顺北1-AH井二开长裸眼固井技术

孙荣，张猛

1.中石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆轮台，841600； 2.中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，河南郑州，450042

0 引言

自顺北1-XH井实现油气突破后，顺北油田成为中国石化西部资源战略接替的重要阵地。由于顺北区块油藏埋藏深，钻井一般采取四开制，二开为长裸眼钻穿多套压力体系[1]。顺北1-AH井二开钻遇石炭系卡拉沙依组、二叠系、三叠系级以上裸眼地层，二开钻进过程中钻井液密度为1.12～1.24g/cm³，发生两次失返性漏失[2]。本文通过分析顺北1-AH二开技术套管下入、固井过程中的难点，结合各项针对性质量控制措施的实际应用，取得了良好的效果，对本地区深井二开长裸眼固井有了新的技术保障。

1 固井主要难点

（1）套管尺寸大，裸眼段长、上部地层地质层序完整[3]，地层砂泥岩互层，下套管过程阻卡风险高。

（2）环空容积大，水泥浆在低排量下难以实现紊流流态，顶替效率低，易发生窜槽，不利于水泥石胶结，从而影响固井质量。通过软件模拟数据计算，该开固井环空顶替效率整体较差，最低仅为60%，其中4360～4750m环空处有大段泥浆未被顶替干净。

（3）顺北油田1号断裂带由于地质构造复杂，钻井中存在系列钻井技术难题，其中最为突出的是二叠系火成岩漏失难题[4]。二叠系地层压力低，钻进期间发生两次失返性漏失，下套管和固井过程复漏风险高，影响水泥浆返高，固井质量难以得到有效保障。

2 固井技术措施

2.1 通井技术措施

通过对比通井管串和套管串的刚度模拟，并以通井管串的刚度大于套管串刚度为原则，进行通井钻具组合的。通过模拟刚度，同时结合现场实际钻具情况，优选333.38mm牙轮+228.6mm钻铤×9.5m+330mm扶正器×0.5m+228.6mm钻铤+ 330mm扶正器+139.7mm钻杆串的钻具组合进行通井，得出刚度比M为1.98，大于1，刚度比M用公式（1）进行计算。

在通井过程中，对缩颈、遇阻、狗腿度化大的井段反复划眼，达到起下钻顺畅的目的。通井到底循环洗井，彻底清洁井眼，降低钻井液摩阻，以减小下套管摩阻。由于该类型井的裸眼段长、下套管时间长，所以在固井前需要调整钻井液性能。通过加入抗高温材料、改善钻井液触变性等措施来满足套管的安全下入和到位后的正常顶通循环要求[5]。同时在二叠系及以下井段封入15%细颗粒堵漏浆来提高井壁承压能力，并加入适量固体润滑材料，确保井眼稳定性并进行钻井液触变性和老化性实验。

2.2 下套管技术措施

（1）封隔式分级箍设计。该井273.1mm套管下深大于5000m，钻遇二叠系低压力地层，且固井施工一次性水泥浆量较大，封固段上下温差大，水泥浆性能不易调节。综合考虑以上因素，采用封隔式分级箍[6]。分级箍设计安装在二叠系地层以上较为规则的泥岩井段，保证涨封效果。

（2）分段顶通循环设计。为降低下套管过程的激动压力和套管到位后的开泵顶通压力，从而降低漏失风险，在下套管过程中采取多段中途循环措施，根据实测井径选择中途循环，排量控制在1.0m³/min以内，泵压在5MPa以内。在循环过程中采用缓慢提高排量的方法，每次循环不少于一个迟到时间，充分破坏泥浆结构力，确保钻井液性能与下套管前一致。

（3）套管下放速度设计。套管下放过程中，是造成井漏的重要因素，控制套管下放速度能减少激动压力。以钻进排量为基准点，保证下套管环空返速不大于钻进钻具组合中最大尺寸钻铤处返速为原则，设计下套管速度，公式（2）为钻进期间的钻井液上返速度，公式（3）为下套管期间的套管下放速度。

以下套管期间的环空返速不大于钻进期间的环空返速为原则，计算套管的下放速度并附加一定的安全系数进行本井下套管速度设计。

2.3 顶替效率设计

（1）优化扶正器选用及加放，采用整体式弹性扶正器替换普通刚性扶正器，增加环空过流面积及最大化居中套管，通过软件模拟居中度数据如图1和图2所示。

通过软件模拟扶正器加防后的居中度来看，图1的扶正器设计为4600m，以深井段每4根套管安放1只树脂旋流扶正器、其余井段每5根套管安放1只整体式弹性扶正器，居中度在50%～80%之间。图2的扶正器设计为4600m，以深井段每3根套管安放1只树脂旋流扶正器、其余井段每4根套管安放1只整体式弹性扶正器，居中度在60%～90%之间，为提高顶替效率，采用图2的扶正器居中度设计。

（2）合理选用前置液类型并增加用量，采用提黏高效冲洗液+纤维堵漏加重隔离液，确保接触点井段钻井液和虚泥皮能得到冲刷和驱替的同时起到一定堵漏作用，从而提高井壁稳定性和套管润湿性，提高固井质量[7]。此外，考虑井下安全，隔离液密度尽可能达到ρ隔离液=0.5*(ρ钻井液+ρ水泥浆)，同时为提高顶替效率，满足环空流体流变性阶梯级配、环空流体层层推进的原则，隔离液动塑比满足式（4）：

表1 一级水泥浆性能

表2 一级水泥浆稠化实验

选用与钻井液具有良好相容性的隔离液和水泥浆体系，能有效避免水泥浆受钻井液污染。室内优化隔离液体系，在低排量下易达到紊流，前置液用量需满足紊流冲洗接触时间不少于10分钟，且在安全前提下尽可能提高紊流接触时间。隔离液按幂律流变模式设计，用量如式（5）所示：

式中，Vsp——隔离液用量，m³；Qc——紊流临界排量，m³/min；t——紊流接触时间，min。实际应用中，为保证界面冲刷效果，加重隔离液均按紊流用量的1.5倍设计，充分冲洗井眼。

2.4 水泥浆配方及性能

（1）采用双级固井工艺。一级固井水泥浆采用双凝双密度体系，领浆采用高抗挤（12000PSi）漂珠低密度水泥浆体系。配方：水泥（KG）+30%微硅(Msi)+10%膨胀剂（DZP-T）+53%玻璃微珠（Y12000）+2%稳定剂（DZW-T）+24%降失水剂（SCF180）+1%早强剂（H-T）+0.5%缓凝剂（SCR-4）+0.5%消泡剂（DZX）+165%水，降低井底静液柱压力，确保漏失井段当量密度在安全范围，减少漏失风险；尾浆选用自愈合短候凝水泥浆体系，配方：水泥+8%自愈合乳液（0SP）+1%胶乳稳定剂（SD-1）+3%降失水剂（SCF180）+1%缓凝剂（SCR-4）+1%消泡剂（DZX）+33%水，封固井段4850～5088.7m保证尾浆段固井质量。固井前钻井液密度调整：固井前将钻井液密度调整至1.22g/cm³，最大限度降低液柱压力，减少漏失风险。

治疗失败患者方案的选择原则是更换至少2种，最好3种具有抗病毒活性的药物（可以是之前使用的药物种类中具有抗病毒活性的药物）；任何治疗方案都应包括至少一个具有完全抗病毒活性的增强PIs加用一种未曾使用过的药物（如 INSTs、FIs）。

根据软件模拟ECD（井底循环当量密度，下同），优化施工排量、压力等参数；降低施工过程液柱激动压力，减少漏失风险。一级固井注替浆排量控制在1.0m³/min，降低固井施工过程中的漏失风险。

图3中一级ECD模拟数据显示，施工排量为1.0m³/min时，井底最大ECD为1.282g/cm³，最小为1.251g/cm³；4648m处最大ECD为1.268g/cm³，最小为1.237g/cm³，能够有效防止漏失。

（2）二级固井采用正注反挤工艺。二级正注固井水泥浆优选高抗挤微珠低密度水泥浆体系，平均密度1.35g/cm³，以降低静液柱压力，减少漏失风险，保证分级箍位置全封固。二级反挤固井水泥浆防沉降常规水泥浆体系的平均密度为1.90g/cm³，可提高液相黏度，保障水泥浆沉降稳定性，从而提高套管重叠段和井口固井质量。

图4中的二级ECD模拟数据显示，施工排量为1.5m³/min时，分级箍处最大ECD为1.566g/cm³，最小为1.272g/cm³，因此固井施工排量需要下降。

3 应用效果

3.1 下套管作业

套管串组合：300mm浮鞋+273.1mm套管× 22.501m+297mm浮箍×0.488m+273.1mm套管× 22.391m+297mm浮箍×0.488m+273.1mm套管× 22.35m+297mm碰压短节×0.288m+273.1mm套管×6 5 9.2 9 2 m+31 0 m m封隔式分级箍× 4.128m+273.1mm套管×1133.341m+273.1mm定位短节×2.068m+273.1mm套管×3221.423m。

分级箍位置选择：根据测井井径，选择在4356.144～4360.272m放置封隔式分级箍，该井段井径扩大率为2.8%～4.4%。

扶正器安放：4600m以上深井段，每3根套管安放1只树脂旋流扶正器、其余井段每5根套管安放1只整体式弹性扶正器，分级箍位置上下3根套管各安放1只树脂旋流扶正器+2只整体式弹性扶正器，在确保套管居中度的同时尽量减少扶正器对井壁的刮擦。

下套管速度控制：通过计算并附加一定安全系数，即1500m以上井段单根纯下放时间＞90s、3000m以上井段单根纯下放时间＞150s、3000m以下井段单根纯下放时间＞180s，进入二叠系易漏段后单根纯下放时间在＞180s的前提下可再放慢速度，同时缩短套管在裸眼段的静止时间。下套管过程中分段顶通循环6次，下套管耗时79小时到位，顶通排量3L/s，压力3.7MPa，全程无漏失。

3.2 固井施工

一级固井前置液使用为提黏高效冲洗液+纤维堵漏加重隔离液，一级使用10m³提黏高效冲洗液和30m³纤维堵漏加重隔离液，二级使用10m³高效冲洗液，在有效冲刷井壁提高顶替效率的同时也起到了一定的堵漏效果，降低了漏失风险。正注领浆30m3、尾浆15m3、替浆205m3未能碰压，施工压力最高6MPa。投入重力塞80min后开始开泵逐级蹩压涨封封隔器，压力0↑9↑11↑13MPa，涨封成功后，继续打压至15.4MPa，分级箍成功开工，开始循环1m³/min，压力1.5MPa，侯凝24h开始二级固井。

二级固井前大排量（1.5m³/min）循环验证井眼ECD数据，固井过程控制最大排量小于循环排量（1.3m³/min），确保井内ECD低于循环过程，最大化降低漏失风险。正注水泥107m³，替浆2 0 6 m³，到量碰压关闭分级箍循环孔6↑16.5MPa，稳压5min后进行套管坐挂。坐挂完成后从井口共挤入密度1.22g/cm³的泥浆2.5m³，排量0.2m³/min，压力0～13.06↓12.7MPa，挤破地层（折合当量密度2.102g/cm³），建立反挤通道，侯凝24h开始反挤作业，环空反挤75m3水泥，固井施工结束。

对测井CBL曲线图的分析：二开套管除井口后置液段外，整体封固率达到100%，合格率96.6%，一级井段固井质量为合格，二级井段固井质量为优质，充分达到预期目标。

4 结语

（1）通过刚度比模拟选择刚度大于套管串刚度的通井钻具组合，确保套管下入。

（2）通过调整固井液密度、优化钻井液性能、控制套管下放速度和施工排量等措施可有效降低漏层位置ECD，起到防漏作用。

（3）通过优化扶正器的选用和加放，可在一定程度上减少下套管过程对井壁的刮擦并提高环空过流面积，减小环空过流阻力。

（4）控制套管下放速度，降低下套管激动压力，可以从钻井液波动压力范畴来防漏，采用多段中途循环措施，排出井内老化泥浆，对降低下套管激动压力和套管到位后的顶通压力有利。

（5）结合软件模拟ECD，优化施工排量及压力控制，用数据计算出安全排量值，在固井前循环和固井过程注替浆时，控制最大排量小于安全值，以确保施工过程井内ECD在安全范围内，从而充分降低漏失风险。