塔里木盆地超深天然氣井全過程塞流防漏注水泥技術

李曉春 李 坤 劉 銳 黃 盛 辜 濤 張興國 郭小陽

1. 中國石油塔里木油田公司 2. “油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室”·西南石油大學

塔里木盆地超深天然氣井全過程塞流防漏注水泥技術

李曉春1李 坤1劉 銳1黃 盛2辜 濤2張興國2郭小陽2

1. 中國石油塔里木油田公司 2. “油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室”·西南石油大學

李曉春等.塔里木盆地超深天然氣井全過程塞流防漏注水泥技術.天然氣工業，2016, 36 (10): 102-109.

塔里木盆地庫車坳陷山前構造帶是典型的超深超高壓高溫復雜天然氣藏，鹽膏層段和儲層鉆井均為多壓力層段，如何保障尾管固井既要壓穩產層又要防止水泥漿漏失，成為該區塊確保氣井水泥環完整性的關鍵。為此，提出了全過程塞流注替水泥漿解決方案，以控制注水泥當量循環密度（ECD）和水泥漿雷諾數為核心，建立了裸眼地層承壓能力獲取、塞流注替排量和下套管速度計算方法；結合鹽膏層和儲層井段小間隙、偏心、高溫以及塞流注替時間長的特點，完成了固井工作液外加劑、外摻料優選以及工作液用量設計。該區4井次現場應用試驗結果表明，以控制ECD、水泥漿雷諾數為核心的塞流注替方法能有效防止漏失，隔離液、水泥漿體系能滿足全過程塞流注替要求。結論認為，該項固井技術能降低漏失風險，提高頂替效率，提高尾管固井質量，為解決庫車山前構造帶“三超”氣井固井難題提供了新的技術途徑。

塔里木盆地 庫車山前構造帶 高溫高壓 超深天然氣井 鹽膏層 儲集層 漏失 塞流 頂替 尾管固井

塔里木盆地庫車坳陷山前構造帶是中國石油塔里木油田公司的主力氣區，其中的KS等區塊是國際公認的超深（井深6 000～8 000 m）、超高壓（鉆井液密度超過2.55 g/cm3）、高溫（大于等于150 ℃）復雜天然氣藏。2006年四川盆地羅家2井含硫天然氣泄露事件和2010年墨西哥灣“深水地平線”事件均表明，井漏、固井質量差造成的水泥環不連續、層間封隔不良會誘發嚴重的安全事故。而獲得完整的水泥環，實現有效層間封隔，則是保證山前構造復雜天然氣井井筒完整性和安全高效開發的基本前提。

在實際作業中，由于套管層次有限，難以專層專封。深部鹽膏層和儲層尾管固井作業常面臨同一裸眼段內存在多套壓力系統，防漏和壓穩矛盾突出。并伴隨窄間隙（11～19 mm）、套管偏心、高摩阻等地質和工程難點。固井過程中頻繁漏失，導致水泥漿難以一次上返充滿環空，固井質量差，水泥環不連續。為此，以控制注水泥當量循環密度（ECD）和水泥漿雷諾數為核心，提出全過程塞流注替思想，建立裸眼地層承壓能力獲取，塞流注替排量和下套管速度計算方法。通過隔離液、水泥漿體系優化研究與漿柱結構設計，形成滿足山前構造超深復雜氣井的全過程塞流固井技術。

1 地層特點及固井難點

1.1 地層特點與復雜情況

塔里木盆地庫車坳陷山前構造帶氣井常用五開五完井身結構，如圖1所示。第一層套管封固淺表層和上部疏松地層；第二層套管封固上部低壓易漏地層；第三層套管下至鹽層頂部，封固鹽頂以上地層；第四層套管封固鹽膏層；第五層套管封固目的層。

圖1 氣井典型井身結構示意圖

鹽膏層以膏鹽巖、白云巖、膏泥巖為主，夾薄砂巖、軟泥巖，由于膏鹽巖沉積和塑性流動的差異，其分布差別很大，鉆井揭示厚度幾十米至幾千米，最厚的超過3 000 m，且埋深大（最大深度達7 300 m），處于異常高壓—超高壓系統中，地層壓力系數介于2.10～2.55，甚至更高[1-2]。目的層以細砂巖、粉砂巖為主，夾薄層泥巖，巖石層理和節理、裂隙發育。由于地層結構和巖性特點，鹽膏層段與鹽下目的層段地質條件復雜[3-4]，歸納如下。

1）鹽膏層段多為復合鹽層，地質情況的隨機變化，底層深度預測判斷稍有不準確，就會造成同一裸眼段出現兩個以上壓力系統，既存在高壓鹽水層，又存在漏失層。目的層為硬脆性地層，裂縫發育，天然氣顯示活躍。

2）超深井深部井段難以實施地層承壓測試，只能根據實際鉆進和堵漏作業資料估計漏失壓力。

1.2 固井作業難點及需解決問題

該區尾管固井面臨的3個主要難點如下。

1）超高壓地層窄密度窗口極易漏失。超高壓系統要求必須采用高密度、超高密度工作液（密度在2.60 g/cm3以上），以保證地層壓力平衡，滿足壓穩。但高密度流體流變性調節困難，環空間隙窄，流動摩阻高。尤其在尾管懸掛器處，流道的急劇變化會產生較大局部壓耗，窄密度窗口條件下，環空壓耗極易超過地層承壓能力造成漏失。

2）套管串偏心，非均勻環空頂替效率低。使用非標尺寸套管，無配套扶正器。套管偏心嚴重。同時，注替排量受限，無法實現紊流頂替。偏心、排量受限條件下如何實現較高的頂替效率是關鍵[5-6]。

3）界面潤濕清洗困難。為減少長鉆井周期中井壁失穩帶來的鉆井事故風險，基本采用油基鉆井液鉆井。油水不相容特性給固井膠結質量帶來不良影響。常規的隔離液用量設計難以保證小間隙偏心條件下的高效頂替和界面潤濕返轉，水基隔離液頂替油基鉆井液的用量設計缺少現成依據。

塞流流態下流體流速剖面非常平緩，頂替液與被頂替液都進行塞流運動時，不容易摻混，有利于提高頂替效率。根據流體力學原理，塞流狀態下，頂替界面橫截面上各點的運動速度相同，運動方向沿垂直于頂替界面的方向。頂替流體如同“塞子”一樣推動被頂替流體。處于塞流流態下的流體流速較低（小于等于0.46 m/s），能有效降低窄密度窗口地層的漏失風險，但作業時間長，工作液性能要求高，

超深井固井中應用很少[7]。針對該區氣井超高壓窄密度窗口的特點，采用全過程塞流固井，在泵注和頂替全過程中采用塞流流態注替。但需解決以下問題：

1）準確獲取地層承壓能力。超深井難以開展地層承壓試驗，不能直接獲得承壓壓力。故準確獲取地層承壓能力及計算ECD，是確定安全下套管速度、循環洗井排量及塞流注替排量設計，防止漏失的前提。

2）確定塞流注替的臨界排量。塞流注替臨界排量由水泥漿性能、環空間隙等決定，嚴格以雷諾數作為設計依據。確定臨界排量后還應考慮對應排量下的環空壓耗。

3）根據全過程塞流注替特點設計隔離液性能和用量。保證低排量、偏心環空條件下的高效頂替和界面潤濕反轉。

4）根據確定的塞流注替排量設計水泥漿性能。鹽膏層與目的層均高溫、高含鹽、鹽水層、氣層活躍，對水泥漿抗高溫、抗鹽和防氣竄性能要求高。全程低排量注替作業要求水泥漿安全可泵時間長，同時具備長封固大溫差條件下優良的頂底強度發展和高溫穩定性。實驗溫度選取偏差、施工作業密度波動造成的水泥漿性能變化，外加劑高溫敏感性都是水泥漿設計面臨的難點和需要考慮的因素。

2 全過程塞流注替工藝設計

2.1 地層承壓能力獲取

漏失井無法進行地層承壓試驗，通過鉆井期間的排量、鉆具結構，采用“范寧—達西”公式[8]根據漏失前后的排量變化可計算出臨界排量下的環空循環壓耗，以此確定薄弱層的承壓能力，再獲得ECD。計算如下：

上兩式中Qd表示鉆井時排量，L/s；Dhi表示環空內徑，mm；Dci表示下入鉆桿或套管外徑，mm；pf表示環空循環壓耗，MPa；vi表示環空返速，m/s；ρm表示環空流體密度，g/cm3；fi表示摩阻系數，無因次，鉆井液摩阻系數計算采用賓漢模式；Li表示環空長度，m。

2.2 套管下入與井眼準備

防止固井前下套管和循環洗井過程中的漏失是保證固井作業成功的前提，合理的循環準備措施還能為固井提供較好的井眼條件。

2.2.1 下套管速度設計

套管下放過程中鉆井液沿環空上返，沿程井壁會產生阻力，形成作用于地層的激動壓力[9]。下套管產生的激動壓力應小于地層承壓能力，激動壓力大小與環空鉆井液上返速度、流變參數、環空間隙、環空長度等相關。考慮不灌漿條件下，根據堵口管激動壓力計算方法，當流變參數、環空間隙、環空長度一定，已知地層承壓后，按式（3）計算最大允許下入速度，實際下放時，考慮附加安全系數。

式中vc表示實際套管下入速度，m/s；vcm表示套管最大允許下入速度，m/s；a表示附加安全系數，取0.5～0.75；Kc表示黏附系數，取0.4～0.5。

2.2.2 井眼準備措施

下套管后，充分的循環洗井，調整鉆井液性能有利于改善泥餅質量，提高第二界面膠結質量[10-11]，并能降低鉆井液動切力、塑性黏度，減小循環壓耗。該區氣井鹽膏層、鹽下目的層基本都采用高密度柴油基鉆井液鉆進，有較明顯黏溫效應，鉆井液塑性黏度與動切力隨溫度升高下降明顯（如圖2所示，現場油基鉆井液密度為2.30 g/cm3），但在溫度較低條件下，塑性黏度與動切力極高。

圖2 油基鉆井液流變參數與溫度關系曲線圖

從表1計算結果可以看出，不同溫度條件下油基鉆井液流變性對循環壓耗影響明顯，溫度達到55℃以后壓耗才明顯降低。下套管過程中，井筒內溫度較高的鉆井液返出，灌漿時灌入溫度較低的鉆井液，井筒鉆井液溫度降低，鉆井液黏切高，循環時環空壓耗高，且不利于頂替。但由于柴油導熱系數較低[0.12～0.13 W/(m·K)，水的導熱系數介于0.55～0.70 W/(m·K)]，井筒內油基鉆井液溫度升高緩慢，黏切值降低慢。因此，下套管后通過延長循環洗井時間，增大循環周，循環3～4周，提高油基鉆井液出口溫度，并在循環過程中通過循環滴加柴油的方式，適當提高油水比，降低黏切，充分沖刷井壁虛濾餅。

表1 不同溫度下油基鉆井液流變性變化與循環壓耗關系表

高密度油基鉆井液在窄環空中摩阻大，受地層承壓能力限制，通過控制循環排量降低循環壓耗，降低循環期間漏失風險。尾管下入坐掛后在懸掛器處會產生較高的局部節流壓力（pt）。根據獲取的地層承壓壓力，按式（4）和式（5）可得到下套管后最大允許循環排量（Qcm）的計算公式。

式中Qcm表示下套管后最大允許循環排量，L/s。

在該區QT-1井?177.8 mm+?182 mm尾管固井作業中，地層允許承壓7.9 MPa，根據出口鉆井液性能、環空間隙按式（5）計算方法得到下套管后最大循環排量7.0 L/s。實際作業中當循環排量提升至6.9～7.0 L/s時井漏，漏速為3.6 m3/h，將排量降至6.3 L/s后，漏失停止，初步驗證了計算方法的可行性。

2.3 塞流注替設計

固井工作液在環空流動時有3種流態：塞流、層流和紊流，當流體流態為紊流或塞流時能獲得較高的頂替效率。但在小間隙易漏失井中，注替排量受限，若采用紊流注替，環空壓耗會超過地層承壓能力，造成嚴重漏失。在偏心、不規則環空中，紊流注替的效率低于塞流注替的效率[11]。因此，采用塞流注替設計尾管注水泥。按塞流定義，選取冪律模式時，雷諾數Re＜100[12-14]，根據注水泥流變學設計原理[8]：

式中vpm表示塞流注替臨界排量下環空返速，m/s。

式（6）帶入式（1），Re取100，即可計算出滿足塞流注水泥的臨界排量（Qpm）。

式中Qpm表示塞流注水泥臨界排量，L/s；n表示水泥（領）漿流性指數，無因次；k表示水泥（領）漿稠度指數，Pa·sn。

求得的塞流頂替臨界排量帶入式（2），結合環空漿柱結構，計算出塞流臨界排量條件下的循環壓耗環空，并折算成ECD與地層臨界漏失ECD對比。若大于臨界漏失ECD則應降低設計排量，滿足ECD不超過臨界值的要求。按所獲得的塞流注替排量Qp（小于等于Qpm）采用全程塞流注替進行作業。

3 工作液性能設計

性能良好的水泥漿、隔離液體系以及合理的漿柱結構是實現該區氣井塞流注水泥的關鍵。高密度水泥漿性能設計面臨長封固段大溫差、塞流低排量頂替時間長、防漏和高壓水層壓穩防竄等要求，高密度隔離液必須滿足高溫低返速條件下的穩定性、潤

濕反轉和沖洗驅替能力等性能的要求。

3.1 隔離液高效頂替設計

3.1.1 性能設計

針對油基鉆井液條件下塞流注水泥作業的特點，通過外摻料和表面活性劑優選，著重對高密度隔離液的高溫穩定性，潤濕反轉和清洗效率進行了優化設計。

塞流注水泥條件下，隔離液在環空返速低，處于高溫環境的時間遠高于紊流頂替時間，長時間高溫條件下，高密度隔離液的沉降穩定性是保證注水泥安全和成功的關鍵之一。目前，塔里木油田山前高密度隔離液所用加重材料主要是密度4.50 g/cm3的鐵礦粉，并輔以部分密度4.80 g/cm3[5]的Mn3O4加重劑MicroMAX調節隔離液流型和穩定性。常規鐵礦粉密度相對較低，粒徑大（1～100 μm），顆粒不規則，粒間摩擦力大，高密度條件下摻量大，隔離液漿體黏度高，流動能力差。MicroMAX顆粒粒徑小（0.1～10 μm），呈球形，摩擦力小，能填充到大顆粒間，有助于改善隔離液流變性，并提高高溫下隔離液穩定性。依據GB/T 19139—2012《油井水泥試驗方法》對不同密度的隔離液流變性和沉降穩定性進行了評價（表2）。采用MicroMAX替代部分普通鐵礦粉能明顯提高高密度隔離液在高溫下的沉降穩定性和流動能力。

油基鉆井液條件下固井，隔離液中必須含有表面活性劑才能實現一、二界面的潤濕反轉和對油基鉆井液的沖洗、驅替。塞流注水泥過程中，注替排量小，環空返速低，隔離液產生的壁面剪切應力低，對井壁沖刷作用弱。需使用性能優異的表面活性劑，提高潤濕效果和增加接觸時間來降低沖刷不足的影響。根據山前氣井油基鉆井液條件下的塞流注水泥要求，采用接觸角測試方法評價了兩種表面活性劑的潤濕性效果：將鋼片在油基鉆井液中浸泡24 h后取出，分別在鋼片表面滴上清水、含表面活性劑A的溶液、含表面活性劑B的溶液，兩種溶液中表面活性劑加量與現場隔離液表面活性劑加量相同。從圖3可以看出，清水滴加在浸油的鋼片上接觸角大（90.6°），鋼片表面親水性差，水滴難以在鋼片表面鋪展；含有表面活性劑的兩組接觸角遠低于清水組，含表面活性劑A組接觸角21.3°，含表面活性劑B組接觸角16.6°，表面活性劑B潤濕效果更優。

根據接觸角評價結果，采用旋轉黏度計法[15]評價不同表面活性劑B含量下隔離液的沖洗效率，確定表面活性劑合理的加量，隔離液密度2.30 g/cm3，沖洗時間20 min。由于塞流條件下環空返速低（小于等于0.46 m/s）[16]，結合旋轉黏度計不同轉速與模擬環空返速的關系（表3），采用ZNND6型六速旋轉黏度計，以200 r/min作實驗轉速，結果如圖4所示，隔離液中表面活性劑B加量大于4%清洗效率超過了85%。

表2 不同密度加重隔離液沉降穩定性（93℃）表

圖3 表面活性劑接觸角測定圖

表3 旋轉黏度計轉速與模擬環空返速關系表

圖4 不同表面活性劑加量的隔離液沖洗效率圖

3.1.2 用量設計

山前鹽膏層與目的層井段無法加放扶正器導致幾乎全封固段偏心，受地層壓力限制采用塞流注替，原有按隔離液紊流接觸7～10 min的用量設計原則無法滿足塞流條件下對界面的潤濕清洗和對高密度油基鉆井液的頂替。根據山前典型井身結構，通過模擬計算形成了多倍體積頂替的用量設計方法（圖5）：山前鹽膏層和目的層偏心環空塞流注水泥條件下的隔離液用量要達到裸眼環空體積的1.5～2.0倍才能保證較高的頂替效率，套管偏心程度越大，所需要的隔離液用量越大。同時，塞流注替排量下，增加隔離液與界面沖洗時間也能提高界面潤濕清洗效果。

當油基鉆井液與水泥漿出現較嚴重的接觸污染時，需在隔離液中加入緩凝劑。但含緩凝劑的隔離液與水泥漿摻混后會影響水泥石強度發展和界面膠結質量。對此，提出了“雙作用隔離液漿柱結構”的設計思想：前一段設計為高流變性，加入緩凝劑，保證安全；后一段設計為較高黏度，不含緩凝劑，保持與水泥漿、鉆井液密度差（高于鉆井液0.05～0.10 g/cm3），實現高效頂替和防止水泥漿超緩凝。

3.2 水泥漿優化設計

針對鹽膏層封固段存在高壓鹽水層、漏失層，鹽下目的層封固段存在活躍氣層、易漏層，壓穩與防漏矛盾突出，單一水泥漿柱結構難以同時滿足壓穩、防漏和高效頂替的要求，從稠化時間測試、流變性能和漿柱結構等方面開展了優化設計。

3.2.1 雙凝雙密度水泥漿柱結構

水泥領漿為高密度，保持與隔離液較大的密度差（0.10～0.20 g/cm3），滿足ρ鉆井液＜ρ隔離液＜ρ領漿，提高塞流注替下水泥漿對隔離液的驅替效率；水泥尾漿為低密度，等于或略高于隔離液密度（+0.05 g/cm3）。根據水泥漿失重規律和壓力傳遞規律設計兩段水泥漿的長度與凝結時間，保證下部封固氣、水層段的快凝水泥漿出現失重時，上部井段的緩凝水泥漿仍保持較高的靜液壓力；當上部緩凝段降至水柱壓力時，下部快凝水泥漿已凝固。

3.2.2 流變性能

水泥漿流變模式采用冪律模式，流變參數按級差設計，滿足n鉆井液＞n隔離液＞n領漿，k鉆井液＜k隔離液＜k領漿要求。領漿段由于設計為高密度，n、k值以滿足頂替為前提；尾漿段密度相對較低，n、k值設計結合塞流注替臨界排量、環空壓耗和ECD的計算，盡量降低環空循環壓耗。

針對鹽膏層使用的高密度、超高密度水泥漿，采用超高密度鐵礦粉（GM）（密度為7.20 g/ cm3）作為加重劑，降低水泥漿的固相含量，并摻入MicroMAX作為流變性調節和穩定漿體，改善水泥漿在窄間隙中的流動能力和穩定性，降低循環壓耗，保證作業安全。

3.2.3 稠化時間與防竄性能

鹽膏層與鹽下目的層井深大，注替液量大，采用全程塞流注替時間遠高于紊流注替時間，水泥漿升溫時間與處于高溫環境中的時間大大延長。鹽膏層封固段長，多數處于跨溫區帶，溫差大。高溫緩凝劑在返至尾管懸掛器相對較低的位置后若緩凝作用不能消除，會導致頂部水泥漿超緩凝。還需考慮超長稠化時間條件下，對水泥石抗壓強度的影響。因此，安全泵注時間與強度發展、防竄要求等矛盾突出。

針對以上問題，選擇了以L-6、HX、FS高溫緩凝劑，配合配套外加劑，形成了3套適用于鹽層與鹽下目的層塞流固井的水泥漿外加劑體系。結合塞流注水泥特點設計了稠化時間測試內容及時間要求：①水泥漿稠化實驗升溫升壓時間按全程塞流注替排量計算，除水泥漿領、尾漿常規稠化時間外，增加領、尾漿溫度高點（循環溫度系數取值比常規稠化實驗時提高0.05）、密度高點（水泥漿密度提高0.03 g/cm3），升降溫停機稠化實驗；②領、尾漿常規稠化實驗附加一定安全時間，特殊點稠化時間按作業時間要求。優選出的外加劑體系能滿足高溫、跨溫區、

超長頂替時間條件下的稠化時間，并能保證48 h內水泥石抗壓強度發展要求。針對防竄要求，在體系中加入Flok-2防竄劑提高水泥漿防竄能力，采用水泥漿性能系數法（SPN值）進行評價。

4 現場應用情況

目前，全過程塞流固井工藝已在塔里木油田山前KS區塊進行了4個井次的現場應用，本文以KS某井現場應用為例進行闡述。

4.1 鉆井概況

4.1.1 基本數據

KS某井為五開五完井身結構，?241.3 mm井眼采用密度2.45～2.58 g/cm3油基鉆井液鉆進，鉆至井深7 368.2 m中途完鉆。

4.1.2 復雜情況

該井段地層以膏質泥巖、鹽質泥巖、泥巖為主，井段內6 975.28 m有高壓鹽水層，7 148 m、7 226 m兩處為漏層。鉆井期間，曾發生溢流和漏失，采取鉆井液壓井、排鹽水、多次堵漏等措施后，井下情況正常。固井面臨的高溫、高壓、高密度、防漏與壓穩矛盾突出、環空間隙小、施工壓力高等難點。下入的?206.38 mm無接箍套管，裸眼段無相應扶正器，套管居中度差，水泥漿容易竄槽。

4.2 固井概況

4.2.1 管串結構

?196.85 mm+?206.38 mm技術尾管下至井深7 368 m懸掛固井，送入鉆具為?139.7mm+?127 mm鉆桿，懸掛器位置在井深6 557 m，上層套管鞋位置在井深6 849 m。裸眼段（井深6 849～7 368 m）下?206.38 mm套管，無扶正器，重合段（井深6 557～6 849 m）下?196.85 mm套管，每3根安放1只剛性扶正器。

4.2.2 下套管與井眼準備措施

根據鉆井階段漏失情況計算得到的地層承壓壓力折算ECD為2.63 g/cm3。結合固井前環空組合，計算得到下套管速度控制在0.27～0.32 m/s，下套管后循環洗井排量控制在6.0～7.0 L/s。實際作業中，根據設計速度下入套管，下完后以4.0 L/s的排量開始循環，逐步提升至6.5 L/s，循環鉆井液3～4周。

4.2.3 水泥漿及前置液設計

本井設計采用2.58 g/cm3緩凝防氣竄水泥漿封固重合段，2.51 g/cm3快凝防氣竄水泥漿封固裸眼段。水泥漿、鉆井液不存在接觸污染，隔離液配方設計不加緩凝劑，考慮提高塞流頂替效率，增大流體密度差，隔離液設計密度為2.52 g/cm3，設計用量為裸眼環空容積。根據水泥領漿性能，計算滿足塞流頂替的臨界排量，得到水泥領漿在裸眼環空時Qpm為6.0 L/s，水泥領漿在重合段時Qpm為6.2 L/s。按臨界排量6.0 L/s計算得注替到位時，環空ECD（2.57 g/ cm3）小于地層承壓壓力折算ECD（2.63 g/cm3）。因此，設計最大注替排量不超過6.0 L/s。

4.2.4 施工結果

按設計固井作業執行，實際注替排量維持在5.5～6.0 L/s，水泥漿上返至設計位置，施工過程中未發生井下復雜事故，正常碰壓斷流，候凝井口壓力正常，開井井口不帶壓，固井聲幅測井合格率為98%，優質率為38.55%。

5 結論與認識

1）掌握和獲取地層承壓能力，控制作業ECD是山前氣井塞流注替固井技術的核心。塞流固井技術必須與地層特性、材料優選、流體性能設計、漿柱結構設計、井眼準備措施優化等配套結合，制定合理的管串下入速度、注替參數和措施，保證作業成功和固井質量。

2）根據塞流固井作業的特點，通過特殊外摻料、高效表面活性劑、高溫緩凝劑及其他配套外加劑優選，得到了性能滿足該區氣井塞流固井要求的高密度水泥漿、隔離液體系。并形成了多倍裸眼體積隔離液用量，雙密度雙作用隔離液、水泥漿漿柱結構等設計思想。

3）山前構造帶地質條件復雜，固井過程中發生漏失難以避免。為保證漏失條件下的充滿，應有足夠的鉆井液和水泥儲備量作為補充手段，在漏速一定的條件下實現水泥漿一次上返。

4）現場應用表明，塞流固井能實現水泥漿有效封固，提高了復雜地層中的固井質量，為解決山前構造復雜深井超深井固井提供了新的技術途徑。地層承壓計算、鉆井液性能調整、水泥漿設計等方法也采納為《塔里木固井質量控制與綜合評價標準》推薦做法。

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(修改回稿日期 2016-10-17 編 輯 凌 忠）

Plug flow based full-process leakage-proof cementing technology for ultra-deep gas wells in the Tarim Basin

Li Xiaochun1, Li Kun1, Liu Rui1, Huang Sheng2, Gu Tao2, Zhang Xingguo2, Guo Xiaoyang2
(1. PetroChina Tarim Oilfield Company, Kurle, Xinjiang 841000, China; 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610059, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.102-109, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The piedmont structural belt of Kuqa depression in the Tarim Basin is a typical ultra-deep complex gas reservoir with extra high pressure and high temperature, and its gypsum salt layer and reservoir is divided into multiple pressure intervals. The key for complete cement sheath of gas wells is to surely stabilize pay zones and prevent slurry loss by means of liner cementing. In this paper, the solution of full-process plug flow injecting and displacing slurry was put forward, and the method to obtain open-hole formation bearing capacity and calculate plug flow injection and displacement rate and casing lowing velocity was developed with cement equivalent circulating density (ECD) and slurry Reynolds number as the core. Then, the additive and blend of cementing fluid were optimized and the working fluid volume was designed with the characteristics of hole sections in gypsum salt layers and reservoirs taken into consideration, such as small gap, eccentricity, high temperature and long plug flow injection and displacement period. This method was tested on site by four well times. It is shown that the plug flow injection and displacement method with ECD and slurry Reynolds number control as the core can prevent leakage effectively, and the spacer fluid and slurry system can satisfy the requirements of full-process plug flow injection and displacement. It is concluded that this cementing technology can reduce leakage risk, increase displacement efficiency and improve liner cementing quality, so it provides a new technical way to solve the cementing difficulty of “Three-Highs” gas wells in the Kuqa piedmont structural belt.

Tarim Basin; Kuqa piedmont structural belt; High temperature and high pressure (HTHP); Ultra-deep gas well; Gypsum salt layer; Reservoir; Leakage; Plug flow; Displacement; Liner cementing

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.013

李曉春，1972年生，高級工程師；主要從事鉆井與固井工程方面的研究工作。地址：（841000）新疆維吾爾自治區庫爾勒市中國石油塔里木油田公司。電話：（0996）2175622。ORCID: 0000-0001-7056-5515。E-mail: lxc2174189@sina.com

郭小陽，1951年生，教授，博士生導師；主要從事固井工程及材料方面的研究工作。E-mail: guoxiaoyangswpi@126.com