿的泵壓變化及時調整替漿排量，保證施工安全。④在領漿及尾漿中加入纖維堵漏材料CemNET，防止固井過程中的漏失；出現漏失時，CemNET材料會很快在漏失位置上形成網狀薄膜，使水泥漿盡快聚積形成濾餅，確保堵漏效果。

3）井眼凈化措施 由于水泥漿粘度高于鉆井液和隔離液，具有更好的攜砂能力，因此井眼沉砂如果不能被充分攜帶出來，固井過程中沉砂會在環空窄間隙處聚集，特別是在懸掛器位置，嚴重時會導致憋泵等固井事故發生，因此良好的井眼條件有利于保證套管的順利入井和固井作業的順利進行［2］。①水平井在井斜40～50°和70～85°處巖屑不容易被鉆井液順利攜帶出來，因此在該井段要以1．8m3／min排量做分段循環和短程起下鉆，旋轉活動鉆具，以破壞巖屑床，保證該井段沉砂能夠順利循環出來。②在2個扶正器通井到底和套管順利入井2個階段之后，分別使用15m3密度為1．55g／cm3、粘度150s以上的稠鉆井液循環一周，徹底把井內砂子攜帶干凈。

2．2 提高頂替效率的技術措施

良好的鉆井液流動性能、套管的居中是保證替漿排量和提高頂替效率的重要保證，因此對固井前的鉆井液性能和扶正器的安排進行針對性的設計是保證固井質量的重要手段，元壩103H井主要采取了以下提高頂替效率的技術措施［3-6］。

1）先導漿技術 在固井施工時，注入前置液前先替入50m3密度1．55g／cm3，粘度小于50s，初切小于2Pa，動切力小于8Pa的冷卻、抗鈣先導漿。先導漿的主要作用為：首先，冷卻漿能夠起到降低井底溫度的作用，為水泥漿提供一個溫度比正常循環時更低的通道，大大降低了施工風險；其次，先導漿優越性能能夠起到稀釋管壁和井壁泥餅的作用，有利于提高頂替效率；再次，遇到易漏失井時，可以通過降低先導漿密度的方式來降低固井時環空液柱的壓力，降低漏失風險，提高一次固井成功率。

2）合理設計扶正器的安放保證套管的居中 扶正器采用樹脂剛性螺旋扶正器，該扶正器能使流體在環空中形成一定的旋流場，有利于循環出不規則井眼內的鉆井液，提高水泥漿的頂替效率。旋流剛性扶正器設計為：4892～5392m井段3根套管1只，5892～6600m2根套管1只，6600m （該處井斜37°，側鉆點6610m）以下1根套管1只，重疊段4根套管1只。軟件模擬顯示，這樣的扶正器設計可以使套管居中度達到70%以上。

3）固井前調整好鉆井液性能 套管入井后，固井前通過循環逐步將鉆井液的屈服值和靜切力適當降低，屈服值控制在8Pa以內，初切小于2Pa，密度1．55g／cm3，粘度小于55s，改善鉆井液的流動性能，提高頂替效率。

2．3 優選水泥漿體系

元壩103H井底溫度達到162℃，循環溫度達137℃，上下溫差達54．72℃，長興組存在易漏失地層，嘉陵江組存在鹽水層；對水泥漿的耐溫、耐壓、抗鹽及防氣竄性能提出了很高的要求，因此提出了雙凝水泥漿結構。雙凝界面選取在6300m處，領漿采用密度為1．60g／cm3高強度低密度防氣竄抗鹽水泥漿體系，尾漿采用密度為1．89g／cm3膠乳防氣竄水泥漿體系 （見表2）。

為了防止發生氣竄現象，尾漿中加入耐高溫防氣竄劑，同時利用膠乳體系在水泥漿中形成致密的薄膜阻隔氣體進入，膠乳顆粒也可以在水泥漿的固相顆粒間填充更多的空間，減小水泥漿的滲透率。試驗證明，采用膠乳水泥漿體系，即使氣體進入水泥漿，也可以有效的被封堵在水泥漿中，不至于上竄形成嚴重的氣竄。

表2 水泥漿體系性能

前置液采用沖洗液加隔離液漿柱結構，其中密度為1．02g／cm3，粘度5mPa·s的化學沖洗液設計6．4m3，占環空高度200m，主要作用為稀釋并清除泥餅；密度為1．57g／cm3，粘度25～35mPa·s的隔離液設計13m3，環空高度410m，主要作用為有效層流頂替鉆井液，清除泥餅；有效隔離鉆井液及水泥漿，避免水泥漿碰到鉆井液后流變性及稠化時間引起變化，對固井質量及施工安全造成影響。

3 現場應用

2010年11月29日13∶30～14∶00注入密度1．50g／cm3，粘度55s的先導漿50m3，施工排量1．5m3／min，壓力14MPa；14∶40～14∶55管匯施壓30MPa；14∶55～15∶04注入密度1．02g／cm3的沖洗液6．4m3，施工排量1．0m3／min；15∶05～15∶50注入密度1．57g／cm3的隔離液13m3，施工排量0．3～0．8m3／min，壓力5MPa；16∶10～17∶00注入密度1．61g／cm3的領漿51m3，施工排量0．7～1．0m3／min，壓力5～0MPa；16∶10～17∶00注入密度1．89g／cm3的尾漿30m3，施工排量0．7～1．0m3／min，壓力0；17∶37～17∶41壓膠塞，注入壓塞液2m3；17∶41～18∶11替入密度1．60g／cm3的鉆井液48m3，施工排量1．5m3／min，壓力8～12MPa；18∶11～18∶17替入密度1．57g／cm3的保護液4．8m3；18∶17～18∶45替入密度1．50g／cm3的鉆井液，施工排量1．5m3／min，替漿至40m3時，排量降至1．1m3／min，替漿至44．7m3時碰壓，碰壓壓力16MPa上升至22MPa，放回水檢查回流，回壓凡爾密封良好。

起出鉆具10柱后進行大排量，循環返出密度1．61g／cm3水泥漿10m3，確認無混漿后起鉆5柱，關井蹩壓10MPa候凝72h，探掃水泥塞測固井質量。

12月4日下鉆探得上塞面4530m，計算上塞高100m，掃上塞 （鉆壓60～80kN），井口循環出水泥石，12月6日探得下塞面位置在6640m。12月8日進行電測，電測結果顯示該井全井段聲幅值在10%～40%，目的層井段聲幅值小于15%，固井質量取得了比較理想的結果。

4 認識及結論

1）元壩區塊具有高溫、高壓、高含H2S、CO2和承壓能力低的地層特點，存在壓穩窗口窄、水泥漿與泥漿密度差小的防氣竄難題。

2）針對元壩區塊優選的水泥漿體系有良好的低失水、零析水，防竄能力強，水泥漿與承壓堵漏、平衡固井工藝技術結合運用，保證了深井超深水平井的固井施工安全，并取得了較好的固井質量。

3）通過固井軟件分析設計合理的扶正器安放，可以保證套管的居中度，有效地提高水泥漿的頂替效率。

4）在元壩區塊采取的先導漿、耐高溫隔離液、保護液、通井和控制下套管速度及逐根灌漿等技術措施，為順利固井提供了有力的保障。

5）優選出的膠乳水泥漿體系和提高固井質量的綜合技術措施，通過現場實施取得了良好的應用效果，對于元壩地區超深水平井固井具有借鑒和指導意義。

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