馬深1井超深小井眼固井技術研究與實踐

康海濤， 曾艷軍， 母亞軍， 蔡云平， 馮林

馬深1井超深小井眼固井技術研究與實踐

康海濤1， 曾艷軍2， 母亞軍1， 蔡云平1， 馮林1

（1.中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，四川南充637001；2.中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮陽457000）

康海濤，范翔宇，母亞軍，等.馬深1井超深小井眼固井技術研究與實踐[J].鉆井液與完井液，2017， 34（2）：99-105.

KANG Haitao， FAN Xiangyu， MU Yajun，et al.Study and application of slim hole cementing technology for ultra-deep well Mashen-1[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017， 34（2）：99-105.

馬深1井完鉆井深為8 418 m，完井下入φ146.1 mm尾管封固氣層。井下高溫高壓、環空間隙小、頂替效率低、安全窗口狹窄、U型管效應嚴重等問題突出。針對以上難點，運用動態承壓實驗能更準確地模擬固井井筒壓力變化，防止井漏；入井流體呈現密度級差及流變級差，利于提高頂替效率；三級沖洗前置液體系抗污染能力強，沖洗效果好；通過優選抗高溫水泥添加劑研發了抗高溫膠乳防氣竄水泥漿體系，其在高溫下穩定性好，防氣竄能力強，水泥石具有良好的抗壓強度及彈韌性；變排量施工及有效層流驅替技術減弱了U型管效應，能夠防漏并保證頂替效率。該體系緩凝劑BS200-G、BS200R加量為0.7%和3%，稠化時間易調且不易受密度、溫度影響；膠乳JR加量優選為12%，領漿、尾漿呈直角稠化，SPN值為0.9、0.5，靜膠凝強度過渡時間為28、22 min，同時漿體還具有較高的流動度和較好的流變性。加入50%石英砂后減弱了高溫對水泥石強度的影響，且后期發展呈現良好的趨勢。添加1%塑性劑BS600的水泥石彈性模量與常規水泥石相比下降53.13%，塑性明顯增強。實驗說明，該體系耐高溫性強、流變性好、防竄能力強、水泥石力學性能優良。通過應用抗高溫膠乳防氣竄水泥漿體系并配套以上技術措施，該井施工順利，固井質量優質。

超深井；高溫高壓；頂替效率；流體性能；膠乳防氣竄

馬深1井是中石化勘探分公司部署在川東北馬路背構造高部位的一口預探井，主探下寒武統龍王廟組和上震旦統燈影組，完鉆井深為8 418 m，是目前亞洲最深直井。該井完鉆井眼尺寸為φ165.1 mm，下入φ146.1 mm尾管坐底固井。馬深1井是該區塊最深探井，下部地層參考資料少；井下高溫高壓、環空間隙小、頂替效率低、U型管效應嚴重，鉆進過程中發生過漏失，燈影組油氣顯示活躍，防漏與防氣竄矛盾突出等一系列問題加劇了固井施工難度。通過應用動態承壓實驗、入井流體呈現密度級差和流變級差、三級沖洗工藝、抗高溫雙凝單密度膠乳防氣竄水泥漿體系等技術提高了頂替效率，保證了施工順利和固井質量。

1 施工難點分析

1）井底高溫高壓。該井電測井底溫度為175 ℃，井底壓力為118 MPa。高溫高壓下鉆井液流變性、封堵性、抑制性控制難度大；增加了優選固井添加劑的難度，對水泥漿的沉降穩定性、流變性等有較高要求；稠化時間不易控制，影響水泥漿的強度發展。

2）環空間隙小。φ146.1 mm尾管裸眼單邊環空間隙理論值為9.5 mm，尾管懸掛器回接筒位置單邊間隙處為5.15 mm。環空間隙小，外加套管下入超深，固井施工過程中環空壓耗大，施工排量受限，易發生憋堵；水泥環厚度小于19 mm，固井質量難以保證[1]。

3）頂替效率低。水泥漿很難達到紊流，影響沖洗、頂替效率；套管偏心度大，注灰量少且水泥運移長，井內流體之間易發生摻混。

4）安全窗口狹窄。鉆進至井深8 053 m發生失返性漏失，燈影組四段自井深8 108～8 112 m有油氣顯示，鉆井液密度差僅為0.16 g/cm3，壓穩與防漏矛盾突出。

5）U型管效應。由于井深超深，水泥漿和鉆井液、沖洗液密度差大，將會產生U型管效應。出口排量的反復變化不利于沖洗、頂替，且易造成井漏。

2 技術研究及應用

2.1 套管居中度

研究及實踐已經證明，套管居中度對提高頂替效率及固井質量有著重要影響。該井若按每根套管安裝扶正器進行計算，平均居中度僅為38.1%，未有效提高居中度。因此，實際施工過程中在井底、氣層和上部井段按照22 m間隔安裝扶正器，保證穿鞋帶帽及氣層的封固質量，平均居中度為30.14%。小井眼受環空間隙及井身質量影響大，套管對軸線偏移距離更加敏感、更易貼邊，加裝扶正器無法有效提高居中度。因此，提高小井眼頂替效率應著重強化其他技術措施，比如漿柱結構、流體性能、注替排量等。

2.2 水泥漿體系

2.2.1 水泥漿配方確定

抗高溫防氣竄水泥漿體系的設計關鍵在于優選配套的抗高溫水泥漿外加劑，使水泥漿在高溫條件下具有失水量低、稠化時間易調、水泥石強度不衰退等特點[2]。該井采用抗高溫雙凝單密度膠乳防氣竄水泥漿體系，優選出了適用于高溫條件下的多種外加劑，可以使水泥漿在高溫下具有優異的綜合性能，保證高溫、超深井的固井質量。通過多次復配實驗，最終確定了添加劑的配比加量，水泥漿配方如下。

領漿 JHG+50%砂+1%塑性劑BS600+2%膨脹劑BS500+1%高溫穩定劑WD-4+3%高溫降失水劑BS100L+0.7%高溫緩凝劑BS200-G+4.2%高溫緩凝劑BS200R+12%膠乳JR+1%減阻劑BS300-J+1%穩定劑WD-2+1%早強劑TC-2

尾漿 JHG+50%砂+1%BS600+2%BS500+1% WD-4+3%BS100L+12%JR+0.7%BS200-G+3% BS200R+1%BS300-J+1%WD-2+1%TC-2

2.2.2 水泥漿常規性能

通過復配AMPS與依康酸等共聚類高溫緩凝劑BS200-G與高溫緩凝劑BS200R，有效控制水泥漿稠化時間與緩凝劑加量成線性關系。在135 MPa下，實驗評價密度、溫度變化對稠化時間的影響，結果如表1所示。表1說明，密度、溫度變化對稠化時間影響較小，對確保施工安全起到保障作用。

表1 水泥漿稠化時間發散實驗

大樣水泥漿性能如表2、表3所示。由表2可知，選用的減阻劑BS300-J、降失水劑BS100L、緩凝劑BS200-G、BS200R和早強劑TC-2有較強的配伍性，在外加劑的協同作用下水泥漿失水量低、零游離液、漿體穩定性好、水泥石抗壓強度滿足工程要求。表3說明，漿體在常溫和高溫下均具有良好的流變性，利于降低循環摩阻。

表2 大樣水泥漿性能

表3 大樣水泥漿流變性能

2.2.3 防氣竄性能

膠乳水泥漿體系在絮凝后不斷聚結形成抑制滲透性的乳膠膜，防止地層流體侵入井筒；另外膠乳粒徑遠小于水泥顆粒，填充于水泥顆粒間的空隙中，降低了滲透率。為提高防氣竄能力，分別對不同膠乳JR加量的水泥漿進行實驗，結果見表4?？梢钥闯?，4種膠乳加量的水泥漿沉降穩定性和失水量區別不大，但膠乳JR加量為8%和10%的水泥漿綜合性能相比略差，而15%JR加量的水泥漿防竄性能較強，但是流動度低、流變性差。為保證現場可操作性，綜合上述數據，確定膠乳加量為12%。

表4 膠乳加量對水泥漿性能的影響

大樣水泥漿性能說明，該井所用水泥漿穩定性好，有利于加速水化反應，降低體積收縮率；低失水量、零游離液，使水泥漿在凝結過程中能避免橋堵失重，并維持更高的液柱壓力；靜膠凝強度過渡時間小于40 min[3]；SPN值為0.9和0.5，遠低于標準要求。將水泥漿領漿和尾漿在160 ℃、 135 MPa、90 min下進行稠化實驗，水泥漿呈直角稠化，見圖1和圖2。

圖1 領漿的稠化曲線

圖2 尾漿的稠化曲線

2.2.4 水泥石性能

進行了顆粒級配設計。加入的石英砂采取3種不同粒徑的粗、細搭配，一方面調節漿體的流變性，另一方面通過細顆粒（350目）的硅粉降低水泥石滲透率。由于當前石英砂加量沒有明確標準，進行加量優選實驗，以優化硅鈣比，解決水泥石在高溫下的強度衰退問題。在175 ℃、20.7 MPa下進行養護，并對水泥石強度發展情況進行評價，結果見圖3。圖3說明，石英砂加量控制在50%時，水泥石后期強度發展情況優于加量為40%時的水泥石。

圖3 不同養護時間下水泥石的強度

對水泥石進行破壞性實驗，結果見表5。由表5可以看出， 相同密度下的水泥石， 添加1%塑性劑BS600后， 彈性模量與常規水泥石相比，下降了53.13%， 塑性明顯增強，抗拉強度和抗壓強度變化不大，滿足壓裂作業要求。

表5 水泥石彈塑性對比

2.3 前置液體系

超深小井眼在固井時，受環空間隙小、套管居中度低、施工排量受限等條件影響無法保證沖洗、頂替效率；井壁周圍殘留的鉆井液一旦與水泥漿發生摻混，會產生嚴重的接觸污染，影響施工安全。

與常規井眼相比，小井眼抗鈣先導漿的用量要少。該井考慮到套管居中度低，先導漿設計用量為30 m3，增強對界面的紊流沖洗、頂替效果。

隔離液設計以有效隔離、虛泥餅清除以及界面狀態改善為原則[4-5]。該井窄間隙處鉆井液黏滯效應強，驅替難度大，即使在滿足紊流接觸時間的條件下，也可能造成隔離失效，水泥漿更易與鉆井液接觸發生污染。通過多次實驗，開發了具有沖洗功能的高效隔離液體系，配方如下。

水+2%隔離劑GL-2+20%沖洗劑CX-1+2.8%緩凝劑BS200R+1%穩定劑WD-2+ 20%砂+1.5%抗污染劑KW-2+重晶石

隔離劑GL-2能夠抑制水泥中Ca2+進行置換，防止黏土顆粒聚結；沖洗劑CX-1能夠降低雙界面的表面張力，增強潤濕和沖洗效果；加砂后增強了對界面的物理沖刷，強化清潔能力。在160 ℃、135 MPa、90 min下對隔離液進行抗污染評價，結果如表6所示。由表6可以看出，該隔離液體系具有良好的抗污染能力，能夠保證施工安全。

表6 隔離液的抗污染實驗

川東北地區多年固井實踐建立了寬窄間隙返速與隔離液用量的關系方程?？紤]到該井套管偏心度高，隔離液用量設計要求同時滿足經驗公式計算結果及7～10 min與井壁的紊流接觸時間。

式中，Vs為計算隔離液用量，m3；L為水泥封固段長度，m；vn為窄間隙處返速，m/s；vw為寬間隙處返速，m/s；VL為單位環空容積，m3/m。

該井封固段長為1 117 m，軟件計算窄間隙、寬間隙處平均返速分別為0.52 m/s、1.83 m/s，單位環空容積為0.006 9 m3/m，計算出隔離液用量為19.41 m3。而不考慮套管偏心影響，僅按紊流接觸10 min計算隔離液用量為6 m3。為保證施工安全選取2者最大值，設計入井20 m3隔離液。

沖洗液CX-1用量根據壓力平衡原則， 隔離液和沖洗液全部進入環空后壓力等于鉆井液環空液柱壓力， 計算出密度為1.01 g/cm3的沖洗液用量為4 m3。

前置液體系實測性能見表7。先導漿和隔離液性能穩定，黏度和切力低，具有良好的流變性，能夠產生足夠的浮力效應、流變級差及管壁切應力，在施工排量下能夠達到紊流狀態，頂替窄間隙處鉆井液，防止與水泥漿接觸污染。

表7 實測流體性能參數

2.4 流變性能

為了提高小井眼套管偏心嚴重情況下的頂替效率，施工前著重對入井流體性能進行了優化[6]。通過調整減阻劑、降失水劑和緩凝劑、早強劑的加量，水泥漿流變性明顯改善，有利于提高頂替效率和防漏。先導漿、鉆井液、隔離液和水泥漿密度分別為1.43、1.43、1.55、1.90 g/cm3，呈現較好的密度差，有利于增大浮力效果，實測性能見表7。由表7可以看出，調整后的流體在高溫和常溫條件下性能變化不大，抗高溫能力強；塑性黏度、動切力、動塑比呈級差顯示，過水斷面由急到緩，增大了驅替界面；鉆井液觸變性低，終切剛好滿足懸浮巖屑的要求；水泥漿壁面切應力大于鉆井液，能清除虛泥餅，減弱黏滯效應。表3數據說明，漿體在常溫和高溫條件下均具有良好的流變性，利于降低循環摩阻。

2.5 注替排量

經過多年研究，目前已經證實水泥漿以紊流態驅替鉆井液效果最好。R.C.Haut和R.J.Crook等人提出高返速狀態下的頂替效率也優于低返速[7-9]。有效層流驅替技術通過使用前置液體系，控制密度級差和流變性級差，形成均勻頂替，明顯可以緩解舌進現象，能保證水泥環質量。目前這種頂替理論已被業界諸多人士接受并采用。

根據川東北地區的施工經驗，當環空達到1.1～1.5 m/s的上返速度時，能夠獲得較好的頂替效率。初始設計注替排量為0.6 m3/min，環空返速為1.45 m/s，鉆井液、先導漿、隔離液均呈紊流態，水泥漿呈層流態[10-11]。由于該井套管下入深，水泥漿與鉆井液密度差大，額定排量施工會產生嚴重的U型管效應，通過變排量施工可以緩解甚至消除該效應帶來的負面影響。筆者對2種方案進行了模擬分析，結果如圖4所示。由圖4可以看出，額定排量施工過程中替漿至40.2 m3，累積注入流體92.2 m3時，出口流量大于入口流量，開始出現U型管效應。在此期間出口流量出現一個增大-減小-增大的波動過程，2個峰值分別為0.65、0.54 m3/min，直至替漿至45 m3時進出口找到平衡，整個過程累計持續時間8.0 min。變排量施工計劃替漿至40 m3，即在U型管效應即將出現時增大排量至0.8 m3/min，持續泵入流體3.6 m3后恢復初始注替排量，可以保持進出口處于平衡狀態。2種方案井筒各深度點最大ECD模擬結果如圖5所示。

圖4 U型管效應

圖5 環空壓力變化

額定排量施工在U型管效應結束時出現了水擊效果，井底ECD達到最高值1.80 g/cm3，而變排量施工井底最大ECD降至1.73 g/cm3，且裸眼段各深度點最大ECD均小于額定排量施工數據。因此，選擇變排量施工方案。

2.6 動態承壓實驗[12]

根據固井注入的高密度流體在環空中所占段長及環空返速，分別計算出需使用密度為1.90 g/cm3的重漿35 m3，排量為0.9 m3/min。經過模擬計算，承壓過程中各深度點最大ECD均大于固井施工值，其中井底最大ECD為1.75 g/cm3，見圖5。動態承壓連續循環2個循環周井眼未發生漏失，井筒承壓合格。

2.7 頂替效率模擬

為驗證該井漿柱結構、流體性能及注替排量設計是否科學合理，筆者采用軟件對頂替效率進行了模擬計算，結果如下。

圖6 頂替效率

圖7 水泥漿填充率

由圖6可以看出，整個封固段未出現明顯混漿，平均體積頂替效率達98.98%。圖7數據顯示，在井深7 500～7 900 m處環空窄間隙處只有微量殘存鉆井液，完全符合施工要求，能夠保證固井質量。

3 施工過程

根據現場施工數據繪制泵壓、排量變化曲線，如圖8所示，曲線上不含倒灰、開檔銷等停泵時間。圖8說明整個施工過程嚴格執行了設計，注替排量到位。考慮到前期施工中途有停泵時間，施工至150 min時開始提排量，此時累計注入流體90 m3，比設計提前2.2 m3。151 min時入口排量達到0.8 m3/min。159 min時開始降排量，160 min時排量達到0.6 m3/min。整個過程持續10 min，增大排量后泵壓下降，抓住了U型管效應出現的時機。在此期間進出口流量無變化，泵入總量和返出總量吻合，說明此次變排量施工消除了U型管效應。

圖8 現場施工的泵壓、排量曲線

本次固井注入先導漿30 m3，密度1.43 g/cm3；隔離液20 m3，密度1.55 g/cm3；沖洗液4 m3，密度1.01 g/cm3；領漿11 m3，平均密度1.88 g/cm3，尾槳6 m3，平均密度1.93 g/cm3；壓塞2 m3，密度1.55 g/cm3；替重漿7 m3，密度1.80 g/cm3；替保護液2 m3，密度密度1.55 g/cm3；替漿58.3 m3，密度1.43 g/cm3。替至設計總量后未碰壓，多替0.5 m3，累積替漿69.8 m3（含壓塞液）。起鉆15柱循環排污，返出隔離液20 m3，水泥漿4 m3。起鉆5柱至井深6 905.96 m，逐漸憋壓至8 MPa，壓穩系數為1.05[13]。72 h后組合鉆具下鉆探塞，探得上塞塞面位于井深7 049.7 m，上塞長度為432.22 m，下塞探到球座。

表8為根據CBL、VDL對一、二界面的水泥膠結質量解釋結果，第一界面膠結好82.0%；膠結中等18.0%；膠結差0%。第二界面膠結好73.1%；膠結中等26.9%；膠結差0%，固井質量綜合評價為優質。

表8 固井質量評價

4 結論

1.小間隙井眼套管更易偏心，通過加裝扶正器無法有效提高居中度。

2.設計使用的前置液體系易達到紊流狀態。保持密度級差和流變級差，配合性能優良的前置液，有效層流驅替技術能保證頂替效率。隔離液用量考慮到偏心設計后能夠杜絕水泥漿與鉆井液直接接觸，保證施工安全。

3.優選的抗高溫水泥添加劑滿足施工要求，能夠大幅度改善漿體性能。使用的抗高溫雙凝單密度膠乳防氣竄水泥漿體系具備失水易控制、穩定性好、抗壓強度高、靜膠凝強度過渡時間短、SPN值低等優點，水泥石強度發展及彈韌性良好，適用于超深井固井。

4.采用變排量施工和有效層流驅替技術可以明顯減弱或消除U型管效應，有助于提高頂替效率，防止壓漏地層。

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Study and Application of Slim Hole Cementing Technology for Ultra-deep Well Mashen-1

KANG Haitao1, ZENG Yanjun2, MU Yajun1, CAI Yunping1, FENG Lin1
(1. Southwest Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Sinopec, Nanchong, Sichuan, 637001; 2. Cementing company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co., Ltd. Sinopec,Puyang, Henan 457000)

The Well Mashen-1 is the deepest well found in Asia, the gas zone of which has been sealed with 146.1 mm liner string. Diffculties encountered during drilling included HTHP, small annular clearance, low displacing effciency, narrow drilling window, and severe U-tube effect. In combating these problems, it was considered that dynamic pressure-bearing experiment was able to more accurately simulate the borehole pressure change during well cementing, thereby helping prevent mud losses. Fluids entering the borehole with density grading and rheology grading were benefcial to increasing displacing effciency. Three-stage fushing prepad had strong resistance to contamination and better fushing performance. A high temperature anti-channeling latex cement slurry was developed based on the optimized high temperature cementing additives. It had good high temperature stability and strong antichanneling ability. The set cement had high compressive strength and good elasticity and toughness. The U-tube effect can be mitigated with varied fowrates and effective laminar fow displacing, in this way the lost circulation during well cementing was avoided and the displacing effciency ensured. By adding 0.7%BS200-G and 3%BS200R (retarders) in the cementing slurry, the thickening time became adjustable and was not vulnerable to the effects of density and temperature anymore. JR, a latex, was added at percentage of 12%, and the lead slurry and tail slurry had right-angle thickening characteristics, with values of 0.9 and 0.5, respectively. The gel strengths of the cement slurry had transit time of 28 min and 22 min, respectively. The cement slurry also had high mobility and good rheology. After adding 50% quartz sand, the effect of high temperature on the strength of set cement became weakened, and the strength of the set cement showed good late-stage development. Adding 1% BS6000, a plasticizer into the cement slurry, the set cement hadelastic modulus 53.13% lower than that of conventional cement slurries, indicating that the cement slurry had good plasticity. The experimental results showed that the cement slurry had good high temperature stability, good rheology, strong anti-channeling ability, and excellent mechanical performance when set. The Well Mashen-1 was successfully cemented with high cementing job with the high temperature anti-channeling latex cement slurry and the technology discussed above.

Ultra-deep well; High temperature high pressure; Displacing effciency; Fluid performance; Latex; Anti-channeling

TE256

A

1001-5620（2017）02-0099-07

2016-11-5；HGF=1702M6；編輯 馬倩蕓）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.018

康海濤，工程師，碩士，1983年生，畢業于西南石油大學油氣井工程專業，現在主要從事石油鉆井技術工作。電話 18188390790；E-mail：kht19831001@163.com。