四川盆地八角场构造沙溪庙组致密油气防气窜固井技术

四川盆地八角场构造常采用大斜度定向井、水平井开发沙溪庙组致密油气藏。通过对油层套管固井存在下套管困难、上部地层易漏失、水泥浆与油基钻井液相容性差、套管居中度低等难点研究,制定了井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的针对性技术措施,应用12口井油层套管固井。实践结果表明:①四川盆地八角场构造致密油气防气窜的井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的技术措施,大幅度提高油层套管固井质量,为八角场构造沙溪庙组致密气开发提供了技术支撑。②套管居中度差的条件下,固井前循环时活动套管、降低钻井液静切力能提高固井时隔离液和水泥浆的顶替效率。③漂浮接箍可靠性高,能减少下套管摩阻,有利于套管顺利下入到位,建议在长水平段的水平井中推广使用。     

又喷又漏井的固井技术

又喷又漏井的固井技术包含两个方面,一是裸眼客观存在又喷又漏的情况,其固井方法是采用全井下套管固井、尾管固井、分级固井;二是在下套管过程中,或下完套管循环时,或在注替水泥浆的过程中发生井漏诱发的溢流或井喷时,其固井方法是以正注为主的井口反补挤水泥工艺,以正注水泥为辅的一次或二次反注水泥工艺技术。具体应采取什么样的固井技术,应根据漏失速度的大小、井内钻井液密度与水泥浆密度的差值大小等来确定。     

小井眼固井技术

近年来，小井眼开窗侧钻技术在各油田广泛应用，然而小井眼固井质量一直是困扰小井眼钻井技术发展的一个瓶颈。小井眼固井是指在Ф120．7（或Ф118）钻头所钻井眼中下入Ф101．1无接箍套管或Ф89油管，采用尾管固井技术。尾管借助悬挂器悬挂在上层套管上，重合段为50--100m，水泥密度为1．85--1．90g／cm^3。文中总结了小井眼固井关键技术，并且经过7口井的固井实践，套管的下入、悬挂器坐挂、注水泥施工均正常。声幅测井检验固井质量合格。实践证明该技术是保证固井质量的可靠技术。     

中原油田完井井漏的处理技术

中原油田区块构造断层多，层间压力系数差别大，加上多年开采造成产层亏空，钻进和完井过程中．极易发生严重井漏。采用“外引内接”堵漏新技术，再配合相应的固井措施，使下套管完发生井漏的井．在建立循环、固井施工和水泥封固质量上均获得成功。该技术措施为：在易漏区块钻井和完井作业前应进行预堵漏，提高地层的抗破能力．避免在完井作业井段发生漏失；下完油层套管后，必须坚持小排量将井眼内的老浆全部循环出．待原浆的分子结构力经过循环和地面搅拌破坏后．逐渐增大循环排量，避免产生过大的循环压力；在固井作业中，采取环空减压、优化配方等措施．预防井漏。应用表明，“外引内接”堵漏新技术，有效的控制了完井过程中的井漏。     

建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

川东北地区河坝1-1D井综合治漏工艺技术

河坝1-1D井是部署在川东北通南巴构造带河坝场高点的一口定向大斜度试验井,最大井斜为66°,完钻井深为5810m。在该地区施工的大斜度深井普遍面临高密度、高含硫、喷漏同存等技术难题。通过对该井2次不同类型钻井液失返井漏的治理,促进了钻井施工的顺利进行,满足了下套管固井的需要,采用降压止漏的方法治理了下技术套管中途发生的钻井液失返井漏;采用间歇关井10h高承压堵漏整体提高漏失地层承压能力的措施,实现了防喷堵漏同步完成,为治理同类复杂井况提供了可借鉴的技术。     

缅甸PSC-2井复杂条件下双级固井工艺

缅甸PSC-2井地层压力当量密度"窗口"很窄,地层对钻井液密度和排量非常敏感,给固井施工带来很大的困难。该井在下完套管后,发生了钻井液漏失,一级固井封隔器失效后油气上窜,使固井工作无法按正常设计程序施工。随后采取了一系列技术措施,如借助地层能量,利用"U"形管原理重新建立循环;控制回压,保持进、出口流量一致,实现"平衡法"固井等,完成了该井的二级固井以及对一级固井的补救施工,初步形成了又涌又漏条件下高压气井的固井施工方案。重点介绍了PSC-2井244.5 mm技术套管在复杂井眼条件下的固井施工情况。     

短回接尾管固井技术在补救固井中的应用

超深探井在钻进过程中出现套管挤毁，井漏而常规封堵无效等复杂问题，影响了一步正常钻进，短回接尾管固井技术能很好地解决该技术难题。该技术在塔河油田S84井和S88井进行了应用，并取得了良好的固井效果，而且短回接尾管固井技术比套管回接到井口成本要低得多，经济效益非常明显。     

提高柴东气田天然气井固井质量技术

对柴达木盆地第四系不成岩地层天然气气田进行了提高固井质量的研究,分析并得出了影响柴东气田天然气井固井质量和施工安全的因素为天然气气窜和井漏。为解决该问题,要求水泥浆使用防气窜降失水剂、晶格膨胀材料和纤维防漏材料,并缩短稠化过渡时间和静胶凝强度过渡时间。在柴东气田天然气井的表层套管固井使用低温低密度促凝早强水泥浆,并配合使用插入法固井技术,防止管内、管外的窜流发生;在技术套管固井中采用双凝防窜水泥浆和套管居中技术及近平衡压力固井技术,并应用螺旋紊流定位器提高顶替效率,通过应用该技术固井合格率为100%,优质率为85%,施工安全率为100%,全年无一口井发生管外窜事故;在气层套管固井中应用增韧双膨胀防漏水泥浆,其具有很好的防漏、防窜性能。     

精细控压固井技术在川渝及塔里木盆地的应用

深井、超深井及复杂井固井时经常面临封固段长且同一裸眼段存在钻井液安全密度窗口窄及环空间隙小、套管居中度低等,使用常规固井工艺易出现恶性井漏,甚至井口失返,水泥浆上返不到预定位置,固井质量差、井控风险大。文章针对四川磨溪-高石梯构造、龙岗构造、双鱼石-河湾场构造及塔里木山前构造等地区的窄密度窗口固井,提出采用精细控压固井技术,在固井施工过程中借助精细控压设备和软件控制井底压力,实现井筒压力实时动态计算,降低人工计算的误差值,实现在喷漏同存的窄密度窗口下精准控制井下压力,保障井筒始终处于不喷不溢的压稳防漏状态,从而显著提高固井质量。目前该技术已在川渝及塔里木地区推广应用,成为解决此类复杂地层高质量固井的关键技术,并为国内外其它地区类似的深井、超深井及复杂地层提高固井质量做参考。     

准噶尔盆地南缘超深井天X井尾管精细控压固井技术

天X井是准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带安集海背斜的一口集团公司风险探井。该井六开Ф139.7 mm尾管固井地层高低压并存、裸眼段长、环空间隙小，同时目的层砂岩段孔隙发育地层油气活跃，钻进期间多次发生漏失，地层压力窗口仅有0.02 g/cm³，井筒压力无法动态平衡，容易出现下套管及固井期间溢流、井漏等复杂情况，固井质量无法保障。为了解决该井固井施工难题，尝试实践了精细控压固井技术，通过与精细控压装备配合，进行下套管、固井各阶段井口压力控制，保证漏点、溢点在安全密度窗口范围内，实现井筒内压力平衡的目的。该井固井采取精细控压一次上返的尾管固井工艺，制定针对性的固井技术措施，最终顺利完成了天X井固井施工，经IBC测井解释，封固段合格率为100%，降密度后喇叭口正常不窜气。该技术为南缘区块窄密度窗口井固井施工提供了宝贵的经验及借鉴意义。     

平落006-5井空井固井初探

平落006-5井是平落坝低压易漏地质构造上的一口排水井。设计311.2mm井眼采用空气钻井技术钻至井深1650m下入244.5mm技术套管。为了解决空气钻井达到设计井深后,替入水基钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,第一次实施了空井正注水钻井液固井作业。分析了空井固井的7项技术难点。空井通井采用了模拟钻具配合划眼、加大排气量清扫技术,下套管采用了加长铝质引鞋配合平稳控制下放速度技术,注水泥采用内插管配合施工参数动态监测技术。介绍了现场施工过程中井眼准备及管柱下入、注水泥等工序,值得借鉴和推广。施工顺利,固井质量合格,创造了该地区244.5mm套管空井固井最深纪录,丰富了空气钻井技术。     

碳酸盐岩地层双级注水泥工艺实践

以川东马鞍1井深探井Ф244.5mm套管固井为实例，介绍了双级注水泥固井中分级注水泥器工具结构及工作原理、注水泥工艺和固井技术措施，提出了解决复杂地表地质条件海相地层钻井中中间套管下入深度较深、水泥封固段长、水泥用量大、施工压力高等技术难题的办法。     

Z4井Φ244．5mm套管固井技术

介绍了Z4井在固井前及固井过程中发生严重井漏的固井施工、水泥浆体系及固井中的防漏措施。通过对井漏层位、套管串设计、水泥浆性能及施工步骤的精细分析和施工，该井固井质量优良，为同类井及低压井的固井提供了一定的参考。     

中原油田二次完井与配套技术

中原油田套管损坏井约占生产井总数的20%,且套损井段分布距离长,跨度大,从井深400m至生产井段均有套损现象发生,严重地影响着增产增注措施的实施和注采井网的完善。常规的套管补帖和取换套技术不能解决套管长距离破漏穿孔的难题,为此,决定采用下小套管二次固井完井工艺,在已损坏或管壁变薄的Ф139.7mm油层套管内全井下Ф101.6mm套管或局部悬挂套管二次固井完井,配套开发了高温延迟水泥浆、系列Ф101.6mm套管,采用了延迟固井工艺及小套管内射孔、注采、修井等技术,对修复套损井、细分层系、改善吸水剖面、完善注采井网、实施增产增注、恢复储量、提高经济效益有重要意义。     

塔深1井非常规系列尾管悬挂器的设计与应用

塔深1井井深8408m，是亚洲第一垂直深井。该井井下条件复杂，Ф273．1mm、Ф206．4mm、Ф139．7mm三层套管固井都存在封固段长、环空静液柱压力大、施工泵压高、上下温差大、环空间隙小等难题，加之该井采用了非常规系列井身结构，需要应用特殊扣形的非常规系列尾管悬挂器，且要求适应小间隙条件、悬挂负荷大、抗温能力强。为此，研发了新型非常规系列尾管悬挂器，并改进固井工艺、优化固井设计、细化固井操作，保证了该井三层尾管固井施工的顺利完成，且固井质量合格，初步形成了适合塔河油田长封固段小间隙超深井的尾管固井技术，同时把我国特殊固井工具的研制和应用水平提升到了一个新的高度。     

巴基斯坦DAKHNI-11井钻井复杂事故处理技术

巴基斯坦北部地区DAKHNI区块地层复杂,安全密度窗口小,井控安全工作压力大,针对该区块钻井、固井过程中经常发生溢流、井漏、卡钻和地下井喷等复杂情况和事故,提出了下套管期间产生井口高压时的压井处理及井漏后的井控处理对策,并首次应用了自动灌钻井液浮箍。此技术可以避免由于下套管引起的压力激动而诱发的井漏,且省去了灌钻井液时间以降低出现卡套管的风险,认为在下套管过程中应注意控制下套管的速度且分段循环钻井液,防止憋漏地层。     

川西超高密度水泥浆固井技术

中国石化西南分公司在川西凹陷孝泉—新场构造带上部署了一系列预探井,以探索孝泉构造上三叠统须家河组二段各砂组含气性为主要目的。但在钻进过程中出现多次复杂现象,特别是在三叠系上统须家河组五段至三段,井漏和溢流频发,压力系统多且存在异常高压层段,固井施工难度极大。选取了该区块具有代表性的新场12井技术套管固井为例,对该井地质构造、井身结构、井眼状况等进行了介绍,对固井难点进行了分析,提出了的固井技术措施建议,特别针对新场12井在须家河组五段至三段异常高压的情况,通过大量室内实验,研究和配制了密度高达2.45g/cm3的水泥浆,经过充分的准备工作,成功进行了该井Φ193.7mm技术套管下深4697m的一次性固井施工,为解决川西地区超高压气井固井难题打下了良好的基础。     

大北X井盐膏层尾管精细控压固井技术

大北X井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带的一口预探井,该井五开φ177.8+182 mm尾管固井存在纯盐层易发生蠕变、高低压互存,裸眼段长、环空间隙小、套管下入深、钻井液安全密度窗口只有0.03 g/cm3,极易出现上喷下漏、上漏下喷、漏涌交替发生等复杂,为了解决该井固井施工存在的技术难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过精确控制井口压力,防止溢流、井漏的发生,采取正注精细控压固井+反挤平推水泥浆的方案,配套防窜压稳和防漏等固井技术措施,安全顺利完成了大北X井固井施工,经CBL/VDL测井,重叠段和裸眼段封固质量合格,管鞋以上200 m封固质量优质,六开降钻井液密度后钻进正常。该技术为窄密度窗口井段安全固井施工积累了经验,并对该区块类似复杂井固井施工提供了借鉴意义。      

正注反挤固井技术在套管开窗侧钻井中的应用

中原油田套管开窗侧钻井固井属于典型的小尺寸、窄间隙固井范畴。在下完套管循环过程中极易发生井漏,但由于环空间隙小,大颗粒堵漏材料无法使用,只好强行固井,固井质量往往达不到设计要求,造成后期挤水泥补救固井质量,浪费大量的人力、物力和财力。通过可行性分析和研究后,提出实施正注反挤固井工艺技术,介绍了实施该技术的前提条件,技术方案及要点和现场应用情况。该技术的关键是既要保证水泥上下可以有效对接,又要保证入井钻具的安全;反挤水泥浆量,以水泥浆稠化时间为依据,保证挤堵达到一定压力,避免二次挤水泥。