元坝地区漏、涌并存井固井技术

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1、元坝地区漏、涌并存井固井技术陈道元中石化中原石油工程有限公司固井公司河南濮阳457001摘要：元坝气W陆相地层压力系统复杂，钻井过程中“漏、涌”并存，钻井液密度达2.40g/cm3左右，压力窗口窄，套管外环空间隙小，流动阻力大；固井过程中易发生井漏、造成水泥返高不够、固井后环空窜气。在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上，利用地层先期堵漏、完井承压试验以提高地层承压能力；改进扶正器结构方式、优选隔离液体系、优化注替排量保证环空顶替效率；采用胶乳微膨胀高密度多凝水泥浆、利用水泥浆不同胶凝强度时间分段施加回压，解决了窄压力窗U固井防窜技术难

2、题。现场应用32井次，固井施工一次成功率100%,固井质量合格率100%，优良率81.25%,成功的解决了超深井、高压气井固井后气窜问题。关键词：高压易漏失井；气窜；顶替效率；水泥浆体系；固井质量元坝地IX进行深层海相勘探的同时，开展了对陆相地层的勘探开发。陆相地层开发以找裂缝性气层为主，先后在雷口坡、须家河、珍珠冲及千佛崖组等6个层系取得了重大突破，多U井H产气量达到百万方。然而，陆相地层目的层埋藏仍然很深，气层埋藏深度大约在5000m左右。钻井实践证实地层中岩性复杂，砂岩、泥岩、煤层、灰岩、盐层均有，地层压力系统复杂，高、低压层交替互存，形

3、成了多套压力系统，目的层段气层活跃，溶洞或裂缝性地层发育良好，涌、漏共存现象普遍，钻井过程中三开、四开井井段几乎是边钻、边堵、边加重压井,完钻后有的井处于动平衡状态，即循环时井口进出口密度正常，一旦静止时间稍长下钻通井就会有严重后效发生。这些复杂的地质情况和井下状况极易导致固井过程中发生井漏、水泥浆低返，憋泵、气体、钻井液“窜槽”，非目的层段水泥浆超缓凝等现象。统计2011年以前固井合格率仅有83.75%，有的井由于固井后还未进行投产就发生“气窜”不得不再进行短回接以阻止气体窜入井筒内，固井质量问题严重制约着气田的勘探开发步伐。1、固井技术难点

4、1.1压力系统复杂、安全窗口狭窄、固井防漏、防窜难度大元坝地区地层条件复杂，断层多，裂缝多、纵向有气层10多个，气层活跃，压力分布不均，可交互出现多个低压和异常高压层，形成多套压力系统。千佛崖组、自流井组平衡地层垮塌、掉块和气层窜出需要钻井液密度1.90g/cm3左右,而下部须家河地层压力平衡需要钻井液密度可达到2.55g/cm3,然而实际地层破裂压力梯度不超过2.15g/cm3,因此，许多井边钻、边堵以提高地层承压能力,解决井涌压稳问题。部分井完钻后仅能达到动平衡，几乎没冇安全压力窗口，固井防漏与防窜矛盾突出。1.2环空间隙小、流动摩阻大、顶

5、替泵压高、极易造成井漏元坝地区陆相地层最后一层尾管大都采用Φ215.9mm钻头钻进，下入Φ177.8mm尾管或者Φ158.7mm钻头钻进，下入Φ146.1mm套管。环空间隙最大仅有19mm，套管接箍处最小间隙仅右8mm，低于确保固井质量最小环空间隙值（20mm）。钻井液、水泥浆密度高，流体在环空中流动阻力人，容易压漏地层，造成环空水泥浆返高不够，同吋对施工机具损害大。1.3大温差、高密度水泥浆低温下正常凝固闲难元坝地区陆相地层水泥浆一次性封固段长，一般都在2000m左右，水泥浆封固段内顶、底部温差大，温差可达50

6、°C以上，水泥浆密度一-般在2.30-2.60g/cm3之间，水泥浆设计既要考虑稠化时间以保证施工安全，又要考虑顶部水泥石的强度，而高密度水泥浆中水泥占冇成分与常规密度水泥浆比较相对较少，强度发展比常规密度水泥浆慢，因此，高密度水泥浆在大温差条件下，达到常规密度水泥浆凝固水泥石强度难度大。2、主要技术措施2.1提高顶替效率技术2.1.1采用特殊扶正器提高套管居中度研究结果表明：套管在井眼中的居中度不能低于67%,否则将难以使环空中的钻井液驱替干浄，而小井眼在此方面表现更为严重，原因是套管奋轻微偏心就可能靠在井壁上，从而造成套管下侧无水泥，因此，

7、小窄间隙环空套管的扶正居中比大间隙显得更加重要。然而，小间隙由于自身条件的限制，正常的扶正器难以下入，因此，针对该类井型专门研制了特殊扶正器，套管一体式扶正器，这种扶正器外形尺、j•与套管接箍一致，既不影响套管下入，冋吋对环空过流面积影响不大，能有效的防止套管贴井壁。2.1.2隔离液技术元坝地区由于地层原因，调整钻井液性能满足固井要求难度大。因此；必须依靠其他措施来改善环空的清洁。一是在注水泥浆之前注入30-40m3先导钻井液，这种钻井液在固井前配置，没有受到污染，性能稳定，能起到改善环空流动性能的作用；二是使用性能优异的冲洗型加重隔离液，这种

8、隔离液不仅可以将密度加重到设计的密度，还可以清除界面上的污物。隔离液性能试验如下。表1隔离液性能2.2窄压力窗口下防漏、气层压稳技术元坝陆相地层固井中