段海波

中石化西南石油工程有限公司固井分公司 四川 德陽 618000

順北油氣田二、三開下套管及固井過程中易發(fā)生漏失，造成水泥漿返高達不到設計要求，導致部分地層漏封，嚴重影響油氣井壽命。下套管期間發(fā)生漏失后，后期固井很難再建立循環(huán)，因此，要解決井漏問題，首先要解決下套管及循環(huán)期間無漏失。順北油氣田采用四開井身結構：一開套管下深1200m左右，主要封隔上部新近系松軟地層。二開中完井深4500m左右，鉆遇新近系、古近系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系小海子組和卡拉沙依組等地層。三開中完井深7800m左右，鉆遇石炭系卡拉沙依組和巴楚組、泥盆系、志留系、奧陶系等地層，進入奧陶系一間房組中完。

1 漏失的主要因素分析

1.1 地層承壓能力低

易漏地層壓力系數(shù)低、埋藏深。二疊系主要以火成巖為主，地層壓力系數(shù)只有1.26～1.29g/cm3，埋藏在3700～4300m左右，厚度600m左右；石炭系卡拉沙依組和巴楚組地層以砂巖、灰?guī)r和泥巖為主，志留系塔塔埃爾塔格組、柯坪塔格組以砂巖為主，奧陶系桑塔木組以泥巖為主，巖性硬脆性強，易發(fā)生漏失。由于壓力窗口窄、鉆進過程中易發(fā)生漏失，下套管、循環(huán)及固井過程中易發(fā)生嚴重漏失。尤其是長裸眼井段，往往穿越多套壓力體系，很難準確掌握地層安全壓力窗口，當套管下放速度小于理論安全下放速度時仍然會發(fā)生漏失。通過對西北油氣田下套管漏失井下放速度進行了大量的統(tǒng)計分析，發(fā)生漏失的原因主要有以下幾點：①地層承壓能力掌握不清楚。②套管下放速度不均勻，最大下放速度超過了安全下放速度。③實際激動壓力比理論值高。

1.2 鉆井液性能

近年來提倡降本增效，鉆井液費用有限，忽視鉆井液性能在高溫下的穩(wěn)定性和老化性，因此鉆井液和封閉漿在靜止時間長，觸變性較強，失水后密度增高0.03-0.05g/cm3，漏斗粘度增加20s以上，導致循環(huán)摩阻增大，且形成泥餅較厚，易憋漏地層。

1.3 下套管速度

近年來鉆井工程要求提速提效，為了節(jié)約鉆井周期，在中完特殊作業(yè)時，井隊對套管下放速度控制較快，單根下放時間在30s以內，這樣就將產生過大的激動壓力，如果激動壓力和井內液柱壓力之和大于地層破裂壓力就可能壓漏地層，發(fā)生井漏事故。

1.4 靜液柱壓力

按照規(guī)范設計水泥漿密度一般都高于鉆井液密度至少0.15g/cm3以上，地層承壓能力低，壓力窗口窄，如果水泥漿密度設計高于鉆井液密度太多，產生的靜液柱壓力高于地層承壓能力，就將地層壓漏，發(fā)生井漏事故。

2 防漏技術

根據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，順北油田下套管漏失率占80%以上，要解決固井漏失，前提是確保下套管期間無漏失。因此，下套管期間主要控制鉆井液液柱壓力+動量變化產生和破壞泥漿本身結構力產生的激動壓力之和當量壓力小于地層破裂壓力。

2.1 井眼準備

井眼通暢是套管能否順利到位的前提，因此，制定好通井技術措施就是必要條件。首先就是雙扶通井鉆具組合，采用牙輪鉆頭+1根鉆鋌+扶正器+1根鉆鋌+扶正器+鉆鋌+鉆具的組合，牙輪鉆頭有利于在通井過程中研磨井壁掉塊，雙扶通井鉆具組合確保剛度。在通井過程中對縮徑、狗腿度大、短起下遇阻井段反復劃眼；通井到底后緩慢提排量頂通，之后提排量至鉆進排量循環(huán)洗井，用稠漿攜砂，確保井眼干凈，以進出口鉆井液性能一致、立管壓力穩(wěn)定為原則。

2.2 鉆井液和封閉漿性能優(yōu)化

良好的鉆井液和封閉漿性能，可以減小下套管過程中因流動阻力產生的激動壓力，降低套管下到位后開泵頂通壓力和循環(huán)壓力。對于長裸眼井眼，考慮到井壁的穩(wěn)定性，鉆井液性能不宜進行大幅調整，可以通過適當降低粘度、切力、動塑比、摩阻系數(shù)、固相含量等措施，使鉆井液性能趨于牛頓流體流型，具有更好的流動性，流動阻力更低，有利于套管的安全下入。

2.3 下套管防漏技術

（1）控制下放速度措施

下套管或鉆具送放時應注意產生的激動壓力引起井漏。為了防止地層發(fā)生漏失，應將激動壓力和液柱壓力之和控制在地層漏失壓力之內。也就是可以將地層漏失壓力作為臨界值計算下套管速度，其速度可根據(jù)公式來計算確定。

ρ——下套管時井內鉆井液密度，g/cm3；

H——易漏地層深度，m；

pf——易漏地層破裂壓力，MPa；

Kf——地層破裂壓力安全系數(shù)，無量綱；

D——井眼直徑，cm；

d——套管外徑，cm；

Kc——流體粘度系數(shù)，無量綱；

L——套管柱長度，m；

f——鉆井液摩阻系數(shù)，無量綱；

（2）灌漿

灌漿時對灌入鉆井液性能進行調整，密度可以降低0.02g/cm3，粘度降低8-12s，切力降低2-3Pa。待中途循環(huán)時，將灌進的鉆井液循環(huán)到管串環(huán)空，有效降低觸變性和流動阻力。

（3）中途循環(huán)

由于順北油氣田油氣井屬于超深井和特超深井，三開中完井深在7000-8500m之間，起鉆和下套管及送放時間較長，因此鉆井液和封閉漿靜止時間較長，為了減小下套管和送放途中的激動壓力，采取中途循環(huán)破壞管串外井內液體結構力，同時循環(huán)一個遲到時間，將灌入管串內的低粘切鉆井液循環(huán)到管串外，待出口鉆井液性能與灌入鉆井液性能一致時在進行下部作業(yè)。

2.4 循環(huán)防漏技術

當中途循環(huán)時，先小排量頂通循環(huán)，每次提排量觀察液面穩(wěn)定無漏失后再進行下一次提排量，待循環(huán)時間達到一個遲到時間，排量和壓力穩(wěn)定，進出口鉆井液性能穩(wěn)定后進行下步作業(yè)。

當套管到位時，先小排量頂通循環(huán)，每次提排量觀察液面穩(wěn)定無漏失后再進行下一次提排量，待循環(huán)遲到時間達到一個遲到時間，排量和壓力穩(wěn)定后逐步提排量致固井設計施工排量，待排量和壓力穩(wěn)定，進出口鉆井液性能穩(wěn)定后進行下步作業(yè)。

2.5 固井防漏技術

（1）二開采用雙級固井工藝

由于裸眼段長、穿越多套壓力層系，存在二疊系等易漏地層，若采用單級固井工藝注替水泥漿會因液柱壓力過大造成井漏。雙級固井工藝能較好的解決液柱壓力過大的問題，即通過在套管串中間連接分級箍將施工程序分為一級固井和二級固井，在固井時先封固下部一部分地層，一級候凝完成后再進行二級固井，這樣的施工程序能較好的控制井底壓力和施工泵壓，可以降低了下部地層漏失風險。并且二級采用正注反擠，可以進一步減小液柱壓力，減小漏失風險，施工結束后對井口進行反擠建立通道，根據(jù)破裂壓力與地破壓力進行計算對比，如果判斷是上層套管鞋地層破裂則立即進行井口反擠；如果判斷不是從上層套管鞋地層破裂，則先建立反擠通道，待二級水泥漿初凝后在進行反擠。

（2）三開采用尾管固井

三開鉆遇地層承壓能力在1.50g/cm3左右，鉆井液密度在1.35g/cm3左右。為了確保固井水泥漿的封固質量和控制施工時的井內壓力，保證在固井期間不發(fā)生漏失，設計雙凝雙密度的水泥漿體系進行固井作業(yè)，具體就是水泥漿領漿采用1.40g/cm3的低密度水泥漿體系，尾漿采用1.88 g/cm3的常規(guī)密度水泥漿體系。領漿在井內行程長，為確保固井安全，稠化時間需要將領漿設計為長時間，尾漿在井內行程短，采用稠化時間候凝短，同時短時間候凝的水泥漿有利于提高固井質量。在領漿解決了固井施工時間安全問題又有效地解決了因水泥漿柱壓力大壓漏地層的情況發(fā)生。同時，在領漿中后部中加入堵漏纖維，堵漏纖維不參與水泥漿化學反應，不會放熱或吸熱，但是可以通過利用加入的纖維進行架橋，充填和嵌入形成的網架結構，當加入堵漏纖維的水泥漿進入到漏失地層時，可以有效的形成致密的濾餅，在壓差的作用下慢慢壓實，形成堵塞隔墻，從而達到封堵漏失通道，提高地層承壓能力。

（3）軟件模擬

采用Cemsmart軟件對固井設計漿柱結構進行模擬，根據(jù)模擬各個易漏點的ECD結果與地層承壓能力進行對比，如果ECD低于各個易漏點的地層承壓能力，則不對漿柱結構及性能進行調整；如果ECD高于各個易漏點的地層承壓能力，則對漿柱結構和漿柱密度、性能進行調整，直致滿足模擬ECD要求，確保固井施工過程中不發(fā)生漏失。

3 結論

（1）順北油氣田鉆進速度較快，對井身質量難以保證，鉆井液維護不到位。因此，長裸眼固井，封固井段較長，需要在鉆井和通井過程中為固井準備良好的井眼條件和處理維護好鉆井液性能。

（2）下套管前優(yōu)化鉆井液性能，改善泥餅質量，提高井壁穩(wěn)定性，降低鉆井液流動阻力，有助于套管下入。

（3）在下套管及送放過程中，可以通過控制下套管及送放速度、中途循環(huán)防止因激動壓力過大引起地層漏失。

（4）根據(jù)模擬調整漿柱結構，確保ECD低于易漏地層承壓能力，解決了固井施工過程中發(fā)生漏失風險。

總之，采取以上技術，順北油氣田二開、三開2022年固井下套管和循環(huán)未發(fā)生井漏，只有二開二級固井發(fā)生井漏1井次，有效解決了長裸眼下套管、循環(huán)及固井發(fā)生漏失的技術難題，大大提升了井筒整體密封完整性。