摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。本文分析了该井固井技术难点及相应固井现场实践，包括水泥浆体系、前置液优化，套管扶正器加放，防漏压稳、可划眼高抗扭尾管附件选取，机械式可旋转尾管悬挂器送钻等技术分析及总结成功经验，可供此类具有复杂井况大位移井固井作业作为参考。
关键词：大位移井；技术难点；现场实践
引言：
垦利区块油田位于渤海南部海域莱州湾内，为复杂断块油田，沙河街组地面原油为轻～中质常规原油。此次完钻的这口井，目的是揭开主力含油层位沙三段设计完钻井深超过4500m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，井底温度达到90℃以上。
其中，12-1/4”井眼从1498m开始钻进，中完井深3699m，段长超过2000m，井底井斜58.33°，最大井斜60.12°。钻遇2处断层：断层1位于2226m，断距约20m；断层2位于2745m，断距约25m。其中断层2处钻进期间发生漏失后成功堵漏。9-1/2”井眼完钻井深4566m，3700m钻遇断层3，本井段含煤层较多，分别位于3889m～3890m、3891m～3892m、3918m～3919m、3965m～3966m、4192m～4193m、4221m～4222m、4232m～4233m、4249m～4250m、4262m～4263、4271m～4272m。
一、固井难点
1本井为大位移井，稳斜段比较长，循环过程中难以保证井眼清洁，易形成岩屑床，存在发生环空桥堵风险；
2本井斜度大，稳斜段比较长，存在下套管遇阻风险，尤其是7”尾管下放过程，避免出现提前做挂风险；
3本井存在3处断层以及大量煤层，12-1/4”井段还发生了漏失，因此要控制固井作业期间环空返速及井底当量，避免固井作业期间发生漏失。
4套管居中难。通常情况下为了减少摩阻，便于套管下入，一般会控制套管扶正器数量以降低风险，使套管居中度无法保证。
5水泥浆性能要求高，如密度、流变性能、自由水、失水等；水泥浆的稠化时间、井底循环温度需精准确认。
二、相应措施
1技术套管首重安全
本井12-1/4”井段段长超过2000m，中完钻井液密度均为1.40sg，因此在确保油气层段均达到有效封固的同时，降低井底当量密度，避免压漏地层。
①前置液设计：
优选前置液体系，使用“双作用隔离液”代替传统“隔离液+冲洗液”模式，降低冲洗液对井壁的冲刷。由于该井段发生漏失，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全。同时，调整隔离液密度及粘度，密度1.4sg与泥浆保持一致，粘度大于泥浆粘度20s。
②循环过程优化：
因本井段钻井期间发生漏失，根据完钻后通井期间井底最大循环排量，反推标准井眼（12-1/2”）与钻杆（5-1/2〞）环空返速是0.95m/s，循环期间先小排量打通，之后逐级提高排量循环，每次提排量幅度不超过0.4 m3/min，最大排量为1.60m3/min（标准环空返速0.92m/s）。循环结束时控制气全量在5%以下；
③优选水泥浆体系，优化配方性能：
在设计初期采用“膨润土+防窜聚合物”水泥浆体系三段浆柱结构。然而，经化验室对其所备添加剂样品进行化验时，发现前置浆与后置领浆相容性存在问题。
根据化验结果，以及现场实际情况，决定采用防窜胶乳聚合物水泥浆体系采用两段式浆柱结构，即：尾浆1.90sg、封固井底以上500m，领浆1.70sg，封固至上层管鞋以上100m。同时，根据现场投电石结果，计算井眼扩大率，合理优化水泥浆附加量，避免水泥浆泵入过量，导致井底压力过大，压漏地层。附表为化验室两种水泥浆相容性实验结果，图为垦利区块地层坍塌破裂压力系数
2生产套管安全质量兼顾
①尾管挂及附件选择：
采用WFD可旋转、防提前坐封尾管悬挂器，遇阻下压吨位不得超过10t，提活后再次尝试下放，如果通过继续下入，如不能通过，缓慢开泵，泵压不能超过R型送入工具液锁解除压力的70%。
尾管串加装扭矩环并使用可划眼式浮鞋，下入过程中可旋转下入。旋转时，设定顶驱停转扭矩，扭矩值为悬挂点测得扭矩值+套管扣最大抗扭值或悬挂器最大抗扭值其中最低值的70%。
②套管居中度及扶正器加放：
目前渤海湾尾管扶正器加放原则为：重叠段宜选用双弓弹性扶正器，裸眼段宜选用半刚扶正器；井底以上100m、油气层段及其上下100m井段，采用3根套管加2个扶正器，其它井段适当加放。因避免摩阻较大以及尾管旋转下入时导致弹性扶正器变形失效，参照前期大位移井资料，现场实际加放数量为井底以上100m、油气层段及其上下100m井段，采用3根套管加1个半钢扶正器，其它井段4-5根套管加1个半钢扶正器，全部采用半钢扶正器。
③前置液设计：
优选前置液体系，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全，增加隔离液占裸眼环空长度，减少对断层及煤层段泥饼的冲刷，密度与钻井液一致，粘度高于泥浆粘度10s；
④循环过程优化：
为保证井眼清洁风险。完钻后短起下入过程中分段扫入稠浆，携带井内沉积岩屑，达到起下钻通畅、顺畅，避免井底沉沙多，发生环空桥堵；本井尾管旋转下入到位后，循环2周，进行坐挂、脱手等作业。根据通井最大排量，反推标准井眼（8-1/2″）与钻杆（5〞）环空返速为1.34m/s。
⑤优选水泥浆体系，调配配方性能：
根据前期探井测试和取样资料，研究了垦利该油田的压力系统和温度系统。垦利油田压力系数1.01，温度梯度为3.0℃/100m，属正常压力和温度系统。
因此，确定水泥浆化验温度及井底静压：BHST为91℃，BHCT为73℃，BHP为5365Psi。采用两段式浆柱结构：采用领浆1.80g/cm3，失水36ml，自由水0ml，稠化时间大于400min，返至尾管悬挂器以上200m；尾浆1.90g/cm3，失水30ml，自由水0ml，缓凝尾浆稠化时间316min，速凝尾浆稠化时间209min，返至尾管挂顶。
三、小结：
通过以上针对大位移井制定的各项技术措施，施工过程中未发生环空桥堵，未发生漏失，保证尾管下放到位，最终测得全井段固井质量优秀。后续大位移井固井作业，可借鉴此井的成熟经验，从而保证固井施工顺利。
参考文献：
[1]康建平.南海东部大位移井固井技术.石油天然气学报，2013年
[2]范鹏，罗宇维等.番禺30-1气田大位移井固井技术浅析.长江大学学报（自然科学版），2011年
论文作者:隋赛
论文发表刊物:《基层建设》2018年第32期
论文发表时间:2019/1/2
标签：水泥浆论文; 井底论文; 套管论文; 位移论文; 漏失论文; 断层论文; 作业论文; 《基层建设》2018年第32期论文;