复杂超深井技术套管悬挂固井技术应用

宋周成，宋海涛，邓昌松，李兴亭，申川峡

克深XX井是中国石油塔里木油田分公司（以下简称塔里木油田）库车坳陷克拉苏构造带上的一口评价井，勘探目的层为白垩系巴什基奇克组，采用五开结构。一开下入表层套管封固上部疏松地层并加固井口。二开采用双级固井工艺，分级箍位置1 603 m封固盐上地层。三开套管采用技术套管悬挂加回接固井工艺、封固岩盐欠压实泥岩、纯盐岩，悬挂固井段 2 754.92～5 000 m、回接固井 0～2 754.92 m；四开采用Φ241.3 mm钻头钻进至6 558 m中完，在井段5 000～6 556 m下入Φ181.99 mm套管（偏梯BC扣、钢级P140V、壁厚14.8 mm、抗外挤强度145 MPa、抗内压强度87 MPa、抗拉强度6 258 kN）；井段4 800～5 000 m下入Φ177.8 mm套管（气密BC扣、钢级P140V、壁厚12.65 mm、抗外挤强度120.04 MPa、抗内压强度81 MPa、抗拉强度5 854 kN）。四开也采用技术套管悬挂加回接固井工艺，但技术套管悬挂固井采用正注反挤工艺封固库姆格列木群下部含盐地层，为下步钻井打下良好基础。正注水泥设计封固5 000～6 558 m井段，在井漏的情况下保证正注水泥浆返高至5 700 m以上；待正注水泥浆稠化 3 h后进行反挤施工，水泥浆返高至4 650 m井段以上；待五开完钻完成尾管固井后再下入Φ 196.85 mm生产回接套管固0～4 800 m井段。

1 钻井复杂及处理技术

四开钻进经历了井漏、溢流、缩径、垮塌、高压水层等钻井复杂情况，采取多种措施保障了安全钻达设计中完井深[1-4]。

1）钻进至井深5 285.53 m发生井漏，起钻甩Power-V下入常规钻具，通过降密度（由2.32 g/cm3下降到2.30 g/cm3）及泵入随钻堵漏浆等方式逐步恢复正常钻进。

2）钻进至井深5 505.66 m发生溢流关井，套压1.4 MPa，使用密度2.33 g/cm3压井液节流循环压井后开井循环停泵出口无外溢。

3）溢流压井结束后，考虑下部可能钻遇盐间水，一旦提高密度压井会造成上部薄弱地层发生井漏而下部盐层缩径，决定进行承压堵漏作业提高裸眼承压能力。泵入总浓度30.5%堵漏浆39.5 m3，其配方为：2%中粗SQD-98、2%细SQD-9、9%KGD-1、11%KGD-2、6.5%KGD-3，起钻至套管内关井反挤25.1 m3，憋压候堵7.5 h，套压由0.5 MPa升至1.7 MPa再下降至1.2 MPa，开井回吐17.6 m3，承压堵漏效果不明显。因承压堵漏期间先漏失后回吐现象，降密度由2.32 g/cm3降至2.28 g/cm3后恢复钻进。

4）钻进至井深5 879.63 m发生溢流关井，套压由1.3 MPa升至4.9 MPa，经原井浆节流循环排污压井后开井，判断为地层高压低渗出盐水。因上部地层薄弱，无法通过提高密度压稳出水点，决定对地层放水泄压。放水泄压时活动好钻具，防止大量盐水聚积、形成结晶堵塞环空；监测钻井液整体油水比，保证钻井液抗污染能力；监测振动筛返出物，判断井下是否有掉块及井壁失稳性。放水3～5次或30～50 m3需要短起下验证井眼通畅。调节排量，控制好入口密度2.28 g/cm3，出口出现低密度点时及时加重，并加密测量出口密度、准确记录污染钻井液量和实际出盐水数量。循环排污过程中尽量采用单罐计量，如出口密度低加重无法满足时，采用正反计量、保证入口密度达标。经18次放水排污、地层泄压，关井套压降至1 MPa，累计排污1 516.38 m3、放盐水105.29 m3后，安装旋转防喷器转为控压钻进。

5）控压钻进至井深6 055.5 m井漏失返、吊灌起钻。下入铣齿接头进行堵漏承压，作业过程中发现溢漏同存，无法进行堵漏作业，决定再次放水泄压，释放地层能量后再降密度。经15次放水排污地层泄压，累计排污2 879.39 m3、放盐水295.74 m3。经过放水泄压，钻井液密度由2.28 g/cm3降至2.19 g/cm3，经过Φ241.3 mm牙轮、Φ216 mmPDC、Φ168.3 mm PDC钻头通井试钻导眼后，恢复Φ241.3 mm钻头正常钻进。经2次Φ168.3 mm钻头打导眼卡层钻进、Φ241.3 mmPDC钻头扩眼钻进至中完井深6 558 m。

2 固井难点

本井属超深井技术套管悬挂固井，井况非常复杂，存在多项固井难点[5]。①油基钻井液条件下固井，水泥浆与钻井液相容性差、污染严重；其次在盐水侵严重的情况下，进一步加剧水泥浆与钻井液相容性问题，严重影响水泥石胶结质量。②封固裸眼段长，经历3套盐层、盐层缩径严重，现阶段盐层蠕变无法满足下套管条件，而且又不能实现承压堵漏。③盐层套管无扶正器，居中度差、顶替效率低，严重影响固井质量。④溢漏共存，有4个漏层一个高压水层，钻井液安全密度窗口极窄，下套管易发生井漏而固井期间可能发生盐水侵导致溢流。⑤在井深5 067 m存在易垮塌地层，曾发生下钻遇阻划眼、频繁蹩停顶驱、循环返出大量大型掉块，存在下套管有遇阻和遇卡的风险。

3 通井技术

第一套盐层5 024～5 162 m，岩性稳定、静止91～126 h，Φ241.3 mm钻头闪过；第二套盐层5 907～ 5 940 m，蠕变较强、静止35～40 h，钻头活动不能通过、必须划眼通过但扭矩波动较大由6 kN·m升至18 kN·m；第三套盐层6 121～6 147 m、6 255～6 555 m，盐层蠕变强、静止15～40 h，钻头不能通过。针对强蠕变盐层，为保证套管能顺利下到位，采取如下通井措施。

1）241.3 mm（9 12″）扩眼通井。钻具组合为 Φ 241.3 mm钻头+Φ177.8 mm钻铤2根+外径233 mm带划眼齿的扶正器+Φ177.8 mm钻铤+Φ127 mm加重钻杆+Φ127 mm钻杆。通井以修复井眼轨迹为主，扩划盐层段为辅。非盐层井段遇阻以活动为主，遇阻吨位不超过20 t，否则对该段进行划眼，划眼参数：钻压1～5 t、排量15 L/s、转速40～60 r/min、扭矩限定20 kN·m。划眼过程中确保上部有5 m活动空间，划眼通过后不再上提倒划眼，而是停顶驱上下提拉顺畅无阻卡即可，防止长时间划眼大幅破坏井壁；划眼过程中有憋停顶驱，控制上提增加悬重20 t，如无法提脱，则放至原悬重释放扭矩逐步增加吨位提开。狗腿度较大井段，遇阻即划眼，反复正划倒划直至提拉顺畅为止。盐层遇阻后验证上提吨位、检验缩径情况，下放后最大提开吨位控制在32 t。验证缩径情况后，上提至自由井段后划眼，划眼参数：钻压1～2 t、排量18 L/s、转速50～60 r/min、扭矩限定20 kN·m。盐层段划眼过后，尝试下钻，检验盐间泥岩、砂岩、石膏是否有缩径情况，如缩径按盐层进行划眼。通井至井底，冲洗沉沙到原井深即倒划眼上提，尽量减少在井底循环时间，后续循环时下放至距井底1 m出即可，防止揭开下部薄弱地层导致井漏。盐层划眼扩眼过程中接单根，如有阻卡则反复划眼直至提放正常，防止盐层应力释放造成卡钻。

2）扩眼。钻具组合为Φ241.3 mm钻头+双母接头+扩眼器（本体外径212.7 mm、扩眼范围215.9～279.4 mm）+Φ177.8 mm钻铤+Φ127 mm加重钻杆+Φ127mm钻杆。扩眼参数：钻压1～4t，转速70～80r/min，排量20 L/s。盐层以上下钻过程中遇阻不超过10 t，否则划眼通过，划眼参数：钻压1～4 t，转速50～60 r/min，排量12～15 L/s（扩眼器不工作）。分别对三套盐层进行扩眼，从盐层顶部5～10 m处，以扩眼器额定工作排量的70%～80%进行扩眼，修正好过渡段，并上提10～15 t进行验证，确认刀翼张开正常；提至额定工作排量作业，如无钻压则控制钻时8～10 min/m进行扩眼钻进。

3）测蠕变（电测、刮壁）。扩眼完后，全程控压起钻。控制好电测期间井下出水量，保证电测安全。电测过程中，保证全套剪切电缆工具在钻台备用、做好剪切电缆下防喷钻具的准备，钻井液出口有专人值守、随时汇报出口流速情况。悬挂位置反复刮壁3次，刮壁到悬挂位置，对钻具称重记录。下钻刮壁期间注意水眼有无反冒，若反冒立即接顶驱顶通水眼。称重内容包括开泵上提、下放、静止；停泵上提、下放、静止6组数据及空载时吨位[6]。测蠕变与电测、刮壁作业同时进行。从起钻至下套管到底时间累计为52 h，考虑安全时间后为55 h；从起钻至固井结束时间累计为70 h，考虑安全时间后为73 h，故盐层静止65 h以检验盐层蠕变情况。

4）模拟管柱通井。通井钻具组合为Φ216 mm钻头+Φ216 mm扶正器+Φ158.75 mm钻铤+Φ216 mm扶正器+Φ158.75 mm钻铤+Φ216 mm扶正器+Φ158.75 mm钻铤+Φ127 mm加重钻杆+Φ127 mm钻杆。下钻至管鞋，等待裸眼静止时间达65 h（自扩眼完起钻起），测蠕变结束后，继续下钻进入裸眼。全部裸眼段控制阻卡吨位10 t以内。如10 t活动无法通过，则控制最大上提提开吨位24 t进行检验，验证盐层缩径严重后，接顶驱划眼，划眼参数：钻压1～2 t、转速50～60 r/min、排量15 L/s、扭矩限定15 kN·m。模拟管柱下钻遇阻严重或划眼，表明扩眼后应力释放快或地层缩径严重，则需要进行第二次扩眼。第二次扩眼操作同第一次扩眼。

4 下套管主要技术措施

严格控制好下套管速度，每根套管在上层套管内控制35 s以上，在井深2 000～5 000 m每柱钻杆在上层套管内纯下放速度应控制145 s以上，在裸眼内5 000～6 558 m纯下放速度应控制在190 s以上。现场根据下套管时间和钻井液返出情况，中途顶通破坏钻井液结构，减小套管到位后开泵压力。下套管全程进行灌返分开计量，发现井漏立即汇报。尾管送至预定座挂位置后，灌满钻井液，接顶驱，先小排量顶通，然后逐渐增加排量循环，严格控制循环排量和泵压，循环时注意观察泵压变化，防止环空蹩堵。套管下送到位后先灌满钻井液，接顶驱小排量顶通（单泵5冲,2 L/s），返出正常后缓慢下放探底，控制排量10冲以内，遇阻10 t，记录实际遇阻位置。探底完成后若能提活上提至6 558 m，若不能则上提至原悬重。然后逐渐提排量，以2冲一个档位，每提泵冲一次，循环10 min，钻井液工监测好液面，若返出正常，再继续上提泵冲，直至提到7 L/s，将套管外环空的钻井液顶到悬挂器以上后逐渐提排量至固井排量30 L/s循环排污。循环一周半后，确定井筒清洁再进行悬挂器坐挂工作。

5 正注反挤水泥浆工艺

5.1 正注水泥浆施工

Φ127 mm非标钻杆总内容积41.9 m3，套管总内容积35.8 m3，整个管柱内的容77.7 m3。正注水泥浆施工前先对固井管线试压35 MPa，符合作业要求后才开始进行固井施工。先注入密度2.19 g/cm3先导浆 30 m3、密度 2.22 g/cm3前置液 30 m3、平均密度2.30 g/cm3的水泥浆27 m3、密度2.22 g/cm3后置液5.5 m3。排量20～22 L/s替密度2.19 g/cm3钻井液共66 m3，替浆至36.4 m3时胶塞重合，替浆至15.2 m3时前置液出管鞋，替浆至45.2 m3时水泥浆出管鞋。泵压由20 MPa升至23 MPa实现碰压，泄压无回流，拆水泥头。接着循环排混浆4.2 m3后上起500 m关井候凝。关井候凝期间正挤钻井液15 m3，套压由8.6 MPa升至9.5 MPa再降至9 MPa再升至9.6 MPa，此后每2 h正挤0.5 m3。

5.2 反挤水泥浆施工

待正注水泥浆稠化后附加3 h，对喇叭口进行试挤。关井试挤钻井液20 m3后停泵立压20 MPa降至9 MPa，套压11 MPa降至8.2 MPa，开井循环、钻具上提350 m准备反挤固井。反注水泥浆施工作业见表1，注水泥浆12.3 m3时前置液出中心管，正挤后置液0.9 m3时前置液到喇叭口，正挤钻井液10.3 m3时前置液到5 285 m。正挤后置液2.3 m3时水泥浆出中心管，正挤钻井液20.9 m3时水泥浆到喇叭口，正挤钻井液35.3 m3时水泥浆到5 285 m。反挤水泥施工若有压力则在前置液出挤注管柱10 m3后关井，正挤后置液、钻井液至后置液出挤注管柱，预留水泥塞300 m，环空反挤挤入其余水泥浆；反注水泥施工若无压力，液面不在井口，派液面监测队监测液面位置，关井正挤前置液、水泥浆、后置液、钻井液，将后置液替出钻杆鞋后，根据检测液面位置确定起钻高度，关井侯凝，水泥浆稠化后灌满井筒。

6 结论

1）面对本井复杂情形，首要任务是确保套管顺利到位。固井时在不发生漏失情况下力求水泥浆全填充；若发生漏失，采用正注反挤固井工艺，实现套管“穿鞋戴帽”，能封隔高压水层和封固盐层。

2）在裸眼段居中度差、严重影响顶替效率、可能存在钻井液窜槽的情况下，使用固井辅助模拟软件，优化浆体性能、合理选择固井排量，大大提高了井底以上有效封固长度，实现了“穿好鞋”。

表1 反挤施工作业表

3）依靠控压技术“控漏防溢”，保障固井安全、实现高压水层的封隔。在不具备一次上返固井条件时，正注水泥浆稠化后进行反挤固井施工，实现套管的有效封隔，为后续作业创造有利条件。

[1]安少辉,刘爱萍,邹建龙,等.LG37井Φ177.8 mm×Φ193.7 mm复合尾管悬挂固井技术[J].石油钻采工艺,2010,32(2):103-105.

[2]郭启军,周 仕.阿姆河右岸Pir21井窄窗口尾管固井技术[J].钻采工艺,2009,32(3):112-113.

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