固井滑套新工艺在自203井的应用

王纯全 帅春岗 吴海泉

1. 中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司 2. 中国石油西南油气田分公司采气工程研究院

自203井是位于威远中奥陶系顶部构造南翼志留系龙马溪组页岩的一口开发井。四开采用Ø215.9 mm钻头钻至4 682 m完钻，A点垂深2 984 m，B点垂深2 894 m，水平段1 500 m。自203井为上倾井，水平段井斜在93°～95°范围，钻进时起下钻困难。为验证井筒完整性和提高完井时效，采用延时压差固井滑套和投球固井滑套的新工艺。

1 固井滑套选择

套管固井滑套有4种打开方式，与传统的裸眼分段压裂、水力喷射压裂、射孔压裂等技术相比，具有施工压裂级数不受限制、管柱内全通径、无须钻除作业、利于后期液体返排及后续工具下入、施工可靠性高等优点[1]。固井滑套定点压裂的产量比传统多级桥塞射孔联作的产量多[2]，并在大牛、苏里格、东胜等气田广泛应用于非常规油气藏的增产改造[2-7]。破裂盘式的压差启动滑套由于绝对压力设置和现场施工限制等原因，在威远页岩气区块开启成功率不足40%，且不能在开启前进行套管完整性试压30 min的验证。延时压差固井滑套可以解决这个问题，自203井采用延时压差固井滑套＋投球固井滑套固井工艺。

2 固井滑套工艺

2.1 固井滑套

1）延时压差滑套，由于有延时功能，达到开启压力后可以继续提高压力进行套管试压，如果试压过程中有问题可以及时泄压整改后再次试压（表1）[8]。

2）投球滑套（表2）

3）碰压座及飞镖胶塞

由于投球滑套内径明显小于套管内径，常规的固井胶塞有可能提前开启投球滑套而形成固井短路循环，采用配套的飞镖胶塞和碰压座（表3）。

4）套管串结构

浮鞋＋套管×5根＋碰压座＋套管×2根＋延时压差滑套＋套管×2根＋延时压差滑套＋套管h2根＋投球滑套＋套管×2根＋投球滑套＋套管h2根＋投球滑套＋套管，每根套管加放1只外径205 mm刚性扶正器。

2.2 配套措施

1）由于套管串刚性增加，下入套管前采用钻头＋划眼扶正器＋钻铤＋划眼扶正器＋钻铤＋划眼扶正器＋钻铤＋钻杆的通井组合措施，刚度系数匹配法[9-10]，通井钻具与套管串刚度之比为1.85，大于经验值1.5。

2）飞镖胶塞刚体外径只有38 mm，而常规水泥头的档销与内腔之间间隙达50 mm，采用与飞镖胶塞匹配的非常规水泥头。

3）延时压差滑套启动压力设计值为107.25 MPa，考虑误差因素固井施工控制施工绝对压力＜95 MPa。为保证飞镖胶塞达到碰压座而碰压，顶替施工应连续且排量＞0.6 m3/min。

表 1 延时压差滑套性能参数

表 2 投球滑套性能参数

表3 飞镖胶塞及碰压座尺寸

3 应用效果

3.1 固井施工

套管串顺利下到位，延时压差滑套位于井深4 576 m（垂深2900 m）。按照固井设计泵注密度为2.2 g/cm3隔离液20 m3，试压55 MPa，注冲洗液4 m3，密度1.0 g/cm3；注缓凝水泥浆30 m3，密度2.25 g/cm3，快干水泥浆48 m3，密度1.90 g/cm3；替清水48.3 m3，密度1.0 g/cm3，38.5 MPa碰压至50.5 MPa。施工连续，控制延时压差滑套处绝对压力＜90 MPa（图 1）。

图1 自203井固井施工监测曲线

完井时顺利通井至投球滑套上11 m井深处，电测固井质量，设计封固井段优质率90.7%。

3.2 完井作业

一个月后，套管试压分别35 MPa，70.5 MPa，78.2 MPa（设计延时压差滑套开启压力），升至94.7 MPa稳压30 Min，验证了井筒的完整性，44 min后延时压差滑套开启（图2）。分别投球后逐一开启投球滑套，与设计一致。

3.3 延时压差滑套在威远区块的应用

在威 204H11-5、 威 204H11-6、 威 204H10-3、威204H10-2等井均采用了一个延时压差滑套，完井时完成套管试压后均成功开启。延时压差滑套开启成功率达100%，与前期开启成功率不足40%的破裂盘固井滑套相比，大幅提升了固井滑套开启的可靠性。

图2 自203井套管试压及滑套开启作业曲线

4 结论

1）通井组合、配套水泥头、控制施工压力、连续顶替等固井工艺措施确保自203井固井滑套的固井工艺成功。

2）延时压差滑套开启的可靠性高，且解决了井筒完整性验证问题和提高了完井时效，可以在页岩气推广使用。