裸眼事故复杂高压气井注侧钻水泥塞技术

党冬红，宋元洪，吴永超，王冲，韩革委，吴晋波，尹璐

（1.渤海钻探第一固井公司，河北任丘062552；2.渤海钻探油气测试公司，河北廊坊065007 ；3.长庆油田分公司第二采油厂,甘肃庆阳745100）

SBC-200井是委内瑞拉东部油气田内的一口复杂高压油气井。该井井身结构：φ508 mm表层套管 ×360.98 m+φ339.7 mm技术套管 ×2174.39 m+φ244.5 mm技术套管×4864 m。四开为φ215.7 mm 井眼， 使用油基钻井液体系， 钻至井深4945.12 m 卡钻， 落鱼位置 4897.56～4926.83 m， 鱼顶距φ244.5 mm套管鞋35.53 m；最大井斜25.23°；井下静止温度132 ℃。使用多种方法处理，未解卡，爆破松扣套铣至井深4897.56 m， 对35.53 m裸眼段实施注高强度侧钻水泥塞作业。该井四开钻遇11套砂岩储层和漏失层， 钻井液密度1.415 g/cm3发生油气侵， 低排量循环压井， 将密度提高至1.44 g/cm3建立井下压力微弱平衡，当量密度1.49 g/cm3井下漏失。地层平衡压力69.52 MPa；漏失压力为71.94 MPa。四开油基钻井液密度为1.44 g/cm3，漏斗黏度为 50 s， API滤失量为 6 mL，φ600、φ300、φ6、φ3流变读值分别为 56、 33、 7、 6， 静止 10 s、 10 min、 30 min 的φ3读值分别为 9、 15、 19，塑性黏度为23 mPa·s，动切力为10 Pa；含油量为73%，固相含量为24%，含水量为3%。

1 技术难点

1）侧钻水泥塞裸眼段长仅为35.53 m，侧钻点在φ244.5 mm套管鞋以下3 m，侧钻的新井眼轨迹，既不能出现大井斜变化率的“狗腿”现象，又要避开钻具落鱼。长时间处理卡钻事故，形成“大肚子”或键槽状不规则井眼，注水泥作业顶替效率低，油基钻井液遗留，水泥混窜污染使强度下降，水泥与地层胶结能力差，不能满足侧钻强度要求。

2）储层压力高，油气活跃，地层承压能力低，安全密度窗口窄，注水泥塞过程中的压稳和防漏矛盾突出。水泥浆稠化失重期，井下静液柱压力下降，压力失衡，易导致气窜和井喷事故；施工动液柱压力高，易发生井漏，注水泥塞失败。

3）油基钻井液与水泥浆相容性差，两者接触，钻井液破乳稳定性降低；水泥浆受油基钻井液污染，流动性变差，稠化时间延长甚至超缓凝，水泥石强度降低；油基泥饼的非亲水性，水泥界面胶结能力差，影响水泥塞质量。

2 优化固井前置液体系

2.1 前置液设计原则

该井前置液设计原则有以下几方面。①良好的相容性。前置液对油基钻井液有良好的稀释、溶解、置换作用，与水泥浆有良好的相容性，前置液与两者接触混合后有良好的流动性。②漏层封堵作用。封堵孔隙漏道，阻止水泥浆漏失和滤失，确保浆体性能和水泥返高。③改善界面条件。前置液对井壁有良好的冲洗效果，能够促使油基泥饼亲油性向亲水性的润湿翻转，提高水泥界面胶结能力。④良好的隔离、顶替效果。利用液体间密度差浮力效应，胶凝强度差拖曳和黏性推移作用，及有效接触时间的作用原理，提高顶替效率，满足ρ（钻井液）＜ρ（隔离液）＜ρ（水泥浆）和PV（钻井液）＜PV（隔离液）＜PV（水泥浆）的阶梯差。⑤调节液柱压力。使用合理的前置液组分结构、密度和用量，建立井下压力平衡。发挥压稳防漏作用，确保施工安全和质量。

2.2 前置液组成及配方

前置液组分：油基冲洗液+硅酸钠水溶液+硅粉加重隔离液。其中油基冲洗液配方：74%柴油+20%溶解稀释剂+5%乳化剂+1%BCS-010L表面活性剂；硅酸钠溶液：清水+55%硅酸钠[1]；加重隔离液：清水+2.5%BCS-010L+2.5%BCS-021稀释剂+0.1%GW-4悬浮剂+0.1%G603消泡剂，用硅粉加重至设计密度。

2.3 前置液各组分功能

油基冲洗液密度为0.96 g/cm3，冲洗隔离钻井液，溶解稀释井壁油污，实现井壁油基泥饼向亲水性的湿润反转，改善水泥与井壁胶结条件[2]。 浓度55%硅酸钠水溶液，密度为1.26 g/cm3，渗透到井壁泥饼或地层孔隙中，与钙、镁等离子反应生成硅凝胶絮凝物，增强泥饼密实性和强度，改善泥饼质量；沉淀堆积在孔隙喉道内发挥胶凝堵漏作用；硅酸钠溶液有较强去油污清洗作用，能提高井壁清洁效果；硅酸钠对水泥中氧化物有活化作用，吸附在井壁上的硅酸钠，可促进水泥强度发展，增强水泥界面胶结强度[1]。硅粉加重隔离液，密度为1.67 g/cm3，充分隔离驱替硅酸钠溶液，避免与水泥浆接触污染促凝增稠，导致“插旗杆”事故；隔离液中的硅粉，在井眼环空上返流动过程中，对井壁产生冲刷作用，清除井壁油污和虚厚泥饼，改善水泥界面胶结环境；硅粉颗粒在漏层孔隙喉道内堆积，发挥桥堵作用；硅粉是隔离液和耐高温水泥浆的共同外掺料，使两者具有良好的相容性[3]。

2.4 性能分析

前置液与钻井液具有良好的相容性和稳定性。前置液中隔离液的密度、塑性黏度和动切力大于钻井液和硅酸钠溶液，能够发挥较好的密度差的浮力效应，胶凝强度差拖曳和黏性推移作用，辅以较大用量和较长的接触时间，隔离液能够对油基钻井液产生较高的顶替效率。

3 水泥浆体系设计

3.1 水泥浆性能优化

该井侧钻水泥塞作业对水泥浆性能提出以下要求。①水泥石强度。该井深度大，地层压实性较强，岩性硬度高，回填侧钻塞的水泥石要有较高强度，以满足侧钻要求。②低失水。失水可造成水泥浆的液相丢失，成分改变，浆体性能偏离设计要求，浆体增稠，胶凝强度快速增高，流动性降低，施工压力增大，增加施工井漏风险；失重期延长，气窜风险增大；稠化时间缩短，易导致“插旗杆”卡钻事故。低失水可使浆体固相颗粒间充满液相，降低颗粒间的空隙度，阻止地层流体的入侵，提高水泥浆防气窜能力[4]。③良好的流变性。降低施工流动阻力和施工压力，提高施工安全性，降低作业风险；管柱内水泥浆壁面阻力小，管柱起出过程中水泥浆迅速下落，填充钻具体积遗留空间，保证水泥塞的密实性和强度；良好的水泥浆流变性、较高的塑性黏度和动切力，利于提高水泥浆对前置液的驱替效果，减少隔离液与水泥浆的混窜量，确保水泥浆性能稳定。

3.2 水泥浆配方及性能

依据紧密堆积理论，优化固相颗粒间的粒径配比，提高PVF堆积体积分数，减小固相颗粒缝隙，降低液固比和游离水量，提高浆体致密性、稳定性、润滑性和水泥石强度[5-7]。经室内大量的摸索实验，优选出如下配方：“B”级油井水泥+ 25%硅粉+10%微硅+ 0.3% CF40S分散剂+1% G60S降失水剂+1% BXR-300L高温缓凝剂+0.1% G-603。该水泥浆密度为 2.04 g/cm3,塑性黏度为 96 mPa·s， 静切力为 6/16 Pa/Pa， 动切力为 11 Pa；析水为 0， API失水42 mL， 30 Bc、 70 Bc稠化时间分别为412 min和 420 min， 12 h、 24 h、 36 h 超声波强度分别为22.9、 25.4、 35.2 MPa。

3.3 浆体分析

水泥浆分别由水泥、硅粉和微硅3种不同粒径固相材料级配，实现了固相颗粒间的紧密堆积，缩小了颗粒间空隙，提高了水泥浆密实性，36 h水泥石强度达到35.2 MPa，满足侧钻高强度要求。水泥浆的液固比降低，自由水含量减少，析水和API失水更容易控制，相同失水量情况下，浆体密度由常规1.87 g/cm3提高到2.04 g/cm3，G60S降失水剂加量由原来的3.5%减少到了1.0%，降失水剂用量减少71.4%，且水泥浆仍然保持良好流动性。由此证明：优化颗粒级配，不但能够控制浆体失水，改善水泥浆的密实性，提高水泥强度，而且颗粒间的球体堆积，固相颗粒间的相互滚动润滑，能改善浆体的流变性依据水泥浆性能系数公式计算，SPN系数仅为1.5，水泥浆具有良好的防气窜能力。分析得出，该水泥浆体系具有优良的综合性能，满足侧钻水泥塞施工要求。

4 施工液柱设计

4.1 设计原则

该井地层孔隙压力高，漏失压力低，安全密度窗口窄。依据压力平衡原则，设计液柱结构。即注替过程中最大动液柱压力小于地层漏失压力；低密度油基冲洗液和硅酸钠水溶液进入环空后的动液柱压力大于地层孔隙压力；水泥浆稠化失重期的液柱压力大于平衡压力。依此计算各类浆液段长和用量，实现压稳防漏。

4.2 井下压力平衡设计

钻井过程中钻井液密度为1.415 g/cm3发生气侵， 储层孔隙压力为68.56 MPa；循环压井钻井液密度调整到1.44 g/cm3， 建立井下压力微弱平衡， 地层平衡压力为69.52 MPa；当动液柱压力为71.93 MPa时， 井下出现漏失现象；按施工排量为16 L/s计算，施工环空循环流阻为0.63 MPa。注水泥塞液柱设计为：油基冲洗液密度为0.86 g/cm3，套管内段长54 m；硅酸钠溶液密度为1.26 g/cm3，套管内段长68 m；隔离液密度为1.67 g/cm3，套管内段长217 m；水泥浆回填封固段4896.34～4681.90 m，段长214.44 m，失重状态下当量密度为1.05 g/cm3。油基冲洗液和硅酸钠溶液进入环空后的动液柱压力为69.73 MPa，大于地层平衡压力69.52 MPa；注替终了动液柱压力为71.53 MPa，小于漏失压力71.93 MPa；注替结束管柱起至加重隔离液顶部，将油基冲洗液和硅酸钠溶液循环出井后，继续循环钻井液直至水泥浆稠化，水泥浆失重时液柱压力为69.83 MPa，大于地层平衡压力69.52 MPa。综合以上数据，注水泥塞作业全过程能够实现压力平衡，压稳油气层，避免漏失情况发生。

5 配套措施

注水泥塞管柱结构为：φ88.9 mm×壁厚6.45 mm油管×长度410 m +φ127 mm钻杆。薄壁6.45 mm油管壁体积仅为1.72 L/m，管柱排开水泥浆量少，内径尺寸大，管柱内水泥浆下沉流阻小。且薄壁油管抗拉强度低，一旦发生卡管柱事故，处理简单，经济损失小。采取的技术措施有以下几方面。①注水泥塞作业过程中，以20～30 r/min的速度转动钻具，搅动不规则井筒内钻井液，使其旋转流动，降低钻井液静切力，提高水泥浆对钻井液和前置液的顶替效率。②以16 L/s低排量施工，降低施工流阻，确保作业过程中的动液柱压力小于地层漏失压力；利用塞流的平推作用，提高环空顶替效率。③依据施工管柱内外压差，控制合理的平衡液密度和用量；精确计量替浆量，确保管柱内外压力平衡，水泥浆不混窜污染。④注替结束，管柱在水泥塞段内时，起钻控制较低的上提速度，使油管内的水泥浆有充足时间下沉流出管内，填充油管起出后的余留空间，确保水泥塞的密实性。

6 现场施工

通井至鱼顶深度，大排量循环洗井，携带干净井下岩屑，在井壁稳定前提下，调整钻井液黏度和切力至最低值；起钻下入注浆管柱至设计深度，以20～30 r/min的速度转动钻具，循环调整钻井液2～3周；注入密度为 0.86 g/cm3油基冲洗液 2.0 m3，密度为1.26 g/cm3硅酸钠水溶液2.5 m3，密度为1.67 g/cm3硅粉加重隔离液8.0 m3，密度为2.04 g/cm3水泥浆8.0 m3；注后置平衡液1.6 m3，油基冲洗液1.1 m3和设计量的钻井液；起管柱至隔离液顶部位置，循环钻井液直至水泥浆稠化，关井侯凝36 h，下钻探修水泥塞面，水泥强度达到侧钻要求。

7 结论

1. 裸眼事故复杂高压气井注侧钻水泥塞作业，建立施工全过程的井下压力平衡，是施工安全和成功的前提。

2.优化水泥浆配方，实现浆体高致密、高强度、低失水，是窄密度窗口高压气井注侧钻水泥塞的基础。

3．环空替净封实，实现油基泥饼向亲水性的湿润翻转，是保证水泥浆高强度和胶结质量的关键。