鄭杜建，李建業(yè)，袁海峰，劉 進

（1.中國石化石油工程技術研究院德州大陸架石油工程技術有限公司，山東德州 253005；2.中國石油海洋工程有限公司鉆井事業(yè)部，天津塘沽 300450；3.中國石油長城鉆探工程有限公司鉆井二公司，遼寧盤錦 124000）

渤海埕北區(qū)塊大位移井封隔尾管懸掛固井工藝

鄭杜建1，李建業(yè)1，袁海峰2，劉 進3

（1.中國石化石油工程技術研究院德州大陸架石油工程技術有限公司，山東德州 253005；2.中國石油海洋工程有限公司鉆井事業(yè)部，天津塘沽 300450；3.中國石油長城鉆探工程有限公司鉆井二公司，遼寧盤錦 124000）

針對渤海埕北區(qū)塊大位移井在尾管固井施工環(huán)節(jié)中存在的一些技術難點，提出了一系列施工中的技術措施及要求，制定了較為完善的斜井尾管固井工藝技術措施；以CB32B-1井施工為例，制定的措施對尾管的順利到位、懸掛器的成功坐掛與坐封、尾管固井的施工正常進行創(chuàng)造了良好的條件；通過聲幅CBL固井質量的測定，固井綜合質量評定為良好。固井實踐表明：該系列技術措施對固井質量的提高有著一定的有效作用，為以后該海域此類復雜井的封隔式尾管懸掛固井提供了相關借鑒和參考。

埕北區(qū)塊；大位移井；封隔式懸掛固井；技術措施；固井質量

1 CB32B-1井基本概況

1.1 地質情況

埕北32油田位于渤海海域，已完鉆共9口井（其中探井3口，開發(fā)井6口），目前已經(jīng)投產(chǎn)5口，基本上屬于正常溫度和壓力系統(tǒng)，原油油質較好，為低密度、低黏度原油。Ed8砂組儲層平均孔隙度17.9%，平均滲透率45.5×10-3μm2；Ed9砂組儲層平均孔隙度13.2%，平均滲透率30.9× 10-3μm2。油藏儲層為砂巖，屬河流相沉積，膠結疏松，非均質性強，顆粒分選性差；油田范圍內(nèi)斷層發(fā)育，套管不易下入和固井發(fā)生漏失的風險大[1]。此區(qū)塊油藏分布主要受構造控制，其次受巖性控制，油藏類型屬中孔中滲、低飽和、稀油、常溫常壓巖性構造油藏。圖1為CB32B-1井油藏剖面圖。

圖1 埕北32區(qū)塊CB32B-1井油藏剖面圖

1.2 井身結構

CB32B-1井為開發(fā)井并采用三級井身結構，三開鉆進至3 872.00 m完鉆，然后采取射孔方式完井。本井下入5-1/2″尾管，采取尾管懸掛方式固井。該井水平位移長達1 092.96 m，給下套管和固井作業(yè)帶來一定的難度。井身結構如圖2所示。

圖2 埕北32B-1井井身結構示意圖

1.3 鉆遇復雜情況

該井在鉆至3 300 m左右到完鉆，均有掉塊現(xiàn)象，掉塊直徑大約在1 ~ 4 cm。完鉆后電測儀器下至井底，上起過程在3 775 m處遇卡，現(xiàn)場分析為井壁掉塊，造成井眼垮塌，隨后進行穿心打撈。打撈結束后下鉆通井至3 560 m，劃眼至3 849 m，劃眼過程中頂驅多次憋停，循環(huán)返出大量掉塊，直徑1 ~ 4 cm。最終用鉆桿輸送電測儀器進行測井，且未測井徑。

2 大位移井尾管固井分析

2.1 尾管固井難點

（1）該井從92 m處開始定向，且水平位移長達1 092.96 m，井斜角大、摩阻大，狗腿度最大14.6°，下套管作業(yè)存在一定難度。

（2）該井為尾管固井，對入井工具及套管附件性能要求高，對施工操作要求嚴格。

（3）尾管懸掛器坐掛后卡瓦處過流面積變小，且井眼掉塊現(xiàn)象嚴重，固井施工時容易發(fā)生巖屑憋堵，如措施不當容易憋堵導致地層憋漏或“灌香腸”。

（4）本井下部井段井斜較大，裸眼井段的井斜全部在24°以上，套管難以居中，頂替效率難保證。

（5）缺少電測井徑數(shù)據(jù)并且井眼不規(guī)則，難以準確計算入井水泥量，可能造成水泥返高不夠或是尾管內(nèi)塞面過高。

2.2 技術措施

（1）通井時采用性能穩(wěn)定的鉆井液，以2.2 m3/min以上的大排量充分洗井循環(huán)，振動篩上無巖屑返出方可起鉆，確保井壁穩(wěn)定，井眼干凈，摩阻小，無漏失，油氣上竄速度小于15 m/h。

（2）起鉆過程如果有阻卡段，則采用倒劃眼、短起下等措施，反復循環(huán)，確保井眼暢通。

（3）下尾管前對相關施工設備、設施進行認真檢查保養(yǎng)。下尾管要專人負責，每下10根尾管灌滿一次泥漿，送入鉆具每5立柱灌滿一次泥漿。

（4）下套管過程中要防止任何井下落物，套管密封脂均勻涂在公扣上；上扣扭矩按API標準執(zhí)行，下放尾管和送入鉆具時要勻速下放，防止壓漏地層。

（5）尾管上鉆臺要戴尾管帽公護絲，起吊要有專人指揮防碰撞，對扣要平穩(wěn)輕放嚴禁錯扣。

（6）尾管進入裸眼段以后每根立柱下入速度均勻并且時間控制在90 ~ 120 s，不得猛提、猛放，不得旋轉，套管在裸眼段靜止時間不得超過3 min，以防止黏卡。

（7）懸掛器入井后，記錄尾管部分懸重，鎖死轉盤，到位后，反復上提、下放尾管，做好懸重記錄，為坐掛提供依據(jù)。

（8）送入鉆具要使用廠家提供的Φ67 mm通徑規(guī)進行通徑后方可入井，嚴防通徑規(guī)掉入鉆具內(nèi)。

2.3 循環(huán)洗井

（1）尾管下到位后，首先將鉆具內(nèi)灌滿泥漿（禁止尾管內(nèi)未灌滿泥漿便打通循環(huán)）。

（2）開泵小排量頂通，待井底沙子返到懸掛器以上后，逐步提高泵排量至1.2 m3/min循環(huán)。

（3）固井前循環(huán)洗井不少于2周，排量2 m3/ min，保證井眼干凈，確保水泥漿上返時不發(fā)生憋堵。

（4）固井前應調(diào)整泥漿性能，在井眼安全的前提下，必須對鉆井液的性能進行調(diào)節(jié)，降低鉆井液黏度和切力，改善井眼泥餅質量和凈化程度，降低鉆井液濾失量，以降低替漿時所需的驅動力，提高頂替效率和二界面膠結質量[2]。

（5）控制泵壓不超過懸掛器座掛最大壓力，以免提前坐掛。

2.4 尾管固井施工風險分析

為確保尾管固井施工的安全、順利實施，下尾管前召集各服務商進行尾管固井技術交底會議并作出JSA（Job Safety Analysis），見表1。

表1 CB32B-1井尾管固井施工風險分析

3 封隔尾管固井施工應用

3.1 CB32B-1井尾管坐掛計算

Φ244.5×Φ139.7封隔尾管懸掛器采用液壓坐掛、機械坐封封隔器方式，使用時配合專用的送入工具，將封隔尾管懸掛器及尾管下入到設計深度，實現(xiàn)坐掛尾管、丟手及固井作業(yè)。

尾管坐掛數(shù)據(jù)計算：

浮力系數(shù)f =1－1.25/7.85=0.840 8，尾管浮重W1= 1 286.2×29.26×0.840 8=32 t，坐掛憋壓時鉆具附加負荷W2=（100×3.14×108.62×108.62 ×12）/4=11.34 t，送入鉆具所承受的拉伸負荷W = W1+ W2= 43.34 t，坐掛時鉆桿距ΔL=（0.9× 43.34×103×9.8×2 580.31）/（100×2.059×105×34.02）=1.41 m,倒扣后下壓鉆桿回縮距ΔL'=（0.9 ×10×103×9.8×2 580.31）/（100×2.059×105× 34.02）= 0.33 m，懸掛所需要的回縮距L = 1.41 + 0.33 + 0.6 + 0.27 = 2.61 m，鉆桿一次允許扭轉圈數(shù)N = 2 850.31×0.009 911=25.6圈。

3.2 水泥漿量的確定

由于缺少電測井徑，現(xiàn)場用測量鉆井液循環(huán)周的方法來估算裸眼段的容積，共測量循環(huán)周4次，泵沖分別為7 200、7 000、6 500、6 600沖。以最大的7 200沖進行估算，考慮到測量鉆井液循環(huán)周的方法存在誤差，注入水泥量在此基礎上再附加30%。按照溫度梯度（3.1℃/100 m）理論推算井底靜止溫度113℃，循環(huán)溫度98 ℃，井底43 MPa作為設計依據(jù)；實驗結果領漿稠化時間310 min，尾漿稠化時間220 min，均能滿足尾管施工作業(yè)安全[3]。

3.3 管串結構

彈簧式浮鞋0.61 m+套管（139.7 mm×P110 ×9.17 mm×LTC）1根+浮球式浮箍0.22 m+短套管（139.7 mm×P110×9.17 mm×LTC）1根+彈簧式浮箍0.22 m+套管（139.7 mm×P110×9.17 mm×LTC）1根+球座0.32 m+套管串（139.7 mm×P110×9.17 mm×LTC）118根+封隔式尾管懸掛器+送入鉆具（127 mm×NT-110HS×9.190 mm ×NC50）2 581.31m。

3.4 扶正器設計

尾管良好的居中度對于固井質量的提高起著重要的作用[2]。該井依據(jù)以下原則設計了尾管扶正器的安放（表2）：

（1）選用優(yōu)質的尾管扶正器，保證尾管居中度不小于67%。

（2）油層頂?shù)捉绫仨毤臃稣?，以保油層段尾管固井質量。

（3）尾管與技術套管的重合段選用螺旋形剛性扶正器，保證懸掛器的居中坐掛。

表2 扶正器的安放位置

3.5 坐掛數(shù)據(jù)

套管下完后灌滿泥漿稱重30 t，送放尾管一次性順利到位后開泵建立循環(huán)，后期循環(huán)排量為1.5 m3/min，壓力7.5 MPa。投球坐掛懸掛器，憋壓12.5 MPa，懸重從135 t下降至60 t，回縮1.65 m，坐掛成功；繼續(xù)憋壓16 MPa憋通球座建立正常循環(huán)，正轉倒扣29圈，上提鉆具1.0 m，重復2次確認脫手后下壓10 t，開泵驗證密封性良好，循環(huán)準備固井。

3.6 固井施工

管線試壓25 MPa；注沖洗液6.5 m3排量0.7 ~ 1.0 m3/min，密度1.0 g/cm3，壓力2 ~ 6 MPa，放回水斷流；注領漿24.6 m3排量0.6 ~ 0.8 m3/min，密度1.90 g/cm3，壓力2.5 ~ 7 MPa；注尾漿27.7 m3排量0.6 ~ 0.8 m3/min，密度1.9 g/cm3，壓力2 ~ 3.5 MPa；注壓塞液2 m3；替井漿11.54 m3，密度1.25 g/cm3，排量1.5 m3/min，壓力12.5 ~ 7.5 MPa；替入保護液3 m3，井漿22 m3，密度1.25 g/cm3，排量1.45 ~ 0.3 m3/min，替漿到量碰壓5↑15 MPa，放回水斷流，拆水泥頭，接頂驅坐封封隔器，懸重由95 t壓至65 t座封封隔器。緩慢上提鉆具3.5 m，及時開泵循環(huán)出多余水泥漿3 m3。起鉆懸重正常，候凝48 h探塞。

4 固井CBL質量評價

通過CBL聲幅測井檢測固井質量，結果顯示，CB32B-1井固井質量優(yōu)良率占全封固段的96.7%，且主力油層位置CBL值均為10%（圖3），固井質量綜合評定為良好，說明此次固井作業(yè)非常成功，為以后的油氣開采提供了有利條件。

圖3 埕北32B-1井油層尾管固井質量CBL曲線（紅色為油層的位置）

5 認識體會

（1）本文以CB32B-1井的尾管施工情況、數(shù)據(jù)對渤海埕北區(qū)塊的油井開發(fā)提供了設計及施工的參考依據(jù)。

（2）埕北32B區(qū)塊第一口封隔式尾管懸掛方式固井的成功應用，節(jié)約了大量的生產(chǎn)成本，為以后該海域此類井的施工工藝提供了相關借鑒和參考。

（3）對于大位移井的尾管施工，需要做出縝密的施工設計，以保證施工的順利和連續(xù)。

[1] 姜偉．大位移井鉆井技術在渤海油田中的應用[D]．四川成都 ：西南石油學院，2002．

[2] 蔣世全，施太和，楊道平．套管旋流扶正器的流速模擬研究和應用[J]．中國海上油氣（工程），1998，10（6）：31-37．

[3] 崔軍，朱本嶺，廖華林，等．勝利油田埕北21-平1大位移井固井技術[J]．石油鉆采工藝，2000，22（6）：1-3．

道達爾提前開啟印尼南馬哈卡姆天然氣凝析油項目

據(jù)道瓊斯消息，法國石油巨頭道達爾公司11月6日宣布開啟南馬哈卡姆（South Mahakam）天然氣凝析油項目，比計劃提前兩個月。南馬哈卡姆項目是道達爾為彌補馬哈卡姆產(chǎn)量分成合同產(chǎn)量下降所采取計劃的一部分。該項目將分階段開發(fā)三個天然氣凝析油田（Stupa、West Stupa和East Mandu）以及兩個天然氣田（Jempang和Metulang），這些油氣田位于距巴厘巴板東南約35千米，以及Peciko氣田以南58千米，水深范圍45～60米。

該項目的油氣產(chǎn)量將逐步提高，明年底將達到平均6.9萬桶標油/日，包括1.8萬桶/日的凝析油。

摘編自《中國能源網(wǎng)》2012年11月8日

Packer Suspension Liner Cementing Technology in Extended Reach Well in Chenbei Block of the Bohai Sea

ZHENG Dujian1， LI Jianye1， YUAN Haifeng2， LIU Jin3
（1. Dezhou DaLuJia Petroleum Engineering Technology Limited Company, SINPOEC , Dezhou Shandong 253005, China; 2. Drilling Devision, China Petroleum and Marine Engineering Technoloty Limited Company, Tanggu Tianjing 300450, China; 3. Second Drilling Company of Great Wall Drilling Engineering Limited Company, Panjin Liaoning 124000, China）

In view of the technical diff i culties occurred during liner cementing in extended reach wells in Chenbei Block of of the Bohai Sea, a series of technical measures and requirements have been put forward, and advanced cementing technologies for inclined well have been developed. Taking Well CB32B-1 as an example, the taken measures have created favorable conditions for the successful placing of line, sitting and sealing of wall packers as well as liner cementing. The cementing quality is excellent through acoustic amplitude CBL evaluation. The practice of the cementing has showed that this series of measures are effective on improvement of the cementing quality, which can provide related references for packer suspension liner cementing in such kind of offshore complex well in later days.

Chenbei Block; extended reach well; packer suspension cementing; technical measures; cementing quality

TE243

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.079

1008-2336（2012）04-0079-04

2012-04-09；改回日期：2012-05-16

鄭杜建，男，1985年生，助理工程師，大學本科，主要從事固井工具工藝現(xiàn)場技術。E-mail：zdj@shelfoil.com。