控压固井技术在J102井的应用实践

冯兵兵，陈凯，贺永杰(辽河油田储气库公司，辽宁 盘锦 124000)

0 引言

控压固井，主要用于解决窄安全密度窗口等压力敏感性地层固井，防止固井中井漏与溢流的发生[1]。在保证顶替效率条件下的施工排量模拟，保证压稳和防漏的浆柱结构优化和井口压力控制的前提下[2]，以动态当量密度(ECD)控制为核心，通过施工前降低钻井液密度，减小静液柱压力，同时在井口实施精细回压控制，防止固井过程井漏，以及停泵或静液柱压力小于地层孔隙压力时溢流，主要目的是保持井底环空压力在孔隙压力与破裂压力之间，最终实现压力平衡固井，该方法能够提高复杂超深气井尾管固井质量[3]。

1 应用背景

J102井是辽河油田公司部署的重点探井，位于辽河东部凹陷桃园构造，钻探主要目的层为沙三中下亚段火山岩，完钻井深5 530 m，其裸眼段长达1 959 m，创辽河油区三开φ215.9 mm裸眼段钻进最长记录。完井采用139.7 mm尾管固井封固三开裸眼井段，封固长2 109 m，完井钻井液密度1.68 g/cm3。

2 固井施工难点

(1)垂深5 340 m，井底静止温度高达171 ℃，悬顶位置3 411 m，封固段内温差74 ℃(97～171 ℃)的特点，水泥浆体系设计难度大，要求具有抗高温防强度衰退、防气窜、封固段顶部强度发展快等性能。(2)井底温度高171 ℃，井底压力高90 MPa，对固井工具在高温高压下的可靠性要求高。(3)高密度钻井液与水泥浆之间污染较严重，施工中如果出现两者之间的接触污染，将严重影响施工安全及固井质量。(4)井深、尾管段长，套管及送入钻具尺寸大，顶替量大，顶替液密度高，对计量精确性要求很高，由于计量误差，存在留塞和替空的风险。(5)钻进至4 600 m以后持续渗漏，油气显示层位多且活跃，钻进过程多次点火放喷，地层压力系数、漏失压力系数不明确，固井施工及候凝期间井漏、气窜与井控风险共存。

3 应对措施

(1)明确该井的地层压力及漏失压力系数，通过上提密度大排量循环，动态压稳油气层，求得地层压力系数；通过堵漏承压试验，尽可能探索地层承压能力上限，为固井施工提供更大安全密度窗口，为浆柱结构设计提供更大空间。测得的地层压力系数为1.76，按照承压值计算，漏失压力系数为1.82。(2)采用抗高温、防窜、大温差水泥浆体系，做到防漏、零游离液、低失水(小于50 mL/Q30)、近直角稠化(过渡时间小于10 min)、防气窜，抗高温，确保施工安全和封固质量。领浆采用缓凝水泥浆体系，如表1所示。尾浆与领浆拉开稠化时间差，保障主力油层的封固效果。

表1 水泥浆性能

(3)悬挂器采用耐高温内嵌式液压悬挂器，钻杆胶塞、套管胶塞、浮箍耐高温级别为200 ℃，配合耐高温浮箍，保障工具在高温下的可靠性。(4)设计配制抗污染冲洗隔离液，有效量至少21 m3，冲洗液采用3 m3缓凝药水，避免接触污染。采用水泥车顶替，批混橇作为计量罐，每次按照7 m3计量倒罐，提升计量的准确性。替过程中，悬顶上、下隔清水，用量9 m3缓凝药水，保障冲洗喇叭口时，泥浆与水泥不接触，避免相互污染。(5)根据测压接头的测试结果，拟合软件模拟的流变参数，精确计算施工各环节ECD的实时变化，对控压固井提供科学依据固井过程中进行动态压力控制，确保整个过程的当量密度在1.76～1.82 g/cm3之间，压稳油气层的同时，不压漏地层。

4 J102井固井施工

4.1 控压下套管

(1)下套管至2 500 m，接转换接头，开泵循环钻井液，用五寸半钻具送至井深3 500 m。(2)下至预定井深时，安装旋转总成，开泵排量50冲循环，排除重浆后，控压2.5～4.9 MPa，循环2周以上，排除后效，停泵控压4.7～7.3 MPa。(3)用5寸半钻杆下送套管至5 530 m，采用地面循环方式泵冲80～90冲，控压4.7～7.3 MPa，中途每下500 m开泵正常排量循环1.66 m3/min(100冲)当 量1.77 g/cm3，4 000 m，4 500 m，5 000 m，5 530 m，井口控压0～0.6 MPa。(4)下完套管后，小排量顶通，顶通后采用逐渐提排量至1.8～2.0 m3/min循环，循环排气，充分循环后，测试循环周钻井液的密度差±0.01 g/cm3，并做好记录，调整好钻井液性能，漏斗黏度小于60 s，屈服值应小于12 Pa，塑性黏度应在15～30 mPa·s之间。(5)钻井液性能达到要求后，进行倒扣，验证丢手后，开泵至停泵前排量循环，循环至少一周，测量进出口密度，密度差±0.01 g/cm3，进行固井施工。

4.2 控压固井

J102井注水泥施工流程如表2所示。

表2 J102井固井施工流程

(1) 为保障顶替效率固井前注入20 m3密度为1.60 g/cm3的钻井液，漏斗黏度小于原钻井液黏度。(2)冲洗液密度1.10 g/cm3，前置液密度1.75 g/cm3，领浆1.83 g/cm3，尾浆1.88 g/cm3，形成梯级匹配浆柱结构，施工排量1.8～2.0 m3/min，套管环空施加3～6 MPa压力控制，达到全过程动态压稳与防漏的目的。环空浆柱结构如图1所示。(3)控压分析：①循环满足固井施工条件后，需要停泵，倒闸门，预计3 min。按照1.76的地层压力计算，需要环空加压4.2 MPa。按照1.82的承压值计算，最高不能超过7 MPa，建议加压5～6 MPa。②投胶塞过程，需要卸扣，冲管线，上扣，预计10 min。此时井底当量密度为1.67。按照1.76的地层压力计算，需要环空加压4.7 MPa。按照1.82的承压值计算，最高不能超过8.4 MPa，建议加压5～7 MPa。③憋压上提中心管。此时井底当量密度为1.71。按照1.77的地层压力计算，需要环空加压3 MPa。按照1.82的承压值计算，最高不能超过5.7 MPa，建议加压4～5 MPa。④循环稀水泥。上提中心管冲洗，循环洗水泥过程，排量始终保持在2.0 m3/min，悬顶处ECD最小为1.70 g/cm3，最大为1.80 g/cm3，此时作用与井底的ECD最小为1.76 g/cm3，最大为1.817 g/cm3，保障尾浆在失重前，不会发生气窜，不会压漏地层。(4)尾浆失重后，此时3 421 m处的ECD为1.79 g/cm3，下部环空水泥浆液柱压力由35.5 MPa，降低至29 MPa，环空需要控压3～4 MPa，保障井底的ECD在1.77 g/cm3以上。起钻前停泵，测后效，确定无气体上窜，起出全部钻具。

5 固井质量

(1)固井结束后，循环洗水泥及循环候凝期间，全烃值在1%以内，较好的压稳地层。(2)采用CBL-VDL固井质量综合评价测井，测井解释结果显示：返高3 415 m，返至悬顶，裸眼段水泥胶结优良井段为63%，水泥胶结中等井段为30%，水泥胶结差井段为6%。全井段固井水泥胶结合格率为93%，测井评价为合格。

6 结语

(1)控压固井需要探明地层压力，确定安全压力窗口。(2)裸眼段长，压力层系多的井，宜采用动态探漏，确定地层的漏失压力，降低承压堵漏带来的风险。(3)控压固井能有效解决窄密度窗口下的井漏、油气水侵给带来的井控风险。(4)控压固井能够有效解决候凝期间发生油气水窜影响固井质量的难题，提升固井质量合格率。