漏失水平井固井技术在JY33HF井的应用

吴雪平

漏失水平井固井技术在JY33HF井的应用

吴雪平

(中石化江汉石油工程公司钻井一公司，湖北 潜江 433121)

[摘要]随着涪陵页岩气勘探开发的不断深入，复杂井况层出不穷，特别是水平段钻进过程中出现的恶性漏失情况。目前油基泥浆堵漏手段相对较少，固井时地层承压能力严重不足，给固井施工作业带来了巨大的挑战。通过对漏失井固井技术难点分析，有针对性地提出了相应的解决方法，通过使用新型固井工具、优化现场施工工艺和水泥浆配方，总结出一套适合漏失水平井的固井技术。该固井技术成功应用于水平段存在恶性漏失的JY33HF井，固井过程顺利，应用效果显著，具有进一步推广应用的空间。

[关键词]页岩气；复杂井；漏失井，固井技术；水平井；固井质量

实现页岩气商业化开采得益于两大关键技术：大位移水平井钻井技术和大规模水力压裂技术。固井是钻井工程最后一道工序，是衔接钻井和压裂的关键工程。固井质量是页岩气田安全、有效勘探开发的有力保障。随着页岩气钻井及开发技术的不断发展，对固井技术的要求越来越高，页岩气井水平段需要具有优质的封固质量，否则将直接影响到该井压裂施工效果，以及气井的采收率[1]。

焦石坝地区地层压力系数低，地层承压能力不足，针对三开水平段钻进中出现的恶性漏失，处理手段相对较少，易形成恶性漏失复杂井况，这给固井施工带来了很大的挑战。为保证焦石坝地区页岩气会战顺利有序推进，必须保证优质固井，故一套专门针对恶性漏失的复杂井的固井技术显得尤为重要。

1复杂井井况

表1　水平钻进过程中井漏情况

图1　JY33HF井身结构示意图

JY33HF井是一口水平开发井，设计井深4440m。在水平段油基泥浆正常钻进过程中，连续3次发生井漏，达到恶性失返的程度。采用桥浆堵漏技术堵漏成功后，强钻期间仍然持续井漏，期间统计漏失量1000m3以上，造成了巨大的经济损失。钻进过程中井漏复杂情况见表1。

由于该井位于裂缝发育带，已经连续发生3次恶性井漏，继续强钻后续风险较高，可能再次发生失返性井漏，钻时升高且该井全烃值远高于邻井。出于对井下复杂情况以及井控安全的考虑，堵漏成功后在当前井深提前完钻，完钻井深3465m。

2固井技术难点分析

根据钻遇地层特点、恶性漏失情况及页岩气水平井固井技术要求，∅139.7mm生产套管固井主要存在以下技术难点：①井眼∅215.9mm下入∅139.7mm套管，水平段长，井斜角度大，下套管过程中建立循环困难，下套管遇卡风险大；②由于大量漏失导致循环不足，水平段会产生钻屑床，套管下入难度增加，影响水泥浆对地层的胶结和封固，在水泥浆上返时易产生砂堵甚至蹩泵，影响施工安全；③裸眼封固井段较长，地层承压能力不足(预测压力系数当量密度1.25～1.30g/cm3)，且钻进时存在漏失，漏失失返井段长达132.61m，固井施工时易发生较大漏失，导致水泥浆返高不够，固井质量难以保证；④水平段较长、气层裂缝发育，气层活跃，固井施工和候凝时极易发生气侵，影响固井质量；⑤钻井施工中使用油基泥浆，油基滤饼、油膜顶替较为困难，会对水泥浆顶替效率和泥饼界面胶结质量产生影响；⑥水泥浆体系性能要求高，要兼具防漏失和防气窜双重功能，确保优质固井质量；⑦前置液的性能和用量对固井过程漏失控制和固井质量存在影响。

3漏失水平井固井技术

3.1管外封隔封堵恶性失返漏层

该井完钻井身3465m，失返性漏失点位于3458～3465m，为固井作业安全施工，要求将最后漏失点封固。选用的管外封隔器为膨胀性封隔器。

套管管串：浮鞋+盲管+长套管×1根+管外封隔器×1只+长套管×1根+压差式分级箍×1只+长套管×1根+浮箍+套管串+双公+芯轴悬挂器+联顶节。套管参数：壁厚12.34mm，钢级TP110T，P110，扣型TP-CQ。套管工具位置：套管3461.29m，盲管3460.76m，管外封隔器3449.81m，分级箍3435.58m，浮箍3423.80m。

3.2优化扶正器安放设计

扶正器设计：水平段和斜井段每1根安放1只，刚性树脂扶正器和一体式弹性扶正器交替安放；直井段每5根安放1只刚性扶正器，直至井口，井口以下5根套管，每根1只刚性扶正器。在下套管作业中，严格控制下放速度，按设计安放扶正器，在下入过程中每5根灌浆一次，维持套管内外压力平衡，以免损坏管外封隔器和压差式分级箍，保证固井作业顺利进行。

表2　前置液设计配方

注：配方中的百分数为质量分数。下同。

3.3提高前置液顶替效率

为了在固井作业中防止油基钻井液和水泥浆混合，尽可能地提高对钻井液的顶替效果，提高顶替效率，保证固井质量[2]。设计前置液分为两种：清洗液和冲洗液，配方及用量见表2。

清洗液主要是用于顶替留在井筒的油基钻井液和清除油基钻井液所形成的泥饼的一种专用前置液段塞。该清洗液功能主要有3个方面[3,4]：①与钻井液、冲洗液和水泥浆配伍性良好，对钻井液具有乳化和分散作用，与水泥浆不会产生激烈的作用和反应；②良好的冲刷紊流能力和渗透剥离能力；③具有满足工程需要的低黏度加重能力。

冲洗液主要用于泥饼的冲刷、井壁面的整理及隔离清洗液与水泥浆，使冲洗液协助清洗液对井壁进行渗透、稀释和润湿反转，以优化水泥浆与油基泥饼界面的胶结。该冲洗液的功能主要有3个方面：①与清洗液和水泥浆具有良好的相容性，包括流变相容性、稠化影响小、强度影响不大；②具有较强的紊流冲刷能力和良好的润湿反转效果；③具有工程需要的低黏度加重能力。

在固井施工中，紊流顶替效果要好且要达到优质固井，就需要前置液具有较好的流变性，以达到紊流顶替[5]。固井施工过程中，注入和顶替排量一般控制在1.5～2.0m3/min；而清洗液与冲洗液达到紊流所需排量较低，固井顶替过程中对泥饼形成有效冲刷和整理，提高顶替效率，保证水泥浆与地层和套管形成有效胶结。清洗液和冲洗液紊流顶替临界排量见表3。

表3　清洗液和冲洗液紊流顶替性能参数

注：Nφ600、Nφ300分别为六速旋转黏度计600、300r/min对应的读值。下同。

3.4防漏堵漏水泥浆体系

完井时钻井液密度为1.35g/cm3。出于防漏目的，采用1.33g/cm3的低密度水泥浆体系封固直井段，尽量降低水泥浆静液柱压力，防止固井过程中压漏地层。另外出于堵漏目的，在水泥浆中加入了堵漏纤维FIB。堵漏纤维FIB为几种长度不同的纤维复配而成，具有成网快、对水泥浆流变性能影响小的特点。低密度水泥浆配方：G级水泥+63%淡水+10%增强增韧剂STR+28%减轻剂DWR+1.2%降滤失剂FLO-S +0.2%分散剂DISP+6%防窜增强剂MX+1%缓凝剂RET-M+0.1%消泡剂DESIL+0.2%堵漏纤维FIB(实验室实测密度为1.33g/cm3)，其性能参数见表4。可以看出，低密度水泥浆抗压强度性能和沉降稳定性优异，承压能力较好，入井水泥浆密度能够得到精确控制，确保压稳、防漏。

表4　低密度领浆性能参数

注1：Nφ200、Nφ100、Nφ6、Nφ3分别为六速旋转黏度计200、100、6、3r/min对应的读值。下同。

注2：失水量测试条件为65℃×30min×6.9MPa；抗压强度测试条件为65℃×48h；填砂管内20目砂床，漏失量测试条件

为3.5MPa×65℃×30min；稠化时间测试条件为65℃×35MPa。下同。

水平段封固水泥浆同时要有一定的防漏堵漏能力。为增强其防漏堵漏能力，在韧性胶乳水泥浆体系配方中也加入FIB堵漏纤维。韧性胶乳防气窜水泥浆体系配方：G级水泥+27%淡水+2%降滤失剂FLO-S+0.5%分散剂DISP-S+0.1%缓凝剂RET-M+0.9%消泡剂DESIL+12%胶乳LATEX+6%防窜增强剂MX+1%膨胀剂BOND-1+0.15%堵漏纤维FIB，其性能参数见表5。

表5　防气窜韧性尾浆性能参数

注：静胶凝强度测试条件为65℃×(48～240)Pa。

可以看出，韧性胶乳水泥石具有优良的力学性能，能够最大程度地满足页岩气水平井固井对水泥石韧性方面的要求。水泥浆流变性和失水性能良好，浆体稳定性高，有利于防止漏失，具有良好的防漏效果。水泥浆静胶凝强度发展时间和稠化转化时间是评价防窜性能的两个重要指标[6]。静胶凝强度发展时间和稠化转化时间越短，防窜性能越好。另外，尾浆静胶凝强度发展时间较短，且具有较短的稠化转化时间，说明该水泥浆具有较好的防窜性能。低密度水泥浆和韧性胶乳水泥浆的稠化时间均大于180min，满足固井安全施工要求，且领浆时间与尾浆时间相差78min，可以较好地实现双凝固井，压稳气层。

4现场应用

4.1管外封隔器管串下入工艺

由于套管管串接入了封隔器管串，而井眼存在复杂情况，下入过程对井眼条件、泥浆性能要求较高，需要制定严格的通井技术措施，将套管串下入到设计井深。具体措施如下：①模拟套管刚性进行通井；②调整泥浆性能降低黏度、增加润滑性；③对入井裸眼封隔器及压裂滑套预先进行合扣，下裸眼封隔器、压裂滑套及座封封隔器等特殊工具时使用吊车送上钻台，防止磕碰而造成密封不良；④套管下到设计井深后，先以小排量开泵循环，洗井排量由小到大，充分循环两周，确保井眼无沉砂，并将井筒内的后效循环排出。

4.2固井施工工艺

针对恶性漏失复杂井况，在施工工艺上主要采取以下措施保证固井施工顺利进行：①水泥车尽量采取大排量泵送(单车达到1.0m3/min)，以形成对油基泥浆的有效顶替，提高顶替效率，保证固井质量；②采用双车注替，缩短注替施工时间，降低对固井设备的损耗，保证安全施工；③采用清水替浆，一方面降低套管内液柱压力，利用漂浮原理提高水平段套管居中度，提高固井质量；另一方面，为后续射孔、压裂施工创造条件，保护油气产层不受污染；④采用管外封隔器封隔底部漏失井段，避免固井作业过程中出现漏失，憋压打开分级箍建立循环，保证分级箍以上井段的有效封固。

固井施工过程：①通水冲洗管线，水泥车进行固井管线试压25MPa，稳压3min；②水泥车使用固井前置液对套管进行憋压，水力封隔器坐封，继续憋压，打开分级箍循环孔，建立循环；③注入清洗液30.0m3，冲洗液15.0m3，压力8MPa；④双水泥车混配并泵送1.33g/cm3低密度水泥浆61m3，之后注入密度1.85g/cm3水泥浆30m3，压力8～10MPa；⑤倒闸门，释放套管胶塞；⑥水泥车替密度1.0g/cm3的压塞液2m3(清水)，压力5MPa；⑦双车大排量替清水25m3，压力5～12MPa，单车替清水7m3，压力12～15MPa；⑧水泥车替清水1.6m3至碰压，压力15～18MPa；⑨稳压3min泄压检查浮箍、浮鞋的密封情况，记录回流量；⑩关闭环空候凝48h后测声幅。顶替到位后，前置液和低密度水泥混浆由环空返出地面，固井施工过程连续正常。

4.3固井质量

页岩气水平井开发，水平段固井质量关系到后期压裂增产措施能否顺利进行，直接影响到气井产量及寿命。该复杂井水平井固井采取了多种方法确保固井质量，通过努力也取得了良好的成果。候凝48h，测声幅结果表明，水平段固井质量为全优质。

5结论与认识

1)管外封隔器与分级箍相结合的复杂井固井技术对处理恶性漏失复杂水平井固井效果明显，能保证对漏失段以上井眼的有效封固。

2)对于恶性漏失井段下套管前要调整好泥浆性能，保证其有较好的流动性和封堵性能，并进行充分循环降低下套管风险。

3)对于易漏失井眼下套管，必须准确计算套管环空水泥浆上返速度，再确定下套管的速度，确保井下安全，防止下放速度过快造成井漏。

4)固井施工中使用了高性能清洗液、冲洗液和水泥浆体系。井壁清洗效果较好，采用常规密度尾浆和低密度领浆的双凝双密度水泥浆体系，能有效封固裸眼井段，且兼具防气窜防漏失功能。

[参考文献]

[1]许明标，宋建建，王晓亮，等.水平井全井段封固双凝防漏水泥浆技术[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报)，2014，36(12)：131～136.

[2]刘伟，陶谦，丁士东.页岩气水平井固井技术难点分析与对策[J].石油钻采工艺，2012，34(3)：40～43.

[3]辜涛，李明，魏周胜，等.页岩气水平井固井技术研究进展[J].钻井液与完井液，2013，30(4)：75～79.

[4]Scott G,Nelson C D H. Horizontal Woodford shale completion cementing practices in the Arkoma Basin, Southeast Oklahoma: a case history[J]. SPE120474,2009.

[5] Wang Yan，Wang Demin，Wan Jun，et al. Technology of plugging long interval high pressure channeling wells by cement with overburden pressure during curing[J].SPE104443,2006.

[6]张国仿，袁欢，吴雪平，等.油基泥浆长水平段页岩气固井技术在建页HF-2井的应用[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报)，2014，36(10)：133～136.

[编辑]帅群

[引著格式]吴雪平.漏失水平井固井技术在JY33HF井的应用[J].长江大学学报(自科版) ,2015,12(17):54～57.

50 Research and Application of High-temperature Resistant and Anti-sloughing Drilling Fluid System in Bohai Oilfield

Chen Qiang(Author’sAddress:OilfieldChemicals，ChinaOilfieldServicesLimited，Tianjing300452，China)

Abstract:In Bohai Oilfield, there existed multiple and complex layers in interbeds, the mudstone was easy to be hydrated and expanded, it was difficult to maintain wellbore stability.Based on the research of high temperature stabilizer, a set of high temperature resistant and anti-sloughing drilling fluid systems were developed for sand and mudstone drilling in Bohai Oilfield.The results show that the rheologic property of drilling fluid system is stable under high temperature and high pressure conditions; it has good suspension and sand carrying property with high sloughing resistance and inhibition.It is successful used in 2 blocks in Bohai oilfield, it is easy for maintenance and the drilling operation is smooth, and the problem of wellbore instability is well resolved in drilling the sand-mudstone interbeds in Shahejie Formation of Bohai Oilfield.

Key words:anti-sloughing drilling fluid；drilling fluid stabilizer; organic salt; borehole stability; Bohai Oilfield

[作者简介]黄志强(1964-)，男，教授，博士生导师，长期从事油气井钻井完井技术的研究工作，Huangzq1356@163.com。

[基金项目]中国海洋石油总公司重点科技攻关项目(CCL2013RCPS0175RNN)。

[收稿日期]2015-03-30

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)17-0054-04

[中图分类号]TE256.1