元坝气田高压气井∅193.7mm尾管固井技术难点及对策

乔领良，庄成宏

（1.四川省德阳新场气田开发有限责任公司，四川德阳618000；2.中国石化西南石油工程有限公司固井分公司，四川德阳618000）

元坝气田高压气井∅193.7mm尾管固井技术难点及对策

乔领良*1，庄成宏2

（1.四川省德阳新场气田开发有限责任公司，四川德阳618000；2.中国石化西南石油工程有限公司固井分公司，四川德阳618000）

元坝气田是典型的高含硫、高压、高产的“三高”气田，由于工程地质条件十分复杂，使固井面临着易漏、易垮塌、超高温、超深、超高压盐水层、气层等诸多世界级难题。经过工程技术人员的总结分析和研究，通过优化钻井技术、钻井液技术提高了井眼质量的基础上，利用带有顶部封隔器的尾管悬挂器等先进的井下特殊工具，优选了扶正器及安放位置，结合应用先导浆除油剂优选水泥浆体系强化固井技术措施等综合应用，保证了防气窜固井效果。在后期压裂测试和投产的工作中，充分验证了固井质量能够满足作业要求，保证了含硫气田开发的安全。

元坝气田；超深气井；固井质量；难点；对策

元坝气田位于四川盆地东北部的广元市苍溪县、阆中市及巴中市境内，是目前世界上开发最深的海相酸性气田，气田开发以超深水平井、超深大斜度定向井为主，平均垂深6600～6900m，完钻斜深达7500～8000m。钻井过程中经常遇到井漏、高压气层、蠕动性盐膏层，井底温度高达160℃；气层含H2S和CO2。气层显示活跃，固井后，易发生环空窜气等问题，给固井带来很大挑战。∅193.7mm尾管固井封固嘉陵江组盐膏层和飞仙关的气层是固井作业的主要目标。通过元坝气田一期固井施工的实践，在元坝气田滚动建产的第二轮井的固井施工中采取了一系列有效的工艺措施，提高了固井质量，基本消除了环空窜气的隐患，保障了气田的有效开发。

1　元坝气田∅193.7mm尾管固井技术难点

元坝气田四开∅241.5mm井眼∅193.7mm尾管固井，由于各种因素，给保证固井质量提出了世界性难题。

1.1井深、封固段长，井眼间隙小

四开241.3mm井眼以封固海相地层为主，封固段5000～6900m，裸眼段长1800～1900m，且斜井段长600m左右，井斜最大74°，下入复合套管一般为∅193.7mm+∅203.1mm套管组合或∅193.7mm+∅206.4mm套管组合，由于井深、裸眼段长、井斜角大等，保证固井质量难度大。

1.2气层活跃，地层压力高

四开钻遇嘉陵江组、飞仙关组，嘉陵江组二段将钻遇高压水层，飞仙关二段将钻遇高压气层，地层压力也将达到2.0以上，这些将为固井施工提出更高的要求。

1.3压力系统复杂，安全窗口窄

由于压力系统复杂，气层活跃，在压井的过程中常常会出现井漏，严重时出现失返性漏失，给固井施工增加了难度。

1.4大斜度段套管居中度低

元坝气田四开井斜都大于50°，大斜度井和水平井起下钻阻力大，套管下入困难。同时厚壁无节箍套管无法加入扶正器，尾管易贴边造成粘卡，同时套管下入后厚壁无节箍套管完全贴边，顶替效率难以提高。

1.5钻井液性能含油量高

元坝气田井底循环温度高，普遍在120℃以上，四开钻井液密度最高2.0g/cm3以上。钻井液含油或油基润滑剂高，一般都在4%～6%左右，要彻底消除油膜对固井胶结的影响有一定的难度。

2　元坝气田∅193.7mm尾管固井技术对策

2.1强化固井工艺措施

2.1.1循序渐近增加通井钻具的刚性

通井钻具组合和通井措施决定了下套管前的井眼条件。为此制定了循序渐近增加通井钻具刚性的通井工艺措施，最终通井钻具的刚性不低于套管柱刚性，确保套管下到位。

2.1.2井眼清洗

为使下套管过程保持井眼稳定，钻井液性能不做大的变动。套管到位后，要充分循环，排量达到1.2m3/min，确保井底的干净清洁。

2.1.3井眼平稳

对井眼准备特别是地层承压能力提出明确要求，以保证固井施工中不出现漏失情况，同时，井内泥浆密度必须能压稳地层。

2.1.4优化施工参数

合理设计施工排量和泵压，保证环空流体返速，提高顶替效率。

2.2优化前置液

前置液体系采用：先导浆（加入2%的除油剂）+加重隔离液+冲洗液组合。四开完钻泥浆中的含油量往往在5%以上，甚至达到10%左右。单纯依靠加重隔离液和冲洗液很难清洗干净井壁和套管壁上的油膜，因此设计了40m3左右的先导浆，并加入2%的高效除油剂，其具有很好的除油效果。

加重隔离液设计15m3左右，密度介于泥浆和水泥浆之间，也加入乳化剂，再次对井壁和套管壁油膜进行清洗。冲洗液设计6m3左右，以清洗井壁的泥皮，并提高水泥浆的顶替效率。

2.3优化水泥浆体系

2.3.1胶乳防气窜水泥浆技术

目前国内外防气窜效果最好的防气窜剂是胶乳，如丁苯胶乳、苯丙胶乳等。当应用胶乳水泥浆封闭气层时，随着水泥水化反应的进行，环绕水泥颗粒的水被消耗，胶乳局部体积分数升高，产生颗粒聚集，形成空间网络状非渗透薄膜，完全填充水泥颗粒间的空隙，避免环空窜流发生。同时，由于胶乳的添加，其逐渐形成的空间网状结构提高了水泥石的密实性，能够网络和紧密连接水泥石的各组分，使水泥石整体性提高，从而减少了腐蚀的淋滤作用，防腐蚀效果较常规水泥浆有了较大的提高。表1为采用胶乳水泥浆固井情况和质量评价结果。

2.3.2弹塑性胶粒水泥浆技术

表1　油层尾管胶乳使用情况

气井井口带压与水泥环完整性有很大关系，提高水泥石的弹塑性可以提高水泥石的抗冲击能力和变形能力，减少微环隙的产生，对自身由于水化干缩产生的裂纹也具有一定的抵抗作用。在元坝10-1H井和元坝204-2井193.7mm尾管固井时使用了弹塑性胶粒防窜水泥浆体系，该体系的水泥石具有弹性、应力应变超过5%，水泥石弹性形变大于套管在井下受力范围内产生形变，能有效防止固井后期开采产生微间隙引起环空带压。表2为元坝204-2井193.7mm尾管固井弹塑性水泥浆实验结果与分析

表2　水泥浆常规性能

从表2实验数据可以看出，弹塑剂的加入使水泥浆的流动度略有减小，沉降稳定性提高，稠化时间可调。水泥浆的施工性能基本不受影响，且与其它外加剂有良好的配伍性。表3为SFP水泥石的弹性模量与常规水泥石的对比。由表3中可以看出，加有SFP的水泥石弹性模量比常规水泥石有大幅度降低，降低幅度超过80%。

对不同密度的水泥浆配方在90℃养护成水泥石，分别测试其抗压强度、抗折强度和抗冲击韧性。实验结果见表4。

由表4可以看出，弹塑剂的加入，水泥石抗压强度有一定降低，但降低幅度不大，水泥石抗折强度和抗冲击韧性有提高。

室内对凝固后的水泥石进行三轴力学性能测试，试验条件为三轴应力（围压30MPa，温度90℃），测试得三轴围压下的抗压强度、弹性模量和泊松比值。测试结果如表5所示。

由测试结果可知，在实验条件下，加入弹塑剂的水泥石应变值比原浆水泥石高4～5倍，同时应力值增大17.4 MPa，弹性模量降低2倍。在套管变形范围内该水泥石能保持完整，从而提高固井质量。

表3　加SFP的水泥石弹性模量与普通水泥石对比

表4　水泥石力学性能

表5　X井淡水体系水泥石三轴应力测试结果

2.4“预应力”固井技术的应用

为保证防气窜效果，元坝气田∅193.7mm尾管固井成功应用了带有顶部封隔器的尾管悬挂器，通过对前期应用后固井质量的分析，充分应用顶封坐封后与回压凡尔共同作用可以使裸眼形成一个密闭环空的有利条件，实施了“预应力”固井技术。具体操作是：在固井替浆碰压前，预留1～2m3左右钻井液停止顶替，进行顶部封隔器坐封，然后用水泥车小排量缓慢替浆，控制压力达到固井设计中的憋压压力后停止替浆，从而实现环空加压，弥补水泥浆失重的压力损失。通过后期多口井的应用，不但提高了防气窜效果，也使固井质量达到优良，有效提高了固井质量。

3　应用效果

元坝气田通过固井技术方案的不断优化，采用了优化前置液、水泥浆体系、预应力固井技术等，在第二期的8口开发井固井中，固井质量合格率为100%，优良率为100%，优质率达到50%，效果相当明显，且有效地解决了井口环空窜气问题，保证了后期酸压测试和投产。8口井四开193.7mm尾管固井质量具体情况见表6。

4　结论

（1）元坝气田地质条件复杂，高温、高压、高产、超深、封固段长、间隙小及复杂压力体系，气层活跃，固井难度大。

（2）通过不断摸索和改进，对前置液、水泥浆体系进行优化以及采用“预应力”固井技术等，能够提高固井质量并有效地解决防气窜问题。

（3）对元坝气田超深含硫气井固井技术通过进一步总结分析和完善，将会在今后类似气田的开发建设中推广应用。

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表6　元坝二期井四开∅193.7mm尾管固井质量统计

TE925

A

1004-5716（2016）04-0049-04

2015-12-31

2016-01-04

乔领良（1963-），男（汉族），陕西户县人，高级工程师，现从事石油天然气钻井工程技术、生产与监督管理工作。