束探1H固井技术研究与应用

王福昌 宋元洪 蒋龙 钟福海 刘书冬 秦国宏 张兴才

（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井分公司，河北 任丘 062550；2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；3.成都欧美克石油科技有限公司，四川 成都 610207）

束探1H固井技术研究与应用

王福昌1宋元洪1蒋龙2钟福海1刘书冬1秦国宏1张兴才3

（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井分公司，河北 任丘 062550；2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；3.成都欧美克石油科技有限公司，四川 成都 610207）

渤海湾盆地束鹿凹陷中洼槽沙三下泥灰岩油气藏埋藏深度深，水泥封固段长，固井工作量大，井下情况异常复杂，高压层与漏失层共存，油气活跃且地层承压能力差，下入的管串复杂，给固井工程带来极大困难，固井施工难度大、风险高，固井质量不易保证。根据该区块的实际情况，研究分析固井质量影响因素，固井技术难点以及固井施工过程中存在的各种风险，采用平衡压力固井技术及胶乳水泥浆体系较好地解决了固井施工过程中井下漏失及油气水侵之难题，固井质量得到了有效保证。

胶乳 水泥浆 平衡压力 溢流 固井质量

0 引言

渤海湾盆地束鹿凹陷中洼槽沙三下泥灰岩油气资源丰富［1］，井下情况复杂，该区块已成功钻探束探1井和束探1H（P）井。束探1H（P）井是中国石油天然气股份有限公司2011-2012年全国4口重点风险探井之一，也是华北油田2012年在渤海湾盆地束鹿凹陷中洼槽沙三下泥灰岩的重点一级风险探井。设计井深5 272 m，由于井下情况复杂，实际完钻井深4 973 m。

该区块地质结构复杂、邻井参考资料少，钻井液安全密度窗户口窄，高于1.485 g/cm3井下即发生漏失，低于1.485 g/cm3井下即发生溢流，钻井及完井过程中多次堵漏及节流点火。该区块地层压力系统复杂，即存在高压低渗地层又存在低压漏失层，高压层与漏失层并存，给钻井和固井工程带来极大难度。同时由于井下情况复杂，固井施工难度大、风险高，固井质量不易保证，还存在着很大井控风险［2］。如何确保施工安全并获得好的固井质量是摆在技术人员面前的一道难题。

1 固井技术难点

1）地层压力系统复杂。该井裸眼井段长，地层压力系统复杂，高压层与漏失层共存，给固井工程带来极大困难［3］。

2）安全窗口窄。钻井液安全密度窗口窄，密度低于1.485 g/cm3，井下油气侵严重，溢流明显，密度高于1.485 g/cm3，井下漏失严重。

3）井身质量差，水泥浆顶替效率低。该井钻井周期长，井下情况复杂，井身质量差，井径扩大率大，典型的“糖葫芦”井眼，不利于提高水泥浆顶替效率，固井质量不易保证。

4）水泥封固段长，对水泥浆综合性能要求高。采用单级固井，水泥封固段长达2 792.45 m，上下温差大，对水泥浆综合性能要求高。

5）管串结构复杂，对工具的性能要求严格。下部管串为120 m筛管，筛管上部下两个管外封隔器和一个分级箍，对工具的性能、压力级配提出了严格要求，工具一旦出现问题，固井质量将无法保证。

6）存在井控风险。地层压力系统复杂，油气活跃且地层承压能力差，固井施工过程中一旦发生严重漏失，油气上窜速度快，可能导致溢流甚至井喷事故发生，存在较大井控风险。

2 固井工艺技术措施

1）认真做好下套管前的准备工作。认真做好通井工作，先用1个扶正器通井，然后用双扶正器通井，再用3个扶正器通井。对入井工具和附件认真进

行检查，确保工具入井后性能灵活可靠，工作正常。

2）调整好钻井液性能［4］。固井施工前，调整好钻井液性能，在满足井下安全的前提下，尽量使钻井液黏度、切力低，降低固井施工过程中钻井液的摩阻［5］，降低井漏之风险［6］。

3）采用平衡压力固井。采用平衡压力固井技术［7］，有效避免固井施工过程中井漏的发生，确保固井质量。

4）使用性能优良的水泥浆体系。针对该井实际情况，常规水泥浆体系显然不能满足固井要求，因此该井采用三凝双密胶乳水泥浆体系［8］。

5）合理使用套管扶正器，提高套管居中度。合理加放套管扶正器可有效提高套管居中度，管外封隔器及分级箍上下各加一个刚性滚轮扶正器，以防止封隔器胶筒磨破以及分级箍贴壁，影响正常工作。

6）做好井控预案，避免井喷事故发生。针对固井施工过程中存在较大的井控风险，认真做好井控预案，固井施工过程中一旦出现井喷险情，立即启动井控应急预案，在井下允许的情况下，通过节流完成固井施工。

7）使用性能优良的隔离液及冲洗液，提高界面胶结强度。使用性能优良的隔离液及冲洗液，有效将“大肚子”中的钻井液驱替出来以及有效冲洗掉井壁和套管表面的虚假泥饼，确保第一、第二界面胶结强度，有效提高固井质量。

8）严格把关，加强过程控制。严格按照固井施工设计施工，平稳操作，严格执行各项技术措施，确保施工安全有序、连续、高效。

9）关井侯凝。由于隔离液及冲洗液密度均低于钻井液密度，在进入环空的过程中会造成油气侵，碰压后环空液柱压力会小于地层压力，为防止水泥浆侯凝过程中油气上窜及出现井控风险，碰压后关闭封井器，关井侯凝。

3 现场应用

3.1 束探1H（P）井身结构

束探1H（P）井身结构如图1所示。

3.2 管串结构

D139.7 mm引鞋＋D139.7 mm洗井回压阀＋D139.7 mm筛管串＋盲板短节＋压涨式封隔器＋短套管1根（有效长度4.0 m）＋液压式封隔器＋D139.7 mm长套管1根＋压差式分级箍＋D139.7 mm套管串（壁厚9.17 mm）＋D139.7 mm套管串（壁厚10.54 mm）＋D139.7 mm联顶节。

图1 井身结构示意图

3.3 井径情况

该井井径变化率大（表1），最大井径45 cm，最小井径21.6 cm，平均为27.6 cm，井径扩大率为27.8%，水泥封固段2 792.45 m。

表1 束探1H（P）井实测井径数据表

3.4 水泥浆体系

束探1H（P）井使用三凝双密胶乳水泥浆体系，在大量的实验数据中选择强度较高，流动性较好，稠化时间满足施工要求的水泥浆配方。注水泥浆排量1.5 m3/min，注入领浆76.3 m3，环空段长1 760 m，注入领浆20.4 m3，环空段长561 m，注入尾浆33.6 m3，环空段长471.45 m。

3.4.1 水泥浆配方

领浆：450 g嘉华G级水泥＋54 g石英砂＋45 g微硅＋40 g玻璃微珠＋3.6 g DRY-S2＋3.6 g DRS-1S＋48 g DRT-100L＋7.2 g DRT-100 g LT＋17 g DRF-120

L＋4.5 g DRH-200 L＋0.5%DRX-1L＋270 g水。

首浆：450 g嘉华G级水泥＋54 g石英砂＋45 g微硅＋40 g玻璃微珠＋3.6 g DRY-S2＋3.6 g DRS-1S＋48 g DRT-100L＋7.2 g DRT-100LT＋17 g DRF-120 L＋2.7 g DRH-200 L＋0.5%DRX-1L＋270 g水。

尾浆：630 g嘉华G级水泥＋20 g微硅＋210 g硅粉＋3.6 g DRS-1S＋48 g DRT-100L＋7.2 g DRT-100 LT＋0.5%DRX-1L＋17 g DRF-120 L＋270水。

水泥浆性能如表2所示。

3.4.2 外加剂的作用

玻璃微珠主要是降低水泥浆密度；石英砂、微硅和硅粉主要是提高颗粒级配能力，提高水泥石的强度和抗高温能力；DRF-120L为高温降失水剂，控制水泥浆失水；DRS-1S和DRY-S2为高温稳定剂和悬浮剂，主要是确保浆体稳定，DRT-100LT为防窜剂，主要提高水泥浆的防窜能力。

3.5 隔离液、冲洗液的使用

由于该井钻井液密度高，井身质量差，为有效驱替“大肚子”内的钻井液及有效冲洗井壁和套管表面的泥饼，使用了25 m3密度为1.40 g/cm3的加重隔离冲洗液及8 m3密度为1.04 g/cm3的冲洗液，配方分别为：DRY-100L＋DRY-S1＋DRY-S2＋重晶石粉和DRY-100L＋DRY-S1＋DRY-S2，有效提高了第一、第二界面水泥胶结强度。

3.6 选用性能优良的井下工具及附件

为确保封隔器有效涨封，分别采用一个压涨式封隔器和一个液压式封隔器，压力级别设定为12 MPa，为减小管柱刚度，在两个封隔器之间加一根4 m的短套管，压差式分级箍压力级别设定为19 MPa，以保证封隔器涨封后分级箍才能打开。

3.7 采用平衡固井

为防止固井施工过程中压漏地层，严格按平衡压力设计，严格控制各种固井液数量和密度，使用密度为1.55 g/cm3的领浆76.3 m3，密度为1.55 g/cm3的缓凝浆20.4 m3，密度为1.89 g/cm3的速凝浆33.6 m3，使环空液柱压力等于地层压力，有效防止了井漏，同时也压稳了地层（表3）。

表2 水泥浆性能表

表3 环空流体平衡压力设计表

3.8 关井侯凝

碰压后为防止油气水侵及井控事故，关封井器关井侯凝。经声幅及变密度检测，2 000～3 300 m固井质量良好，3 300 m至井底固井质量优质。

4 结论

1）对于钻井液性能较差、井身质量不好的井，合理使用前置冲洗液，可有效驱替大肚子中钻井液及冲洗掉井壁和套管表面的泥饼，改善第一、第二界面水泥胶结强度。

2）胶乳水泥浆体系具有较高的胶结强度及一定的韧性，能够满足深井长封固段固井及地层压力系统复杂井的固井质量。

3）对于高压层与漏失层共存，地层承压能力差的井，采用平衡压力固井技术可有效避免固井施工过程中井下漏失之风险，确保固井质量。

4）对于存在高压层的井，固井结束后关好井口防喷器，可降低水泥浆被油气水侵及避免井控事故发生。

5）详细了解钻井及临井资料，制定合理的工艺技术措施，周密设计，精心施工是确保固井质量的关键。

［1］梁宏斌，矿宏伟，刘俊奇.冀中坳陷束鹿凹陷古近系沙河街组三段泥灰岩成因探讨［J］.古地理学报，2007，9（2）：167-174.

［2］刘崇建，黄柏宗，徐同台，等.油气井注水泥理论与应用［M］.北京：石油工业出版社，2001.

［3］屈建省，许树谦，郭小阳.特殊固井技术［M］.北京：石油工业出版社，2006.

［4］吴达华，黄柏宗.新型“钻井”固井液工艺和技术（Ⅰ）［J］.钻井液与完井液，2002（3）：1-6.

［5］何世明，郭小阳，徐碧华，等.水平井下套管摩阻分析计算［J］.西南石油学院学报，1997，19（2）：21-26.

［6］许树谦，牛永川.低密度泡沫水泥固井技术［J］.石油钻采工艺，1990（6）：23-29.

［7］张明昌.固井工艺技术［M］.北京：中国石化出版社，2009.

［8］马超，赵林，周大林，等.抗温防窜胶乳水泥浆体系的研制［J］.天然气工业，2008，28（12）：57-59.

（编辑：李臻）

B

2095-1132（2014）06-0041-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.012

修订回稿日期：2014-11-03

王福昌（1964-），工程师，从事固井工程技术研究与应用工作。E-mail：wfc518000@163.com。