插入法固井工藝在銀額盆地蒙阿左地1井的應用

黃曉林， 趙遠剛， 吳金生

(中國地質科學院探礦工藝研究所，四川 成都 611734)

1 概況

蒙阿左地1井是中國地質調查局部署在銀額盆地拖萊凹陷尚丹坳陷的重點油氣調查井，位于內蒙古自治區阿拉善左旗烏力吉蘇木東南方向約21.8 km處，地表為戈壁灘。蒙阿左地1井于2017年7月28日開鉆，2017年10月24日完鉆，完鉆井深2520.5 m，完鉆口徑215.9 mm。

蒙阿左地1井設計井深2500 m,一開采用?311 mm鉆頭,鉆至井深990.52 m，鉆穿新生界(第四系+新近系)及白堊系頂面風化殼至灰色泥質砂巖處，巖性穩定，地層壓力約為10.5 MPa，可坐套管，一開完井井身結構如圖1所示。固井前鉆井液密度1.09 g/cm3，漏斗粘度45 s，鉆井循環排量36 L/s，泵壓3.5 MPa，固井前井徑及井斜見表1。

圖1 蒙阿左地1井一開完井井身結構

井段/m平均井徑/mm最大井徑/mm最小井徑/mm最大井斜/(°)0～990.52332512.9288.50.8

2 蒙阿左地1井固井工藝

2.1 固井工藝的選擇

為確保蒙阿左地1井二開鉆井及后續工作的順利進行，對表層套管進行固井施工，采用固井水泥漿加固井壁和套管，形成穩固的水泥環，保護井筒，提供穩定的井眼。蒙阿左地1井為該區域的第1口井，半徑200 km內無深井鉆井記錄，缺少鄰井資料作為參考，需根據實時鉆遇地層情況結束一開，進行固井施工，保證井身安全。本井鉆遇穩定地層——灰色泥質砂巖層時井深已達到990.52 m，導致表層套管固井井段較長。鉆井工程設計中要求下入的表層套管直徑為?244.5 mm，直徑較大。本井一開井段長、套管內外環空大，采用常規固井方法作業風險高、作業時間長，因此擬采用插入法固井工藝進行固井。

插入法固井工藝在下入深度大的大直徑油氣井表層套管固井時，用下部連接有浮箍插頭的小直徑鉆桿插入套管的插座式浮箍(或插座式浮鞋)，與環空建立循環，用水泥車通過鉆桿向套管外環空注水泥漿，固井施工過程中固井水泥漿返出地面[1-4]。與傳統的固井施工方法相比，插入法固井工藝具有以下優點：

(1)能減少水泥漿在套管內與鉆井液的摻混，縮短頂替鉆井液時間；

(2)水泥漿可提前返出從而減少因附加水泥量過大而造成的浪費和環境污染；

(3)固井所需替漿量較小，不但可以減少混漿使用量，而且易準確計量；

(4)不需要單獨儲備替漿用水，不需要大泵替漿；

(5)單井可以節約30%左右的水泥，一般情況下，可以減少90%左右的替漿廢水的排放；

(6)對于下入深度大的大直徑油氣井表層套管固井，可以有效提高固井質量；

(7)由于鉆桿空間較小，可大大減小水泥漿的污染，提高固井效率[5-12]。

2.2 固井工藝設計

2.2.1 套管串設計

套管串結構為：引鞋+?244.5 mm套管+插入式浮箍+磁定位器+?244.5 mm套管串，下入92根?244.5 mm套管，長986.38 m，浮鞋長0.53,下深987.28 m，使用扶正器30個，下部20根套管焊接加固，采用斷續焊,其焊縫長4～5 cm,焊縫間距2～2.5 cm,每下入20根套管灌入一次泥漿。套管柱參數見表2。

2.2.2 鉆桿串設計

表2 表層套管柱參數

鉆桿串結構為：內插頭+?127 mm 加重鉆桿+?127 mm 鉆桿+方鉆桿，內插頭接在鉆柱最下端鉆桿上，為保證插頭居中且順利插入插座，在鉆桿最下端的3根鉆桿接頭上分別加1個彈性扶正器。從套管內下入鉆桿，當插入頭接近插座5～8 m時接方鉆桿，邊循環邊下入鉆桿，下鉆至最后一個單根緩慢下放，待插座以上的沉砂沖洗干凈后，慢慢插入插座孔內，以防蹾壞密封面，并加一定壓力，形成密封。

2.2.3 水泥漿量計算與配方

根據套管串與鉆桿串環形容積計算得到累計容積為39.2 m3，施工時以實測井徑為準，按30%附加則預注水泥漿50.96 m3。

設計水泥漿為G級油井水泥，實驗溫度45 ℃，水泥用量60 t，首漿低密度(地面-790 m)+尾漿高密度(790～986.80 m)，水泥漿流變參數見表3。

2.3 存在的風險與預防措施

采用插入法對蒙阿左地1井進行固井施工，若操作不當則存在一定的風險，主要體現為插頭與插座之間的密封會發生失效或防回壓失靈等事故，且這個過程不可逆，處理不當將產生嚴重后果。蒙阿左地1井一開祼眼井段較長，井眼多處出現擴徑，加大了下入套管串的難度，增加了影響固井質量的因素。為提高固井質量，防止固井事故的發生，固井施工前做好充分的準備工作，采取一定的技術措施和管理措施，避免事故的發生，保證插入法固井在本井的固井質量，具體措施有：

表3 水泥漿流變參數

注：首漿為G級油井泥/普通漂珠(SD-96)/微硅+3.0%早強劑(G209)+1.2%降失水劑(G302)+0.1%緩凝劑(GH-1)+0.5%減阻劑(USZ)+0.05%消泡劑(SP-A)+井場水；尾漿為G級油井泥51 t+0.6%降失水劑(S901)+0.1%緩凝劑(GH-1)+0.3%減阻劑(USZ)+0.05%消泡劑(SP-A)+井場水。

(1)細致檢查浮鞋、浮箍(含插座)、內插頭及其密封墊質量；內管注水泥器屬易鉆材質，易損壞，宜輕裝輕放、勿碰撞；工具使用前做好檢查、保養和校核，確保井下工具、附件安全可靠。

(2)在下套管和固井前做好通井工作，充分循環處理鉆井液，確保井內無沉砂與井眼穩定再下套管和注水泥，同時盡力減少回壓凡爾或回壓閥座被沖刷的時間。

(3)做好鉆井液凈化工作，在下套管和下鉆過程中，套管柱內和鉆具內不得落入雜物，嚴禁有棕繩、棉紗、藥品袋等雜物進入井口和鉆具內，否則將造成插座浮鞋關閉失靈。

(4)按照井壁巖性的結構特點，優化固井水泥漿(優化水泥漿外加劑、減阻劑與早強劑的配比)，對施工工序進行仔細的研究，確定最佳的水泥漿凝固時間，保證達到預期的水泥環質量。

(5)固井施工過程中，以固井施工設計為準則，按設計要求組織施工，對固井施工過程進行實時監控和管理。

(6)加強環保意識，在地表對廢泥漿、水泥漿進行隔離、回收、固化處理，減小對當地環境的污染[13-16]。

2.4 固井工藝流程

按固井施工設計要求先后下入套管串和鉆桿串后，接入固井設備，檢查各器具、設備及各通道無誤后開始準備注漿。

蒙阿左地1井插入法注漿的具體流程為：注入前置液→注入水泥漿→替入頂替液→放回壓檢查回壓閥是否倒流→上提鉆桿循環出多余的水泥漿，注漿流程示意見圖2。

圖2 蒙阿左地1井插入法注漿流程示意圖

具體施工過程為：注前置液(清水)10 m3，注壓為1 MPa，返高約250 m；注水泥漿，水泥漿為G級油井水泥，密度為1.40～1.69 g/cm3,平均密度為1.59 g/cm3，API失水量≤150 mL,流動度≥22 cm，抗壓強度(48 h)≥12 MPa，共注水泥漿51 m3，注漿壓力2 MPa，水泥返出地面后注入密度為1.85～1.95 g/cm3的高密度水泥漿，注入2.4 m3；注頂替液(清水)，共注9.5 m3，水泥塞處替0.3 m3，留0.25 m3水泥漿，置替壓力為3～9 MPa，上提鉆桿循環出多余的水泥漿，固井結束，候凝48 h。

3 固井質量評價

固井結束48 h后，井壁環腔水泥漿完成凝固，采用ECLIPS5700成像測井儀下入套管內對固井質量進行聲波變密度測井，測量井段為0～986.80 m。從所得的聲波變密度成像數據解釋，表明測量井段內80%左右井段膠結較好，10%左右的井段水泥膠結有缺陷，出現空洞。分析造成小部分膠結缺陷的原因主要是水泥灌車送水泥的速度波動，送量不均勻，兩輛灌車切換銜接不順暢，導致水泥漿密度出現波動。

通過測井解釋蒙阿左地1井固井井段總體上膠結較好，特別是關鍵井段水泥膠結良好，一開固井質量合格。

4 經濟性分析

對蒙阿左地1井一開固井施工采用插入法和模擬常規方法固井的相關技術經濟指標進行記錄與計算(詳見表4)。插入法固井施工時間為1.18 d，若采用常規注水泥施工時間為2.03 d。通過經濟性對比分析，兩種注水泥固井施工方法相比較，插入法節約施工時間0.85 d，節約水泥2.9 t，節約施工用水3.5 t，節約柴油3.0 t，共計節約費用5.90萬元。

表4 固井施工各項技術和經濟指標

5 結論

(1)在缺乏鄰井資料的情況下，蒙阿左地1井作為銀額盆地尚丹坳陷拖萊凹陷的首口油氣調查風險探井，在銀額盆地區域完成大直徑、長井段表層套管固井施工，成功解決了長井段固井質量差的難題。

(2)插入法固井技術方法縮短了施工時間、節約了生產用水、油井水泥和柴油等材料，施工效率提高了42%、施工成本降低了30%。

(3)插入法固井在下入深度大的大直徑表層套管固井中所需水泥漿量少、替漿量少，施工時間短，固井質量可靠，在本井固井中具有較明顯的優點，并且插入法固井技術是一種環保、高效和低成本的固井技術方法，是實施大直徑地質調查與探采結合井表層套管固井施工的優選方案，為后續在銀額盆地區域開展的油氣井固井施工提供參考。