高飛 田寶振 費(fèi)中明 黨冬紅 馬巍 劉學(xué)敏

1. 中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司；2. 中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發(fā)分公司

磴探1 井是河套盆地臨河坳陷磴口納林湖斷鼻圈閉構(gòu)造帶的一口預(yù)探井，鉆探目的是探索臨河坳陷納林湖斷鼻圈閉含油氣性，磴探1 井鉆探的成功與否對(duì)巴彥區(qū)塊后續(xù)勘探開發(fā)具有重要意義。

該井三開鉆遇古近系和白堊系。古近系臨河組一段上部為灰黃色細(xì)砂巖、含礫細(xì)砂巖與棕紅色、棕褐色泥巖不等厚互層；中、下部為厚~巨厚層灰黃色含礫細(xì)砂巖、含礫中砂巖間夾薄~中厚層棕褐色泥巖，并見灰黃色細(xì)砂巖；臨河組二段上部為灰黃色細(xì)砂巖、中部為灰黃色含礫細(xì)砂巖、下部為灰色細(xì)砂巖與棕褐色泥巖呈不等厚互層；臨河組三段為薄~巨厚層棕褐色泥巖間夾薄~中厚層灰色細(xì)砂巖，下部見灰褐色泥巖。白堊系固陽組一段上部為薄~巨厚層棕褐色、灰褐色、褐灰色泥巖間夾薄~中厚層灰色細(xì)砂巖，中、下部為褐灰色、灰褐色、棕褐色、棕紅色泥巖與灰色、棕紫色細(xì)砂巖、含礫細(xì)砂巖呈不等厚互層；固陽組二段上部以棕褐色、灰色、棕紅色泥巖為主，夾薄層灰色細(xì)砂巖，下部為灰色泥巖與灰色細(xì)砂巖呈不等厚互層，偶見薄層深灰色泥巖。

該井三開?215.9 mm 鉆頭鉆至井深6 460 m，注水泥塞5 850 m 回填至5 714 m，下入?139.7 mm 尾管至5 705 m，設(shè)計(jì)返深3 470 m，進(jìn)行尾管懸掛固井。電測5 705 m 靜止溫度為137 ℃，循環(huán)溫度110 ℃(系數(shù)取0.80)，鉆井液密度為1.30 g/cm3，5 705 m 處壓力75 MPa，屬于高溫高壓固井。通井循環(huán)時(shí)發(fā)現(xiàn)使用密度1.30 g/cm3鉆井液有滲漏，同時(shí)該井封固段長2 235 m，井漏風(fēng)險(xiǎn)大，如何在溢漏同存的條件下保證封固質(zhì)量，對(duì)油氣水層進(jìn)行有效封隔［1］，是該井最主要的施工難點(diǎn)。針對(duì)以上問題，開展了磴探1 井尾管固井研究與實(shí)踐。

1 固井技術(shù)難點(diǎn)及對(duì)策

1.1 固井難點(diǎn)

(1)地層承壓能力低，固井施工漏失風(fēng)險(xiǎn)大。三開地層安全密度窗口窄，水泥漿一次封固2 235 m，漏失風(fēng)險(xiǎn)高；通井循環(huán)時(shí)發(fā)現(xiàn)使用密度1.30 g/cm3鉆井液有4~5 m3/h 的滲漏，同時(shí)該井3 677.2~4 622.4 m 有不同厚度的水層，4 639.0 ~ 5 620.2 m 為不同厚度的差油層、油水同層、油層和含油水層，地層連通性好易漏失［2］。

(2)井眼大且不規(guī)則，頂替效率難以保證。三開為疏松砂巖地層，井壁易失穩(wěn)且井眼擴(kuò)大率達(dá)21.88%，電測井徑數(shù)據(jù)顯示該井段糖葫蘆井眼多，套管下入后居中度難以保障，影響頂替效率；測井后再次通井導(dǎo)致井眼繼續(xù)擴(kuò)大，相比原設(shè)計(jì)排量，環(huán)空返速降低，進(jìn)一步影響頂替效率［3］。

(3)下部油層段長，上部水層多，層間間斷短，壓穩(wěn)難度大。油層段間隔分布，油頂與油底間距997.8 m，油氣上竄速度高，氣測全烴最高值16.07%，水泥漿失重后壓力減少2.74 MPa，油層段不易壓穩(wěn)。上部水層段多，長945.2 m，且層間間隔短(最短1 m)或油水同層，領(lǐng)漿候凝時(shí)間長，水層段壓穩(wěn)難度大，對(duì)水泥領(lǐng)漿性能要求高［4］。

(4)二界面疏松砂巖地層與水泥漿膠結(jié)質(zhì)量差，層間封隔易失效。砂礫巖吸水性強(qiáng)且質(zhì)地疏松，吸水易垮塌，與水泥膠結(jié)效果較差，對(duì)水泥漿失水及析水等綜合性能要求高［5］。

1.2 技術(shù)對(duì)策

(1)針對(duì)地層承壓能力低，固井施工漏失風(fēng)險(xiǎn)大的問題，做地層承壓堵漏試驗(yàn)，在鉆井液中加入中細(xì)顆粒堵漏材料(單封1 mm)替至油層段做承壓試驗(yàn)，承壓2 MPa，穩(wěn)壓30 min，壓降不大于0.5 MPa。為保證套管下至井底，采用雙扶通井至井眼暢通無阻；高黏鉆井液(密度1.31 g/cm3、黏度240 s、失水1 mL、濾餅厚0.5 mm)搭配3~5 mm 纖維稠漿裹砂攜屑，以保證井眼清潔、井底無沉砂，降低環(huán)空憋堵風(fēng)險(xiǎn)。針對(duì)漏失地層，進(jìn)行了安全注替排量設(shè)計(jì)，裸眼段平均環(huán)容39.05 L/m，為保證頂替效率，上返速度達(dá)到1 m/s，注替排量需要達(dá)到2.4 m3/min。下完套管開泵過程中緩慢開泵，時(shí)刻關(guān)注泵壓及返出情況，盡量將排量提高至2.4 m3/min；合理控制注替排量，保證隔離液出套管、水泥漿出套管過程中排量在2.0~2.4 m3/min 的合理范圍之內(nèi)。

(2)針對(duì)井眼大且不規(guī)則，頂替效率難以保證問題，通過當(dāng)量密度核算，采用6 級(jí)漿柱結(jié)構(gòu)保障三壓穩(wěn)，漿柱結(jié)構(gòu)為：①低黏鉆井液，占環(huán)空1 000 m，降低環(huán)空摩阻，提高井壁沖洗效果；②沖洗液，密度1.01 g/cm3，占環(huán)空300 m；③加重隔離液，密度1.25 g/cm3，占環(huán)空1 000 m；④配漿水，密度1.03 g/cm3；⑤低密度水泥漿，密度1.60 g/cm3；⑥常規(guī)密度水泥漿，分中間漿和尾漿，密度1.87 g/cm3，封固至油頂以上300 m。同時(shí)采用剛性旋流扶正器搭配單弓整體扶正器提高套管居中度，并在大肚子井眼下方定點(diǎn)加放旋流發(fā)生器，扶正器安放設(shè)計(jì)：3 470~4 400 m 非油層段每4 根套管加1 只扶正器，4 400~5 705 m 油層段每2 根套管加1 只扶正器，采用固井軟件模擬校核，居中度達(dá)到了67%，有助于提高固井頂替效率；雙水泥車注漿，大排量固井施工，確保水泥漿至環(huán)空時(shí)返速不低于1 m/s，提高固井頂替效率。

(3)針對(duì)壓穩(wěn)難度大的問題，常規(guī)密度水泥漿返至油頂以上300 m，有效封固油氣層，保證后期開采；提高低密度水泥漿封固段長度至懸掛器上部300 m，滿足尾漿失重壓穩(wěn)，降低水泥漿低返風(fēng)險(xiǎn)；施工結(jié)束后根據(jù)水泥漿稠化時(shí)間分段進(jìn)行憋壓候凝。

(4)針對(duì)疏松砂巖地層膠結(jié)質(zhì)量差的問題，采用界面增強(qiáng)型沖洗隔離液，提高水泥漿與井壁的界面膠結(jié)質(zhì)量；采用微膨脹韌性水泥漿體系，進(jìn)一步促使水泥石與井壁緊密貼合，提高二界面膠結(jié)質(zhì)量；嚴(yán)格控制水泥漿濾失量，減少失水進(jìn)入地層導(dǎo)致井壁溶水疏散。

2 關(guān)鍵技術(shù)

為提高磴探1 井固井質(zhì)量，采用了微膨脹韌性水泥漿和低密度高強(qiáng)度水泥漿體系，引入界面增強(qiáng)型沖洗隔離液體系，采用分段加壓壓穩(wěn)防竄設(shè)計(jì)工藝，提高了二界面膠結(jié)質(zhì)量，保證了整井固井質(zhì)量。

2.1 微膨脹韌性固井水泥漿體系

為防止水泥石高溫(110℃)下發(fā)生強(qiáng)度衰減［6］，加入高溫增強(qiáng)材料DRB-2S［7］；為保證高溫下漿體的沉降穩(wěn)定性，加入高溫穩(wěn)定劑DRK-3S；為提高界面封固質(zhì)量，加入膨脹增韌材料DRE-3S；優(yōu)選降濾失劑DRF-1S、減阻劑DRS-1S 和緩凝劑DRH-2L，調(diào)節(jié)水泥漿體的整體性能。

采用1.87 g/cm3微膨脹韌性水泥漿，通過室內(nèi)反復(fù)調(diào)整優(yōu)化，最終水泥漿配方如下：嘉華G 級(jí)水泥+40%高溫增強(qiáng)材料+4% 膨脹增韌材料+4%微硅+0.5%高溫穩(wěn)定劑+1% 分散劑+3% 降濾失劑+2%緩凝劑+60%水。

常規(guī)密度水泥漿綜合性能見表1，水泥漿漿體流動(dòng)度為22 cm，稠化時(shí)間可調(diào)(圖1、圖2)，濾失量40 mL(＜50 mL)，游離液0，沉降穩(wěn)定性0.01 g/cm3(≤0.02 g/cm3)，膨脹率0.5%(＞0.4%)，彈性模量5.8 GPa(＜6.0 GPa)，24 h 底部抗壓強(qiáng)度30.6 MPa，滿足了高溫探井油層尾管固井技術(shù)要求。

圖 1 尾漿稠化曲線Fig. 1 Thickening curve of tail slurry

圖 2 中間漿稠化曲線Fig. 2 Thickening curve of middle slurry

表 1 磴探1 井常規(guī)密度水泥漿綜合性能Table 1 Comprehensive performance of conventional-density slurry in Well Dengtan 1

2.2 低密度高強(qiáng)度水泥漿體系

在3 672m 處做地破實(shí)驗(yàn)，泥漿密度1.20 g/cm3，壓力16.5 MPa 未破，當(dāng)量密度1.62 g/cm3。為防止發(fā)生井漏，油頂以上300 m 至懸掛器以上300 m 采用密度1.60 g/cm3的低密度高強(qiáng)度水泥漿體系。

為提高低密度水泥石強(qiáng)度，加入增強(qiáng)材料DRB-1S 和早強(qiáng)劑DRA-1S；為提高界面封固質(zhì)量，加入膨脹增韌材料DRE-3S；加入高溫穩(wěn)定劑DRK-3S，提高漿體穩(wěn)定性。

通過室內(nèi)反復(fù)調(diào)整優(yōu)化，最終水泥漿配方如下：嘉華G 級(jí)水泥+100%減輕劑+20%微硅+20%增強(qiáng)材料+5%膨脹增韌材料+0.6%高溫穩(wěn)定劑+1%分散劑+2%早強(qiáng)劑+6%降濾失劑+1.5%緩凝劑+165%水。

領(lǐng)漿密度1.60 g/cm3，漿體流動(dòng)度21 cm，稠化時(shí)間304 min(圖3)，濾失量48 mL(＜50 mL)，游離液0，沉降穩(wěn)定性0.01 g/cm3(≤0.02 g/cm3)，24 h 抗壓強(qiáng)度29.5 MPa，滿足了高溫探井油層尾管固井技術(shù)要求。

圖 3 領(lǐng)漿稠化曲線Fig. 3 Thickening curve of leak slurry

2.3 界面增強(qiáng)型沖洗隔離液體系

針對(duì)疏松砂巖膠結(jié)質(zhì)量差的問題，引入界面增強(qiáng)劑DRZ-1S，可使濾餅變凝餅，滲透膠結(jié)、激發(fā)固化，改善濾餅與水泥漿界面膠結(jié)效果；抗污染劑DRP-1L 可阻礙晶體成核過程，提高混漿相容性；水基鉆井液沖洗液DRY-1L 可起到乳化增溶、螯合作用，形成水包油狀膠束，提高沖洗效果；油基鉆井液沖洗液DRY-2L 可改善界面滲透性、潤濕性、電荷作用，減弱鉆井液內(nèi)聚力，稀釋降黏。

界面增強(qiáng)沖洗隔離液配方為：水+1.6% 懸浮劑+2%高溫懸浮劑+45% 加重材料+4% 抗污染劑+10%界面增強(qiáng)劑+10% 水基鉆井液沖洗液+20%油基鉆井液沖洗液。隔離液密度1.25 g/cm3，兩種沖洗液可起到潤濕反轉(zhuǎn)作用［8］，提高了沖洗效果。

配置界面增強(qiáng)沖洗隔離液40 m3，占整個(gè)裸眼段長998 m，接觸時(shí)間約為17 min。加入界面增強(qiáng)沖洗隔離液后做污染試驗(yàn)，V領(lǐng)漿∶V鉆井液∶V沖洗隔離液=7∶2∶1，稠化200 min 未稠，初始稠度18 Bc，相容性良好，可保證施工安全性。

2.4 壓穩(wěn)防竄設(shè)計(jì)

根據(jù)電測數(shù)據(jù)解釋的井下高壓油氣和水層分布，固井結(jié)束后采用分段加壓工藝措施。(1)固井施工結(jié)束后環(huán)空加壓3.0 MPa，壓穩(wěn)油氣層。5 705 m處地層壓力71.20 MPa，尾漿失重后井底液柱壓力75.06 MPa，大于地層壓力3.86 MPa；5 200 m 處地層壓力65.06 MPa，中間漿失重后液柱壓力63.33 MPa，小于地層壓力1.73 MPa，考慮摩阻及壓力傳遞，環(huán)空加壓3.0 MPa 保證壓穩(wěn)。(2)尾漿候凝結(jié)束后，確保井底不漏失，上部低密度水泥漿經(jīng)計(jì)算失重2.20 MPa，考慮摩阻及壓力傳遞，再次環(huán)空加壓3.0 MPa，壓穩(wěn)上部低密度漿體，減少水竄對(duì)固井質(zhì)量的影響。該措施有效阻止了井下高壓油氣水等流體的侵入，降低了井控風(fēng)險(xiǎn)［9］，提高了固井質(zhì)量。

3 施工過程及測井解釋

3.1 施工過程

下套管到底后，小排量開泵頂通，觀察壓力變化，緩慢增加循環(huán)排量，大排量循環(huán)2~3 周，調(diào)整鉆井液性能達(dá)到固井要求，現(xiàn)場施工過程見表2。

表 2 磴探1 井固井施工流程Table 2 Cementing construction process of Well Dengtan 1

3.2 測井解釋

通過CBL/VDL 測井，水泥漿封固段2 001.30~5 624.00 m，厚度3 622.70 m。第一界面水泥和套管之間的膠結(jié)狀況：第一界面膠結(jié)好的井段共3 387.00 m/31 段，占93.50%，第一界面膠結(jié)中等的井段共165.00 m/31 段，占4.55%，第一界面膠結(jié)差的井段共70.70 m/1 段，占1.95%。第二界面水泥和地層之間的膠結(jié)狀況：第二界面膠結(jié)好井段1 077.50 m/25 段，占55.20%，第二界面膠結(jié)中等井段872.50 m/25 段，占44.70%，第二界面膠結(jié)差井段2.00 m/1 段，占0.10%。

4 結(jié)論

(1)采用微膨脹韌性水泥漿體系和低密度高強(qiáng)度水泥漿配套界面增強(qiáng)型沖洗隔離液可解決深探井溢漏同存，疏松砂巖地層與水泥漿膠結(jié)質(zhì)量差的難題。

(2)采用6 級(jí)漿柱結(jié)構(gòu)，剛性旋流扶正器搭配單弓整體扶正器提高套管居中度，提高了頂替效率，保障了固井質(zhì)量。

(3)根據(jù)井下高壓油氣和水層分布，固井結(jié)束后采用分段加壓工藝措施，可有效阻止井下高壓油氣的侵入，提高固井質(zhì)量。

(4)磴探1 井的固井成功為后續(xù)該區(qū)塊固井工藝實(shí)施具有重要的指導(dǎo)意義。