苏北探区首口小井眼小间隙水平预探井尾管固井技术

苏北探区首口小井眼小间隙水平预探井尾管固井技术

【摘要】吉h1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井，属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。本文根据吉h1井的工程概况，在ф114.3mm小间隙尾管固井过程中，通过分析固井难点、采取有效的固井技术措施、集成现场应用，经电测显示水平段固井质量良好，形成相应的小间隙水平预探井尾管固井技术。

【关键词】苏北探区小井眼小间隙水平井尾管固井固井质量

1 工程简况

吉h1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井，属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。在原ф177.8毫米套管内井深3203.65-3208米处磨铣开窗，采用ф152.4毫米钻头钻进，小井眼；目的层为阜宁组三段下油组第三砂层，完钻井深是4275米，水平位移822.73m，最大井斜90.60度，水平段达到513米，创造了浙江油田苏北油区水平井水平段钻井最长纪录，下入ф114.3mm尾管完井，悬挂器位置2970.21m，钻进中，采用

1#3nb1300c泵ф110 mm缸套+2#3nb1300c泵130mm缸套，排量14

l/s，全井钻进时最高泵压24 mpa，最大全角变化率13.54/30m。

2 固井难点

吉h1井采用ф152.4mm钻头进行磨铣开窗侧钻，属于侧钻小井眼，固井施工存在以下难点：

（1）钻井施工过程中，阜宁组有大段深灰、灰黑色伊蒙混层及层理裂隙发育的泥页岩，伊蒙混层的不均匀膨胀及泥页岩的剥蚀掉块，使得该部井段极易发生井壁掉块、垮塌，固井施工存在极大风险。

（2）由于本井属于小井眼开窗侧钻水平预探井，固井施工难度大，部分井径极不规则，替浆过程极易发生窜流，影响顶替效率及施工安全。

（3）环空间隙小，尾管居中度差。套管下入难度大，在水平井中套管更易靠向井眼下侧，而形成套管柱偏心、贴壁，居中度不易保证[1]，影响顶替效率。

（4）排量小，压力高。下完套管后，循环泵压高达13.0mpa，且尾管悬挂器座挂后过流面积小、流动阻力大[2]、施工压力高，发

生砂堵憋高压风险较大。

（5）小井眼小间隙水平井尾管固井，对水泥浆体系性能要求高。

（6）顶替效率差。根据水泥浆的流变学原理，由于环空间隙小，常规钻井液和水泥浆的流变性能均不能适应，造成顶替不良，在环空中形成窜槽，尤其在套管居中度不良时，顶替效率会更差。

（7）套管尺寸小，配套固井工具要求高。小井眼长封固段固井尾管固井，保证尾管安全下入困难，悬挂器能否挂得住、脱得手、封得严，对尾管固井工艺及对尾管悬挂器的可靠性要求高。

3 固井技术措施

针对吉h1井的固井难点及现场实际情况，采取如下措施：

（1）强化通井措施。下套管前，认真通井，对挂卡、遇阻、井斜大的井段必须加强划眼以及坚持短起下钻，充分循环钻井液，高粘度泥浆携沙，下套管后调整钻井液性能达到固井要求。

（2）优选水泥浆体系，提高水泥浆稳定性，控制析水、失水；采用湿混外加剂，保证水泥浆性能稳定，密度均匀，增加水泥浆的

可泵性，降低固井施工安全风险。

（3）水泥量的确定。根据固井前现场讨论会各方综合意见进行决定。

（4）保证套管居中。在水平段每2根套管安放一个刚性扶正器；其余大井斜井段每3根套管加1只刚性扶正器，重合段中部及底部各加一只刚性扶正器，提高套管居中度。

（5）下套管过程中，控制套管下放速度，注意悬重和泥浆返出量的情况，并根根灌浆，每二十根套管灌满一次。套管下到开窗位置时，开泵循环一次，泵压要小于悬挂器的座挂压力。套管下到位后，先小排量顶通，待畅通后，再大排量充分循环，防止开泵过猛造成环空憋堵。

（6）正确使用和操作尾管悬挂器及其附件，确保投球、蹩压、座挂、蹩通、倒扣几个环节成功。

（7）优选冲洗液。使用驱油型冲洗液，稳定井壁和稀释钻井液、隔离前后流体，有效清除套管外壁和井壁的稠泥浆和润滑剂，形成亲水环境，提高水泥石胶结强度。

（8）在施工中，注灰与下灰密切配合，严格执行安全操作规程，控制水泥浆密度波动范围，确保水泥浆密度均匀。

（9）提高顶替效率。根据实际泵压及井下情况确定顶替排量，控制固井施工压力，既不能压漏地层同时也保证固井顶替效率

4 现场施工

吉h1井于2012年8月7日16：00下完套管，16：30开泵一个凡尔循环，泥浆返出正常；19：00开三个凡尔循环，处理泥浆，循环压力13mpa。22：40～23：55进行固井施工：

（1）管汇试压20mpa；

（2）注前置液3m3，排量0.5m3/min；

（3）注水泥浆11.5m3，最大密度1.91g/ cm3，最小密度

1.84g/cm3，平均密度1.87g/ cm3；

（4）冲洗管线；

（5）压胶塞，压塞液1m3；

（6）开钻井泵顶替钻井液24m3，排量

0.5m3/min；

（7）停泵；用水泥车顶替1.7m3，碰压20mpa，5min压力未降，顶替过程中钻井液返出正常，碰压明显，判断浮箍密封有效，施工正常。紧接着起钻，循环。

5 固井质量

经候凝，斯伦贝谢测声幅显示，水平段（3715-4264m，即井径规则井段）固井质量良好。这表明固井质量达到了有效封固油气层井段的目的，保证了后续进一步勘探开发。

6 认识与建议

（1）该井的顺利完成，标志着实现了在浙江油田苏北探区小间隙尾管固井技术零的突破，为以后苏北探区特殊井固井技术储备积累了宝贵的经验；重要的是为浙江油田公司将来成功实现增产增效奠定了基础。

（2）通过现场通井措施，改善井眼条件，可以提高顶替效率及水泥环的承载能力。

（3）优选适应小井眼小间隙尾管固井水泥浆体系，认真通井及根据井眼情况定裸眼段扶正器安放位置及数量，保证居中度，增大环空过流面积，降低流动阻力，提高顶替效率。

（4）继续开展尾管配套固井技术研究，进一步完善浙江油田苏北油区小井眼小间隙井尾管固井工艺。

参考文献

[1] 何生辉，高俊奎，牛庆华.小井眼固井技术[j].钻采工艺，2006年7月，29（4）：12～13

[2] 张明昌，牟忠信，李列等.小间隙高压气井固井技术[j].石油钻采工艺，2004年6月第26卷第3期：30～33

[3] 陶世平，段保平，王学良，等.吐哈油田小井眼固井完井技术的研究与实践[j].吐哈油气，2002，（03）

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