Kes101-1井尾管正注反挤固井技术的应用与研究

李清洁　詹驰　谭鑫　吴亚光　张峰

摘 要：Kes101-1井是部署在克拉苏构造带克深2区块克深101断块构造高点西段的一口开发井。本井四开采用Ф241.3mm钻头钻至井深6345m中完，准备下入196.85mm+206.38mm尾管封固裸眼膏岩段地层。由于固井施工前发生井漏，由一次性上返改为尾管正注反挤工艺。本次固井属于超长盐层尾管悬挂固井，且钻井期间裸眼多处存在漏失点，所以施工方案为尾管正注反挤固井，提高了风险及难度。本井存在环空间隙小，下套管磨阻大，固井施工压力高，水泥浆密度高及地层吃入后反吐等难点。通过对固井工具附件的优选，固井隔离液的设计，高温高密度水泥浆体系的设计，固井施工措施的优化设计，现场施工顺利完成，固井质量良好，满足了下一开钻进的要求。

关键词：塔里木油田;尾管;正注反挤固井;盐膏层;高温高密度水泥浆体系

1 概况

Kes101-1井是部署在克拉苏构造带克深2区块克深101断块构造高点西段的一口开发井。完钻层位是白垩系巴什基奇克组。该井四开采用Ф241.3mm钻头钻至井深6345m中完，准备下入196.85mm+206.38mm套管进行尾管悬挂固井。尾管封固井段6345-4464.4m。

1.1 井身结构

一开：￠660.4mm钻头×井深200m，￠508mm套管×200m;二开：￠444.5mm钻头×井深3580m，￠365.13mm+

374.65mm套管×3579m;三开：￠333.4mm钻头×井深4785m，￠273.05mm+293.45mm套管×4785m;四開：￠241.3mm钻头×井深6345m，￠196.85mm+201.7mm+

206.38mm尾管×6345-4464.4m。

1.2 钻井液性能

UDM-2油基钻井液体系性能为：密度2.35g/cm3，粘度134s，初切/终切4/6.5Pa，塑性粘度77MPa·s，屈服值7.5Pa，HTHP失水2mL，HTHP泥饼1mm，含油44%，固含49%，氯离子含量24000mg/l，钙离子含量8400mg/l。

1.3 固井方法

尾管固井：因本井裸眼较长，钻井期间多处存在漏失且漏层靠近井底，井眼多次堵漏后承压能力极底。由原正常尾管固井改为正注反挤固井施工，正注固井施工考虑水泥浆量为：下塞+裸眼环空500m。正注施工结束后，起钻至喇叭口位置以上600m，进行反挤施工，反挤水泥量：裸眼环空+重合段环空+300m上塞。

2 固井施工技术难点

本次固井属于尾管正注反挤固井工艺，施工工序复杂，反挤施工风险大。同时井下复杂情况较多，地层安全密度窗口窄，溢流与井漏同存，地层存在先漏后溢的风险。主要固井难点如下：①本开中完井深6345m，裸眼段长1560m，套管长1881m，套管下深6345m，本开地层含盐膏层，膏泥岩，地层易蠕变，套管顺利下至井底难度大;②本井属于超深井、高密度、大温差固井，施工难度大;③本开泥浆密度高（2.35g/cm3），要求高密度水泥浆、隔离液流动性、沉降稳定性、抗盐性能以及各种综合性能好;④水泥浆（2.42g/cm3）与泥浆（2.35g/cm3）密度差小，容易窜槽，顶替效率低，施工风险高;⑤反挤施工排量受限无法有效驱替泥浆;⑥由于裸眼段不加扶正器，套管居中度难以保证，影响固井质量;⑦水泥只占干混材料中40%，混入油基泥浆后强度发展缓慢，候凝时间延长;⑧高温、高压、高固相钻井液等复杂条件下的悬挂器施工坐挂、倒扣等操作难度大;⑨隔离液中冲洗液含量达到30%，隔离液基液进入灌注泵到达高能混合器时产生大量气泡影响隔离液密度稳定。

3 固井技术分析与施工措施

①蠕变速率测定：下套管前模拟一个下套管周期（80h）做一次盐膏层蠕变速率测定;②送入钻具逐根探伤及通径;③通井：下套管之前认真通井，保证井眼畅通、井壁稳定，确保套管能下到设计井深;④调整泥浆性能，要求泥浆性能：粘度≤80s，屈服≤15Pa，kf≤0.08，初切2～4Pa，终切10～15Pa;⑤施工前井队备足泥浆，需密度2.35g/cm3的钻井液有效量不低于230m3;⑥浮箍及球座应下放在泥岩段;⑦严格按照设计安放扶正器，保证重合段套管居中度;⑧严格控制好套管下放速度，防止产生过大激动压力压漏地层;⑨做好水泥浆、隔离液、泥浆相容性实验;⑩采用冲洗型隔离液，批混隔离液，保证隔离液密度稳定性和有效冲洗井壁;?做好冬防保温工作，提前检查管线，严防冻堵。保证配浆水与隔离液基液水温达到20℃以上;?提前通知液面监测队，固井全过程要求监测井筒液面;?正注时大排量施工，尽可能提高顶替效率，保证管鞋封固质量。

4 尾管固井液配方及性能

4.1 水泥浆体系，配方如下

水泥浆化验：

正注：密度：2.42g/cm3，压力：146MPa，升温时间：70min，实验温度：128℃。反挤：密度：2.42g/cm3，压力：103MPa，升温时间：80min，实验温度：103℃。

水泥浆配方及性能，见表1。

4.2 反挤领浆配方及性能

干混配方：阿克苏G级水泥+加重剂GM+铁矿粉+硅粉+微硅+防气窜剂FLOK-2。

湿混配方：降失水剂HX-11L+分散剂HX-21L+缓凝剂HX-31L+盐+消泡剂DF-A。

反挤快干水泥浆性能参数：密度2.42g/cm3，流动度20cm，API失水量42mL，稠化时间426min，温度高点稠化时间400min，水泥浆性能系数SPN值0.93。

5 结论

Kes101-1井因为地层的特殊原因承压能力低，下套管过程中发生漏失，尾管采用正注反挤固井施工，反挤水泥无法保证环空通道完全畅通，水泥浆有可能单边流动。在井漏条件下，正注施工排量提至17L/s，确保了套管鞋水泥浆的封固质量。现场水泥浆隔离液分别批混入井，保证了水泥浆隔离液密度均匀排量稳定。两次施工均使用具有良好流变性及润湿性的固井隔离液，在较低的流速下达到紊流顶替，解决了小间隙尾管及回接固井环空流动阻力大，顶替效率低的难题，提高了固井胶结质量。

由于本次反挤施工可能存在高压顶替，因此应加强对地层吃入能力的充分认识，在固井施工应参考泥浆泵循环顶通时压力和排量，必要时应在施工前进行固井施工排量下的压力试验，确保施工时泥浆泵的泵压载荷和上水效率达到要求。对于回吐量不大的井，考虑套管下完后，井口安装旋转控制头，可以保证正注施工结束后可带压起钻，降低了施工风险，保证了固井质量。

参考文献：

[1]李丰收.最新石油固井关键技术应用手册[M].北京：石油工业出版社，2007.

[2]张德润，张旭.固井液设计及应用（上、下册）[M].北京：石油工业出版社，2002.