摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。在塔河油田深井超深井油气勘探开发中，由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。在受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响下，出现了更多的超深井窄间隙尾管固井技术。因此加强对超深井窄间隙尾管固井技术的探讨与研究，对加快西北油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：超深井；窄间隙；尾管固井
1、前言
在石油可采、易采储量不断减少的情况下，各大油田勘探开发已向复杂地层、超深井方面发展。由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响，部分井被迫采用“非常规”的井身结构。
在塔河油田深井超深井的油气勘探开发中，限于井身结构，揭开目的层通常采用小尺寸井眼，加之后期生产对下入油管尺寸大小的要求，固井工程作业中不可避免地遇到小井眼、窄间隙固井问题。
2、窄间隙尾管固井的难点及技术措施
2.1难点分析
（1）套管下入风险较大
油层埋藏深度>7000m；个别井处于构造边缘，地层特性差，带有井斜、井漏、局部缩径，井壁稳定性差，事故多发等复杂情况；侧钻井、定向井、水平井井斜大，存在不同程度的狗腿度；小井眼窄间隙入井扶正器使用受限；窄压力窗口等复杂情况增加了套管下入难度，套管不能下至设计井深而导致目的层位漏封。
（2）套管居中度差
对于侧钻井来说井斜偏大，一般小井眼固井下入无接箍套管，不下扶正器，在拉力和自重作用下，大斜度井段套管与上下井壁大面积接触，套管严重偏心，套管居中度难以保证。
（3）井深、井底温度高，顶部固井质量差的问题
超深井产层大都在7000m以上，井底静止温度达到150℃以上，尾管固井一次性封固井段长大多井在2500m以上，上、下部温差最高可达60℃。低密度领浆低温下强度发展缓慢或长时间不凝，造成上部固井质量差是。因此，对水泥浆体系及其外加剂性能提出更高的要求。
（4）环空间隙小，水泥环薄
如Φ190.5mm井眼与Φ168.3mm套管形成的间隙仅11.1mm，远小于常规固井所要求的套管外环空的最小间隙值19mm，如此薄的水泥环的抵抗外载的能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度的要求更高。
（5）排量受限，顶替效率差
部分井段井壁不稳定，井径扩大率高，下部井眼环空间隙小，套管易偏心，循环摩阻大，泵压高，导致替浆排量低，难以实现紊流顶替，顶替效率低，影响着水泥环胶结质量
（6）环空摩阻大，施工压力高
小井眼、窄间隙井的环空间隙小，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压升高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。
（7）高压防窜问题
在三高深井固井中，普遍面临地层高压、气层多、气层分布段长、气显示活跃、灰绿岩地层出盐水。同时桑塔木组地层存在微裂缝，地层出高压盐水。顺北1-4H井泥浆密度1.73g/cm3出盐水，1.76g/cm3发生漏失。
2.2技术措施
针对塔河油田超深井窄间隙尾管固井存在的难点，从井眼、泥浆、水泥浆、前置液等方面着手，设计和落实以下技术措施:
（1）为防止固井漏失及压稳油气层需要，最后一次通井对地层进行承压，结合考虑施工时窄间隙的的动摩阻，承压值选择≥8MPa。
（2）下套管前，用扶正器或六棱通径规通井，确保套管能顺利下入。
（3）采用刮管工具对悬挂器坐挂位置处的进行刮管作业，确保悬挂器坐挂成功。
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（4）钻具送放尾管进入裸眼段后，严格控制套管下放速度，防止激动压力过高压漏地层。
（5）注水泥前充分循环洗井并处理泥浆；固井前注入不含油泥浆；注入驱油冲洗液及加重隔离液，改善胶结界面，提高第一、第二界面的胶结质量。
（6）为保证重叠段的封固质量，及保证凡尔失灵后重叠段还有水泥，水泥浆量附加足够。即使倒返管内外同平后，也使重叠段还要有水泥。
（7）采用整体硫化钻杆胶塞进行替浆作业，为了防止套管鞋替空事故，要求井底要多留水泥塞，人工计量到量即停。
（8）在水泥浆中加入35%的石英砂来防止高温水泥石的衰退，严格控制失水小于50mL，加入稳定剂来提高水泥浆的稳定性，适当减少水泥浆的流性指数，增大稠度系数，提高壁面剪应力，提高顶替效率。
（9）优选高温智能缓凝剂在一定加量范围内对温度、水质、水泥质量的变化能进行自我调节，保持水泥浆性能基本不变，在密度±0.05g/cm3或温度±5℃范围内，水泥浆稠化时间±30min以内。温差在60℃左右，水泥浆的早期强度发展快，24小时顶部强度能达到3.5MPa以上。
3、现场应用案例
以顺北1-9井及顺北5-3井为试验井，全面落实上述固井质量保证技术措施，两井均采用抗高温液硅防气窜水泥浆体系及前置液体系，其配方、性能及特点如下。
3.1固井液体系构成及性能
（1）水泥浆配方组成及性能
配方:AG水泥+40%SiO2+5%WG+3.5%JH-33S+0.3JHJZ+1.5%JH-401+ 1.2%JH-403+2.4%JH-8S+8%液硅JH-SCLS+42%水，该水泥浆体系具有良好的沉降稳定性，有利于保证凝固的水泥石基质均匀、防止沉稳窜槽的产生。其稠化过渡迅速、强度发展快，有利于压稳地层流体，防止层间窜。
（2）前置液组成及性能：冲洗液：井场水+驱油剂+缓凝剂，隔离液：井场水+隔离剂+加重剂+缓凝剂，前置液体系具有良好的高温沉降稳定性，优秀的泥饼冲蚀效果及界面润湿能力，有利于改善水泥环的界面胶结强度，提高小井眼窄间隙下水泥环的抗冲击能力。
3.2固井质量分析
对于超深井窄间隙尾管固井，为确保压稳和提高水泥石胶结质量，在拔出中心管后，均采用起钻反循环再关井蹩压候凝方式。水泥塞满足设计要求，套管试压合格。其CBL曲线经评定两口窄间隙尾管固井质量均为优秀。
4.认识和体会
通过塔河油田顺北1-9井及顺北5-3井的成功应用，对塔河油田超深井窄间隙尾管固井有如下认识：
（1）最后一次通井对地层进行承压，有效预防了固井漏失，也为后期蹩压候凝，压稳油气层创造了有利条件。
（2）对泥浆降粘、降切，增强润滑性，降低了下套管摩阻，保证套管顺利到位，也降低了泥浆流动时的摩阻，有利于预防固井漏失的发生。
（3）进行刮管作业，确保了悬挂器坐挂成功。
（4）井底温度高，设计合理的浆柱结构，防止事故的发生。
（5）化学冲洗液改善了两胶结界面，蹩压候凝，防止油气水窜的发生，保证了固井质量。
（6）优选固井工具和套管附件，确保性能良好。
参考文献
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论文作者:谷云峰
论文发表刊物:《基层建设》2019年第12期
论文发表时间:2019/7/17
标签：水泥浆论文; 套管论文; 深井论文; 间隙论文; 地层论文; 塔河论文; 水泥论文; 《基层建设》2019年第12期论文;