中国石化复杂地层深井超深井固井技术

中国石化复杂地层深井超深井固井技术

丁士东 桑来玉 周仕明

（中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所,山东德州 253005）

摘要：深井超深井复杂地层固井面临着高温、高压、高含腐蚀性气体、压稳与防漏、盐膏层、顶替效率低等固井技术难题，固井难度大。为此，采用了“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”等综合固井技术措施，应用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆体系，提高了水泥浆本身抗窜能力，减低CO2和H2S对水泥石的腐蚀；采用纤维堵漏水泥浆，提高了水泥浆堵漏能力和地层承压能力，扩大了钻井液安全密度窗口；建立了动态循环承压试验方法，采用分段压稳设计模型分析固井后环空压力，实现压稳和防漏的协调统一；采用双凝双密度水泥浆设计，确保主力气层快速形成早期强度，实现“以快制气”，有效控制气层气体；采用旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高了洗井质量和水泥浆顶替效率。通过上述技术措施，为解决中国石化复杂压力深井超深井固井技术难题作了有益的尝试，取得了较好的现场应用效果。

主题词： 中国石化 深井超深井 复杂压力 水泥浆体系 固井应用

近年来，随着中国石化油气勘探开发的不断深入，钻井技术水平的提高，出现了越来越多的深井超深井，完钻井深大多超过了6000m，主要集中在新疆塔里木盆地、川东北地区等区域。在钻井中过程中，经常遇到高压地层，如塔河油田秋南1井、巴楚区块，川东北地区河坝等区块；以及遇到低压易漏失地层，如塔河油田二叠系，深部奥陶系，川东北地区海相地层，这些复杂地层都增加了固井的难度。

中国石化塔河油田2008年产能建设超过600万吨，川东北盆地海相层系油气勘探也取得了很大进展，发现了目前国内最大的海相整装气田-普光气田，在其外围也相继发现了清溪、河坝等高产气田，元坝等外围区块准备进一步加快，以普光气田为主体的川气东送已列入国家“十一五” 重点工程并正式开工建设，川东北海相油气勘探开发展示了良好的前景。

塔里木盆地、川东北地区海相气井井深、温度高，地层压力高，特别是川东北地区、塔河雅克拉气田，很多气井含有酸性或腐蚀性气体H2S和CO2，给油气田安全勘探与开发带来了巨大挑战。2006年的罗家2井泄漏出含H2S的天然气，都造成了对周围生命、财产和环境的极大破坏，分析认为这与其固井质量差有很大关系；在普光气田先期8口探井中，有6口井正是主要由于固井质量不好和没有充分考虑井下CO2和H2S气体对水泥环以及套管柱腐蚀问题，不能直接转化生产井，造成了数亿元经济损失。

1 主要固井技术难题分析

深井超深井固井受到的影响因素众多（如井眼条件、钻井液性能、地层漏失和地层流体等），技术难度大，风险非常高。

(1)气层压力高，气层活跃，固井后易发生环空气窜。

由于气体可压缩，易膨胀，控制难度大，固井后如何防止环空气窜是所有气井必须要解决的技术难题。在川东北地区的毛坝、河坝、元坝等构造，塔里木盆地巴什托等区块，其油气层压力梯度达到2MPa/100m以上，加之井深（一般大于5000m）、封固段长（一般超过2000m），计算其潜气窜因子（GFR）达到7～9，根据相关分级标准，属于固井后环空气窜高危险井，控制环空气窜和提高固井质量难度大。

(2)地层压力系统复杂，压稳和防漏矛盾突出。

塔里木盆地、川东北地区储层多为碳酸盐岩裂缝型气藏，油、气、水显示层位多，可交互出现静水压力和异常高压多个压力系统，地层纵向的压力梯度变化很大（压力系数1.2～2.30 g/cm3），在钻遇高压气层的井眼内，同时存在低压易漏甚至裂缝型的漏失层，要压稳高压气层，就有压漏低压层的危险，钻井液密度安全窗口窄，压稳和防漏矛盾十分突出。

川东北河坝1井在进入飞三段(4870m-5018m)后，多次发生井涌、井漏。不压井时发生气侵，压井时又产生井漏，钻井液密度由2.19上升到2.35g/cm3勉强建立平衡。压稳是固井防气窜的前提，采用密度为2.35g/cm3水泥浆固井，固井时有发生了漏失，导致不能压稳气层，固井过程中就发生了环空气窜。

塔里木盆地塔河油田二叠系地层分布不均匀，由于地层的激烈运动，与上下地层呈不整合接触，造成地层破碎，地层易跨塌，造成地层承压能力低，从而发生固井漏失；塔河油田奥陶系属于裂缝性灰岩，地层承压能力低，固井易发生漏失。

(3)防止H2S、CO2腐蚀固井技术难题

塔河油田雅克拉气田、川东北地区大部分高压气层富含H2S或CO2或二者混合的有害气体，而且含量较高。如普光气田天然气的H2S含量达到180g/m3，CO2含量达到80g/m3；位于开江的罗家寨气田天然气的H2S含量达到150g/m3，CO2含量达到100g/m3，雅克拉凝析气田部分井含有丰富的CO2。CO2、H2S都属于腐蚀性酸性气体，国外研究表明，CO2和H2S气体在井底高温高压条件下将与水泥石中的水化产物如Ca(OH)2和CSH凝胶等发生反应，从而降低水泥石的强度并增加渗透率，为气窜提供通道。

(4)高密度钻井液顶替难度大

深井超深井复杂高压地层，需要采用高密度钻井液平衡气层压力。如：河坝1井钻飞3段时的钻井液密度为2.33 g/cm3，粘度90S，静切力12/29Pa，塑性粘度60mPa.s，动切力28Pa，造成流动摩阻大，顶替难度大，同时，由于钻井液安全密度窗口窄，无法采用相应的提高水泥浆顶替效率技术措施，水泥浆胶结质量难以保证。

秋南1井钻井液密度2.28g/cm3，CL-离子含量高达110000 mg/l，对钻井液及水泥浆性能要求严格，水泥浆顶替效率低。

（5）高密度盐层固井技术难大

塔里木盆地盐膏层分布较广泛，蠕变速率可达成1～2mm/h，盐层井段易产生溶蚀，井眼不规则，顶替效率低。如秋南1井是中石化在新疆塔里木盆地山前构造带部署的一口重点超深探井，在Φ244.5mm+φ250.8mm尾管悬挂、超长φ206.4mm尾管固井中存在膏盐层与高压，超高压地层，全井采用高密度钻井液钻进，苏维依组复合膏盐层井段，泥浆密度高（2.28 g/cm3），CL-离子含量高(110000

mg/l)，对水泥浆性能要求严格；压力窗口窄，环空间隙小，施工压力高，水泥浆易窜槽。

2 主要固井技术措施

2.1综合固井技术方案

针对塔里木盆地、川东北地区等复杂地层深井超深井主要固井技术难题，采用了“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”的技术措施来解决该地区固井技术难题：

“封”是采用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆体系，将气层气体封住，提高水泥浆本身抗窜能力；利用胶乳和非渗透水泥浆凝固后水泥石低渗透的特点，减低CO 2和H 2S对水泥石的腐蚀；

“堵”是在固井前强化钻井液堵漏，提高地层承压能力，扩大钻井液安全密度窗口；在固井时，采用纤维堵漏水泥浆，提高水泥浆堵漏能力；

“压”是在固井前采用分段压稳设计模型，考虑固井后水泥浆失重的影响，分析固井后环空压力分布，保证压稳气层；

“快”是固井水泥浆采用双凝或多凝设计，确保主力气层快速形成早期强度，实现“以快制气”，有效控制气层气体；

“新”是采用旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高洗井质量和水泥浆顶替效率。

2.2防气窜水泥浆体系的优选

针对川东北地区海相地层固井不同井深的要求，优选出了适合不同温度范围的FSAM-J 非渗透防气窜水泥浆体系和LX-200胶乳防气窜水泥浆体系。 2.2.1 FSAM-J 非渗透防气窜水泥浆体系

FSAM-J 是一种新型预胶联的液态成膜防气窜降失水剂,将线型PVA 分子与引发剂通过化学反应制成的具有一定立体网状结构和较高分子量的产品。这种预胶联防气窜剂通过初期瞬间滤失，使聚合物浓度急剧升高，并通过交联作用在滤饼下面滤失层表面形成一层有一定韧性的完整致密聚合物膜,这种膜对液体和气体的渗透率非常小，不仅具有优异的降滤失作用，而且可以有效阻止气窜。FSAM-J 具有较好的抗高温能力，滤失膜在120℃时仍稳定,滤失量不显著增大，优选出的FSAM-J 防气窜水泥浆体系典型配方及性能见表1：

表1 FSAM-J 高密度防气窜水泥浆综合性能

流变性能

序号 密度 g/cm

3

温度 ℃ 剪切读数 n K API 失水 稠化时间(min) 过渡时间 min 防窜性能系数 强度 MPa 1 2.25 115 226/150/75/7/5 0.78 0.7521ml 166 7 1.05 17.912 2.25 115 216/148/77/11/8 0.77 0.8319ml 266 10 1.07 20.023 2.3 115 151/102/53/6/4 0.93 0.2316ml 240 15 1.44 18.024 2.4 120 181/112/60/9/7 0.91 0.2915ml 302 15 1.20 21.2 5

2.5

115

244/165/83/12/7

0.82

0.54

18ml

244

18

1.93

22

注：表中配方为：

1：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋0.8％DZH-2+29%水固比

2：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋2.0％DZH-2+29%水固比 3：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋1.2％DZH-2+29%水固比 4：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋0.8％DZH-2+29%水固比 5：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋0.6％DZH-2+29%水固比

从表1可以看出，FSAM-J 非渗透防气窜水泥浆综合性能指标达到：流型指数n 值大于0.7；API 失水小于30ml/6.9MPa.30min；24小时高温抗压强度大于14MPa，稠化时间在240min～360min 间可调；水泥浆性能系数（SPN）均小于3，具有较强的防气窜能力。 2.2.2 LX-200乳胶防气窜水泥浆体系

LX-200乳胶防气窜水泥中胶乳粒径为200～500nm，比水泥颗粒粒径（一般约在20～50μm）小得多，胶粒具有弹性，水泥浆形成滤饼时一部分胶粒挤塞、填充于水泥颗粒间的空隙中使滤饼的渗透率降低，另一方面，胶粒在压差的作用下在水泥颗粒间聚集成膜，这层覆盖在滤饼表面的膜，阻止气体窜入水泥浆。胶乳体系水泥浆在较宽的温度范围内（40～170℃）都有良好的失水控制能力（可控制低于20ml），因此具有“成膜”防窜和“颗粒”防窜双重功能。LX-200乳胶具有很好的抗高温能力，可满足200℃固井技术要求。优选出的LX-200乳胶防气窜水泥浆体系典型配方及性能见表2：

表2 LX-200乳胶防气窜水泥浆综合性能

流变性能

序号

密度 g/cm 3

温度 ℃

剪切读数 n K

API

失水 稠化时间(min) 过渡时间 min 防窜性能系数

强度 MPa

1 1.94 130 285/150/101/49/5/3 0.89 0.9423ml 24

2 8 1.20 20.1 2 2.30 140 225/128/89/49/18/10 0.78 0.89

20ml

266

9

1.10 17.9

注：表中配方为：

1：JHG+硅粉+15%LX-200+2%SUP602S+0.8%SF-100+0.9%RPM-L+1.25%HTR100+22.5%水固比 2：JHG+加重剂+硅粉＋18%LX-200+2%SUP602S+1.0%SF-100+1.2%RPM-L+1.45%HTR100+29%水固比

从表2可以看出，LX-200乳胶防气窜水泥浆体系具有抗高温、低失水、稠化时间过渡时间短，防气窜能力强的特点。

为此，在川东北地区海相地层固井时，对于井底静止温度大于120℃时采用LX-200乳胶防气窜水泥浆体系。

2.3纤维堵漏水泥浆技术

针对塔河油田二叠系、川东北地区压稳和防漏矛盾突出的技术难题，优选出了一种高强有机聚合物单丝短纤维，加入水泥浆中，一方面可以防止固井时的水泥浆漏失，同时还可提高水泥浆径向剪切应力，改善水泥环抗冲击韧性，显著提高固井质量，起到一剂多效的作用，纤维堵漏水泥浆性能见表3：

表3 加纤维水泥浆性能

配方 温度 ℃ 基浆 纤维加量 % API 失水

ml 抗压强度 MPa 析水ml 稠化时间 min 1 / 17.6 0 213 2 0.2 32 20.1 0

181 3 100 水泥浆体系1 0.4 28 24.5 0 226 4 / 46 18.2 0

248 5

100

水泥浆体系2

0.2

42

26.8 0

215

6 0.4 38 / 0 224

7 / 2

8 15.6 0 338 8 0.2 / 22.5 0 316 9

120

水泥浆体系1

0.4 30 / 0 289

加入纤维后，水泥浆稠化时间普遍缩短，基本在30min 左右，且随着纤维加量的的增加，其稠化时间缩短增幅不大；加入纤维后，纤维均匀分布在滤饼上，水泥浆仍具有良好的控制失水能力，其API 失水有变小的趋势，见图1；加入纤维后水泥有助于提高水泥石的强度，水泥石强度大于14MPa，并能提高水泥石的韧性，见图2。

图1 纤维在水泥浆失水滤饼上的分布 图2 纤维在水泥石中分布情况

采用不同尺寸的纤维如5mm 和10mm 按一定的比例加入到水泥浆中，利用不同尺寸的纤维自身所具有的搭桥成网和不同级配固相颗粒的填充特性，达到堵漏和提高地层承压能力的目的，加入纤维的水泥浆堵漏能力见表4。

表4 加入纤维的水泥浆的堵漏能力

实验介质

缝尺寸

mm×mm

纤维规格及加量 承压能力

30×3 1m 3

浆中加:5mm纤维1.5Kg＋10mm纤维1.5Kg ≥7 MPa 密度为1.15g/cm 3

低密

度水泥浆 30×6 1m 3

浆中加:19mm纤维1.5Kg＋10mm纤维1.5Kg ≥7 MPa 30×3 1m 3浆中加:5mm纤维1.5Kg＋10mm纤维1.5Kg ≥7 MPa 密度为1.89 g/cm 3常

规密度水泥浆 30×6 1m 3浆中加:19mm纤维1.5Kg＋10mm纤维1.5Kg ≥7 MPa 30×3 1m 3浆中加:5mm纤维1.5Kg＋10mm纤维1.5Kg ≥7 MPa 密度为2.20 g/cm 3高

密度水泥浆

30×6

1m 3浆中加:19mm纤维1.5Kg＋10mm纤维1.5Kg

≥7 MPa

由表4可以看出，对于小于2mm 的缝洞，纤维堵漏水泥浆最大的堵漏承压能力可达到8MPa。 2．4深井超深井低密度水泥浆技术 （1）高抗挤3M 低密度水泥浆体系

目前，国内使用较普遍和成熟的是漂珠微硅复合低密度高强度水泥浆体系，该体系最低可配制出地面密度1.20g/cm 3

的水泥浆，但其不适合于深井超深井固井应用。因在压力非常敏感的情况下固井，普通漂珠体系在高压条件下密度变化很大，且井下流变性能难于控制。因此，对于深井超深井

低密度水泥浆固井应该选用更为优质的减轻材料，如3M公司生产的HGS系列空心微珠产品，视密度为0.6～0.7g/cm3，其中HGS18000可耐井下高压达125MPa。

表5 3M超低密度水泥浆性能

配方密度

（g/cm3）流变性能 API失水

（ml）

强度

（MPa）

稠化时间

（min）

析水

（ml）

沉降稳定性

（g/cm3）

1 1.21 145/83/57/30/3/

2 36 13.7 356 0 0.03

2 1.25 265/155/110/57/5/440 18.9 305 0 0.015

3 1.28 243/142/104/58/4/341 21.2 ------- 0 0.01

4 1.3

5 265/139/96/49/5/232 23 325 0 0.015 由表可知：

①优选出了以抗高温降失水剂DZJ-Y是一种三元共聚高分子聚合物，具有非常稳定的基团和结构，抗温可达180℃，水泥浆API失水控制在50ml以内，并且无析水；

②3M微珠具有较高的承压能力达到124MPa且性能稳定；

③该水泥浆体系在高温下具有良好的流变性能；

④高强度，24h强度不低于13.7MPa；

⑤利用颗粒级配原理对各种外参料的加量及粒径进行了优化，浆体无微珠悬浮和沉淀出现，密度差小于0.02 g/cm3，沉降稳定性好；

⑥水泥浆的稠化时间根据施工需要，可应用缓凝剂和降失水剂进行调节，水泥浆稠化曲线平缓，无闪凝、增稠等现象，且过渡时间短，小于10min，稠化曲线见图3。

图3 高温下水泥浆稠化曲线

（2）深井粉煤灰复合低密度水泥浆体系

漂珠－微硅低密度水泥浆体系仅能适合井底压力在60MPa以内中深井、浅井中固井应用，井底压力超过60MPa后，漂珠容易破碎；3M微珠深井超深井低密度水泥浆体系虽然抗压等性能优良，但价格比较昂贵，在个别井特殊井可采用，但价格限制了其推广应用；粉煤灰低密度和硅藻土低密度水泥浆体系仅能将密度降至1.60 g/cm3以上，为此我们又通过室内实验优选出了复合低密度材料DFS，

可将水泥浆密度降低至1.45g/cm 3

，该复合材料不含有空心漂珠等材料，具有耐压性能稳定，可适合深井低密度固井应用。优选出了综合性能良好的复合低密度水泥浆体系及配方，见表6、表7。

表 6 复合低密度水泥浆性能

序号 密度

（g/cm 3

） 温度(℃)

流变性能

600/300/200/100/ 6/ 3

流型指数n 值

稠度系数k 值

流动度cm 紊流排量L/m

紊流返速m/s

1 1.55 93 72/43/31/18/3/

2 0.78 0.17 22 30.89 1.6

3 2 1.55 93 67/38/28/15/3/2 0.83 0.11 22 26.46 1.40 3 1.50 93 59/36/27/15/2/1 0.76 0.16 23 27.89 1.47

4 1.4

5 93 36/20/13/7/2/1 0.92 0.04 24 13.24 0.70 5

1.46

93

51/32/24/14/2/1

0.72

0.18

24

27.22

1.44

表7 低密度水泥浆综合性能

抗压强度（MPa） 序

号 密度

（g/cm 3

） 温度 (℃) 稠化(过渡)时间（min）析水（ml）API 失水（ml） 93℃×24h 93℃×48h 130℃×24h

1 1.55 115 309（9） 0 58 11.4 15.

2 19.1 2 1.55 115 242(11) 0 52 9.5 14.6 /

3 1.50 115 284（9） 0 48 7.5 11.2 19.6

4 1.4

5 115 244(13) 0 54 6.1 9.3 17.3 5

1.45

115

178(11)

32

9.8

11.8

18.2

配方：（低密度复合材料加量占水泥质量百分比，外加剂及水加量占灰的百分比） 1、G 水泥+140%DFS+5.8%DZJ-Y+2.5%DZP-2+2.0%DZQ+1.0%DZS+0.8%DZH-2+71%水固比 2、G 水泥+140%DFS+5.8%DZJ-Y+2.5%DZP-2+2.5%DZQ+1.0%DZS+1.2%DZH-2+71%水固比

3、G 水泥+140%DFS+5%稳定剂+5.8%DZJ-Y+2.5%DZP-2+2.0%DZQ+1.0%DZS+1.2%DZH-2+81%水固比

4、G 水泥+140%DFS+10%稳定剂+5.8%DZJ-Y+2.5%DZP-2+2.0%DZQ+1.0%DZS+0.7%DZH-2+92%水固比

5、G 水泥+140%DFS+15%稳定剂+6.8%DZJ-Y+2.5%DZP-2+2.0%DZQ+1.0%DZS+0.5%DZH-2+92%水固比

由表可知：

①低密度复合材料加量可将水泥浆密度降至1.45g/cm 3

；

②该体系具有良好的流变性能，流型指数n 值大于0.7，流动度22～24cm，可降低水泥浆在井眼内的流动摩阻；

③在井深6500m，井眼236mm，下177.8mm套管固井，应用计算机模拟软件，排量在1.5～2.0m 3

/min 即可达到紊流，因此容易实现紊流顶替，有利于提高水泥浆的顶替效率，有助于提高水泥环胶结质量。

④抗高温降失水剂DZJ-Y 具有良好的控制失水能力，在115℃条件下，API 失水能控制在50ml 以内，低析水，0ml；

⑤高温缓凝剂DZH-2具有较好的线性关系，水泥浆稠化时间可调，可满足固井施工的要求,水泥浆稠化过渡时间短，过渡时间小于15min，见图4；

⑥复合低密度水泥浆具有较高的抗压强度，在满足固井施工安全的条件下，水泥浆顶部温度93℃条件下，24小时强度可达8MPa 以上，48h 强度也在12MPa 以上，甚至达到15MPa，底部温度130℃条件下，24小时强度可达14MPa 以上，满足固井对水泥浆强度的要求；

⑦深井复合低密度水泥浆体系具有较好的体系稳定性，上下密度差小于0.02g/cm 3；

⑧通过增加韧性材料发气材料等措施，对低密度水泥浆配方进行优化，提高水泥浆的综合性能，

特别是提高水泥石的韧性。

图4 水泥浆稠化曲线

2.5 压稳和防漏设计技术

针对塔里木盆地、川东北地区压力系统复杂，钻井液安全密度窗口窄的技术难题，建立了压稳和防漏设计模型，实现压稳和防漏的协调统一，设计方法见图5。

图5 压稳和防漏设计模型

在实际应用时，该模型应用方法如下：

(1）对于安全密度窗口窄的井，下套管前，通过堵漏等技术措施，提高地层承压能力，扩大安全密度窗口；

(2）改变传统的静态承压实验方法，动态模拟注水泥过程，按照注水泥环空浆体密度和排量动态进行承压实验，并计算环空压力分布，确定地层真实地层承压能力；

(3）确保环空液柱当量密度小于地层破裂压力或最低漏失压力，合理设计水泥浆密度和浆体结构；

(4）水泥浆性能设计时，尾浆与领浆的静胶凝强度呈阶梯状发展，尽可能缩短尾浆稠化时间。一方面，可以在主力气层段快速形成高早强水泥环，控制气窜，同时，当尾浆静胶凝强度达到240Pa 时，领浆的静胶凝强度要小于48Pa，发挥领浆对气层部位水泥浆尾浆的压稳作用，采用分段压稳设计模型进行水泥浆防气窜设计[6]；

(5）变排量顶替工艺，控制井口压力。不追求紊流顶替，根据动态模拟实验的结果，控制井口最高压力。在替浆前期，水泥浆自身具有很快的下落速度，此时采用先替轻浆后替重浆，减缓环空液柱的上返速度，有效控制泵压，降低漏失的风险；到替浆后期，根据泵压的升高情况及时调整替浆排量，将泵压控制在设计要求的范围内，防止注水泥漏失的发生。

2.6新型旋转尾管固井技术

针对钻井液粘度高、切力大、顶替效率低的技术难题，采用在塔河油田、川东北地区应用了旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，对水泥浆/钻井液产生拖曳力，从尾管四周产生曳引力，让水泥浆更充分地顶替掉泥浆，提高洗井质量和水泥浆顶替效率。

根据旋转套管旋转速度模型[7]，对于井眼直径为175mm，尾管直径为127mm，计算了其旋转速度5～20rpm，其在套管壁上的速度u和在套管与井壁中心点处的速度u0.5，见表8。

表8 不同旋转套管速度引起的流体径向速度

转速（rpm） 5 8 11 14 17 20 u（m/s）0.033 0.053 0.073 0.092 0.110 0.132

u0.5（m/s）0.014 0.023 0.031 0.039 0.047 0,056 由表8的数据表明，当套管旋转速度达到11rpm时就可以带动环空中大部分钻井液产生速度大于0.03m/s的径向运动，就可以很好地“扰动”钻井液，有利于驱替钻井液。为此，为获得好的水泥浆顶替效率，套管旋转速度应大于11RPM，一般在11-20RPM。

旋转尾管固井技术已经在塔河油田（YK8H、YK7H等井）、川东北地区（普光8井、PD-1）等10多井中应用，最大应用井深5930m，最大应用段长（177.8mm）2433m,取得了很好的应用效果。

3 现场应用

近两年来，采用 “封”、“堵”、“压”、“快”和“新”等综合固井技术措施，较好地解决了塔里木盆地、川东北地区复杂压力深井超深井固井技术难题，如川东北地区固井质量合格率和优质率较2005年分别提高了20%和50%。

3.1 FSAM-J非渗透高密度防气窜水泥浆体系在河坝2井的应用

河坝2井是河坝构造上的一口重点开发井，完钻井深：5222.11m，封固段为5212.86－4644.79m，尾管段长568.07m，四开应用φ165.1mm钻头钻进，下入φ146.1mm无接箍尾管。该井完钻钻井液性能如下：密度：2.27 g/cm 3

，粘度：90S，塑性粘度：56 mPa.s，初切/终切：8/18，动切：16 Pa，固含：50%。

(1)水泥浆密度选择

根据压稳和防漏设计模型，采用分段压稳防气窜设计方法，设计的隔离液密度为 2.35g/cm 3

，领浆密度为2.40g/cm 3

，尾浆密度为2.41g/cm 3

,水泥浆压稳系数达到1.06，可以满足压稳和防漏固井技术要求。

(2)防气窜水泥浆体系选择

该井井底循环温度为105℃，故该井采用FSAM-J 非渗透高密度防气窜水泥浆体系固井，水泥浆配方及性能见表9。

表9 河坝2井水泥浆配方及性能

API 失水ml/30min 自由液 配方序号 密 度

(g/cm 3

) 剪切应力读数℃×6.9MPa API 失水 ％ 领 浆 2.40 166/91/65/36/8/8 105×6.9MPa 42ml 0 尾 浆 2.41 173/90/65/36/9/6 105×6.9MPa 25ml

0 稠 化 时 间 配 方 名 称 密 度

（g/cm 3

） 稠 化 实 验 条 件 稠度(BC) 20 30 40

100

初始稠度 领 浆 2.40 105℃×110MPa×

55min

时间(min) 337337342 346 14.7 尾 浆

2.41

105℃×110MPa×

55min

时间(min)

247

248

248 251

21.7

领浆：JHG+120%铁粉＋30％硅粉＋3％微硅＋2.0%DZP-2+8%FSAM+2.5%DZS+3.5%DZH-2+25%现场水 尾浆：JHG+60%铁粉＋35％硅粉＋7％微硅＋2.0%DZP-2+8%FSAM+1.2%DZS+3.3%DZH-2+25%水固比

(3)前置液性能和污染实验

该井采用MS 高效冲洗液和抗抗高温高密度隔离液，冲洗液和隔离液配方及性能分别见表10和表11。

表10 冲洗液配方及性能

配方 水＋18％MS

密度(g/cm 3

) 1.03 流变参数

旋转粘度计读值(r/min)

PV(mPa.s) YP(Pa) n K(Pa.S n

)R600R300R200R100 R6 R3 4.66 2.0 0.48 0.21

12 8 7 5 2 1 50％冲洗液＋50％钻井液 25

16

12

7

2

1 表11 隔离液配方及性能

配方 水＋12％MS＋2.0%MS 助剂＋290％铁粉＋2.0％微硅

密度(g/cm 3

)

2.35 流变参数 旋转粘度计读值(r/min)

PV(mPa.s) YP(Pa) n K(Pa.S n

)R600R300R200R100 R6 R3 28.1

13.6

0.48

1.46

82

57

45

35

18

18

(4)入井水泥浆平均密度

该井入井水泥浆平均密度2.37g/cm 3

,最高2.43g/cm 3

。 (5)固井质量

该井固井质量综合评定为合格，气层部位封固优质。

3.2 LX-200乳胶防气窜水泥浆体系在普光8井的应用

普光8井位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造东南翼鼻状突起，实际完钻井深，5930m，该井井身结构见表12：

表12 普光9井井身结构

钻头套管

序号

规格（mm）钻深(m) 规格（mm）下深（m）封固井段（m）

1 660 25 508 25 0-25

2 444.5 509 339.7 509 0-509

3 311.2 3706 244.5 3699.52 0-3699.52

4 215.9 5930 177.8 5912.53

3500.50-5912.53 3.2.1主要固井技术难题分析

(1)该井封固段长，裸眼段达2230.48m，泥浆密度为1.36g/cm3，安全窗口较小，压稳防窜与防

漏矛盾突出；

(2)井底静止温度达145℃, 要求采用抗高温防气窜水泥浆体系；

(3)尾管重叠段长，环空间隙较小，流动阻力大，施工泵压高，造成顶替效率低，胶结质量难以

保证；

(4)注替水泥浆结束后，为了确保送入钻具安全起出，既要求水泥浆有足够的稠化时间，又不能

造成过低的早期强度，对领浆性能提出了更高的要求。

3.2.2提高固井质量采用的主要固井技术措施

(1)使用CW-600紊流冲洗液与加重隔离液相结合的前置液体系，有效冲洗井壁及隔离钻井液与水

泥浆，提高顶替效率；

(2)采用两凝双密度抗高温防气窜水泥浆体系,5000m以上采用为非渗透低密度水泥浆体系，水泥

浆密度：1.50g/cm3,稠化时间330－360min；5000m以下采用LX-200乳胶抗高温高密度防气窜水泥浆

体系，水泥浆密度：1.94g/cm3,稠化时间220－260min，水泥浆防气窜能力系数小于3；

(3)采用Weatherford可旋转尾管悬挂器，洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高顶替效率；

(4)套管串按设计安放高温聚脂螺旋减阻刚性扶正器，既有利于尾管旋转，又有利于提高套管居

中度；

(5)采用紊、塞流复合顶替技术。

3.2.3 LX-200乳胶防气窜水泥浆性能

该井尾浆采用LX-200乳胶防气窜水泥浆，性能见表13。

表13 LX-200乳胶防气窜水泥浆配方及性能

干水泥类型 嘉华G 密度(g/cm3) 1.94

配方

(593g JHG+207g硅粉)+15%LX-200+2%SUP602S

+0.8%SF-100+0.9%RPM-L+1.25%HTR100+22.5%现场水

实测性能

水泥浆比重(g/cm3) 1.94

流动度(cm) 25

析水(ml) 0

API失水(ml/30min) 28

流变读数（φ） 285/150/101/49/5/3

初稠（Bc） 15

抗压强度（MPa/120℃×24h） 20

30Bc稠化时间 242min

30Bc-100Bc过渡时间 8min

该井成功地实施了胶乳防气窜水泥及旋转尾管固井等一系列技术，旋转速度15RPM，固井质量优质。

3.3纤维防漏水泥浆技术的应用

纤维堵漏水泥浆已在塔河油田、川东北地区50多口井中应用，有效地提高了地层承压能力，大幅度减少了注水泥漏失，部分井应用情况见表14。

表14 纤维堵漏水泥浆固井情况

井号 固井

方式

井深m

套管下深

m

套管尺寸

mm

固井情况

金溪1井 尾管 2903.26 2902.28 193.7 钻井过程多次发生恶性漏失，多次堵漏无效果。固井时水泥浆中加入0.5%长度为10mm的纤维，未发生漏失。

建深1井 尾管 4986.91 4986.91 193.7 下套管发生漏失，固井时水泥浆中加入0.5%的10mm和5mm的复合纤维，未发生漏失。

P103-2 技套双

级

4129 4126.49 273.1

下套管结束后发生漏失，经循环堵漏，水

泥浆中加0.3%长度为5mm的堵漏纤维，固

井返浆正常，质量良好。

P104-2 技套双

级

4220 4217.19 273.1

下套管过程中发生漏失，经循环堵漏，水

泥浆中加0.5%长度为10mm的堵漏纤维，固

井返浆正常，质量优质。

TK1224 双级 6160 6157 177．8 施工符合设计要求，下套管至4480m时井漏失返，至一级施工结束不返浆，二级固井返浆正常，水泥浆返高达到设计要求。

3.4 高抗挤3M超低密度水泥浆在塔深1井Φ206.375mm尾管固井中的应用

塔深1井是中石化在塔河布置的一口超深井探井，也是目前亚洲最深的一口井，四开奥陶系固井采用206.38mm无接箍尾管固井工艺，尾管下深6800m，由于该层地层压力低，易发生固井漏失，泥浆密度1.11g/cm3，采用3M高抗挤微珠为减轻剂的密度1.20g/cm3超低密度水泥浆体系，制定配套的固井工艺技术措施，取得了良好的固井效果。

（1）固井的难点分析

①井深，裸眼段长1346.21m，理论环空间隙只有17.46mm，下无接箍厚壁套管易发生粘卡，下套管至设计井深难度非常大；

②地层压力系数极低,在钻进过程中已经发生裂缝性井漏,固井过程中发生井漏导致水泥浆返高不够可能性极大；

③奥陶系油气藏为塔河油田的主产层，该层封固是典型的低压漏失油气层固井，对特殊防窜超低密度水泥浆性能要求极高；

④井深，高温复杂条件下的特殊悬挂器施工座挂、倒扣等操作难度大；

⑤水泥浆封固井段长，上下部温差大，对水泥浆性能影响大，水泥试验工作要求高。 （2）采取的固井技术措施

①下套管之前对漏失层进行堵漏，提高了地层的承压能力；

②通井钻具组合加了一只外径为239mm 的铣锥，保证井眼畅通，确保下套管顺利；

③由专业套管队下套管，上下卡盘、吊卡、提升短节等非常规套管的下入工具提前准备，并有备用，确保下套管安全顺利；

④特制直连扣悬挂器、浮箍、浮鞋和扶正器短节，要求悬挂器、浮鞋、浮箍扶正器短节的通径、抗拉、抗挤等性能与套管一致，确保工具附件质量；

⑤采用气灰分离器配浆，批混罐过渡的地面施工工艺； ⑥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；

⑦采用三参数仪表监测固井施工，为固井施工、总结、分析提供有利帮助；

⑧严格进行井眼准备，通井钻具组合为：Ф241.3mm 钻头＋Ф203.2mm 钻铤2根＋Ф239mm 铣锥＋Ф203.2mm 钻铤1根＋Ф177.8mm 钻铤12根＋Ф139.7mm 钻杆。 （3）3M 抗高挤微珠超低密度水泥浆大样性能（见表15）

表15 水泥浆性能

水 泥 浆 性 能

水泥浆密度(g/cm 3

)

1.20 流动度(cm) 20 析水(ml)

0.2

抗压强度(MPa×48hr)

12

失水实验

水泥浆流变性能

实验条件 API 失水(ml)

实验条件 600/300/200/100/6/3130℃×6.9MPa×30min

40

93℃×20min

110/69/51/30/4/2 稠化时间：(125℃×80MPa×100min)

313min

（4）固井质量

72小时固井声幅值测井显示，全封固段固井质量合格率94.6%，其中优良率达83.3%，见图6，固井质量综合评定为优秀。

图6 固井质量声幅值曲线

3．5粉煤灰复合低密度水泥浆中应用

深井粉煤灰复合低密度水泥浆已在塔河油田应用20多口井，水泥浆返高均达到设计井深，大幅度减少了注水泥漏失潜在危险，目前已展开推广应用应用。部分井应用情况见表16。

表16 粉煤灰复合低密度水泥浆部份固井情况

井号 固井方式 井深m 套管下深

m

固井情况

AD20 177.8mm尾

管固井

6591 6588

下套管过程顺利,未出现复杂情况；固井施工顺

利，固井声幅显示水泥浆返高达到设计要求，固

井质量良好。

AD15 177.8mm尾

管固井

6496 6492

下套管作业顺利,悬挂器座挂、倒扣正常，施工顺

利，未碰压。水泥浆返高达到设计要求，固井质

量综合评定合格。

TK1240 177.8mm尾

管固井

6441 6438

下套管顺利,固井施工顺利，替浆碰压，回压凡尔

密封良好。水泥浆返高达到设计要求。

TK1076 177.8mm双

级固井

5996 5993

下套管顺利，施工顺利，未碰压，放回水正常。

水泥浆返高达到设计要求，固井质量评定良好。

4 结束语

中国石化复杂地层深井超深井固井面临诸多技术难题，难度大，如何提高复杂地层深井超深井固井质量是实现中国石化勘探开发是否能够顺利进行的关键。通过采用“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”等综合固井技术措施，为解决复杂地层固井技术难题作了有益的尝试，取得了一些经验，但尚需进一步完善，以便形成成熟配套技术，还要加大科研成果推广应用力度，加强技术集成创新，努力探索复杂地质条件下深井超深井固井技术和高温高压高含腐蚀性气体固井技术方法，共同开创我国固井技术研究新局面。

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聚焦深井超深井钻井技术

聚焦深井超深井钻井技术 超深井钻探的实施从某种意义上说反映了一个国家最前沿的科技发展水平，也体现了一个国家的综合国力。由钻井院承担的国家863项目超深井钻井技术经过四年的攻关终于划上了一个圆满的句号,并通过了有关部委的审核。在石油工程领域,何为深井、超深井？目前国内国际深井、超深井施工的技术现状如何？超深井钻井工程的主要工作目标是什么？超深井钻井工程的主要技术难点有哪些……带着这些疑问，近日记者采访了国家863项目超深井钻井技术攻关小组成员之一、钻井院工艺所副所长、高级工程师唐洪林,并请他对这些问题进行了解答。 记者：何为深井、超深井？ 唐洪林：按照国际通用概念，井深超过4500米的井称为深井，井深超过6000米的井为超深井，超过9000米的井为特深井。目前世界上深井钻探工作量最大的是美国，迄今为止累计工作量占全球的85%。1984年，原苏联在科拉半岛的波罗地盾结晶岩中钻成世界上第一口12260米特深井SG-3井(1991年第二次侧钻至终深12869米)。专家们在认真考察当今技术水平的基础上，认为利用目前最先进的技术已具备钻达15000米深度的能力，美国已在着手制定这方面的深井钻井计划。 记者：目前国内国际深井、超深井施工的技术现状如何？ 唐洪林：在国外，在目前常规的技术条件下，施工一口井深为5000米- 6000米的井钻井技术已经成熟。有关的统计表明，目前世界上可以施工4500米以上的深井有80多个国家，其中以美国的施工技术最先进，全世界钻成的6口特深井，美国占3口，原苏联2口，德国1口。从钻井水平和工作量看，美国和前苏联仍居前列，近年来世界上的深井作业量多集中于欧洲的北海。最近几年，由于高新技术在深井钻井作业中的运用数量越来越多，使得深井钻井工程成为又一个高新技术密集区。 国内自1966年大庆钻成中国第一口深井—松基6井(完钻井深4719米)开始，中国深井钻井已经历了35年的历史，主要深井和全部超深井均分布于四川和新疆。在1978 -1998年的时间内，中国先后完成3口7000米超深井。根据有关资料的综合分析，可将1994年作为一个分界点，在此之前，国内钻井技术人员在复杂地质条件下还不能完全掌握或运用深探井科学施工规律，只能用“科学探索”办法解决复杂深探井(特别是新区第一口探井)施工的基本问题，更谈不上用“高新技术”或“先进适用技术”提高钻速、减少钻头用量、缩短周期、降低成本等解决复杂问题。继“五口科学探索井”在塔里木盆地成功实施以后，该

深井钻井技术工艺探讨

深井钻井技术工艺探讨 深井钻井技术工艺探讨 摘要：钻井过程中，常会受地层的影响遇到一些深井。此类井由于深度特别深，井下地质状况不甚明晰，往往由于相关预告不准确导致钻井出现许多情况，从而影响钻井的速度和效率。而探讨这些因素，进行深入分析，并提出相关解决策略是摆在相关工作者面前的一项重大课题。本文结合笔者经验就深井钻井来讲，如何提升钻井技术工艺谈几点看法。 关键词：深井钻井技术工艺策略 在钻井过程中，常常会受地层的影响遇到一些深井。此类井由于深度特别深，井下地质状况不甚明晰，往往由于相关预告不准确导致钻井出现许多情况，从而影响钻井的速度和效率。而探讨这些因素，进行深入分析，并提出相关解决策略是摆在相关工作者面前的一项重大课题。本文结合笔者经验就深井钻井来讲，如何提升钻井技术工艺谈几点看法。 一、深井钻井所存在的问题分析 深井钻井要穿过多套地层，这些地层跨越的地质时代较多、变化较大，相应的地质条件错综复杂，同一井段可能包括压力梯度相差较大的地层压力体系和复杂地层等，施工时一口井中需要预防和处理几种不同性质的井下复杂情况。再加上深部地层高温、高压、高地层应力等，会使井下复杂的严重程度和处理复杂的难度大大加剧。就目前我国的钻井技术水平来说，钻深井存在的技术问题主要以下几个方面： 钻井的主要装备性能差、比较陈旧，和国外的先进装备相比落后的太远了。上部大尺寸井眼和深部井段提高钻井速度是一大难题。多层套管时，深部井段小井眼的钻井速度问题。减小技术套管磨损和破裂后处理问题。防斜打直技术。深井固井质量问题。井漏、井涌、井塌、缩径等复杂情况的预防和处理。深井定向井、水平井钻井技术。深井钻井液现有体系中的包被剂抗温问题、高温稳定剂的复配问题、

固井工艺技术

固井工艺技术 常规固井工艺 内管法固井工艺 尾管固井工艺 尾管回接固井工艺 分级固井工艺 选择式注水泥固井工艺 筛管（裸眼）顶部注水泥固井工艺 封隔器完井及水泥充填封隔器固井工艺 注水泥塞工艺 预应力固井工艺 挤水泥补救工艺技术 漏失井固井技术 高压井固井技术 大斜度井固井技术 深井及超深井固井技术 长封固段井固井技术 小间隙井固井技术 糖葫芦井眼固井技术 气井固井技术

（一）常规固井工艺 常规固井工艺是指在井身质量较好,且井下无特殊复杂情况,封固段较短的封固要求下,将配制好的水泥浆，通过前置液、下胶塞（隔离塞）与钻井液隔离后，一次性地通过高压管汇、水泥头、套管串注入井内，从管串底部进入环空，到达设计位置，以达到设计井段的套管与井壁间的有效封固。套管串结构：引鞋+旋流短节+2根套管+浮箍+套管串。 施工流程：注前置液→注水泥浆→压碰压塞（上胶塞）→替钻井液→碰压→候凝。 保证施工安全和固井质量的基本条件： （1）井眼畅通。 （2）井底干净。 （3）井径规则，井径扩大率小于15%。 （4）固井前井下不漏失。 （5）钻井液中无严重油气侵，油气上窜速度小于10m/h。 （6）套管居中，居中度不小于75%。 （7）套管与井壁环形间隙大于20mm。 （8）钻井液性能在不影响井壁稳定、保证井下压稳的情况下，应保证低粘度、低切力、低密度，具有良好的流动性能。 （9）水泥浆稠化时间、流动度等物理性能应满足施工要求。 （10）水泥浆和钻井液要有一定密度差，一般要大于0.2。 （11）下灰设备、供水设备、注水泥设备、替泥浆设备及高低

压管汇等，性能满足施工要求。 （二）内管法固井工艺 内管法固井工艺是用下部连接有浮箍插头的小直径钻杆插入套管的插座式浮箍（或插座式浮鞋），与环空建立循环，用水泥车通过钻杆向套管外环空注水泥。采用该工艺注水泥能减少水泥浆在套管内与钻井液的掺混，缩短顶替钻井液时间。用该工艺进行表层时，水泥浆可提前返出，从而减少因附加水泥量过大而造成的浪费和环境污染。该工艺一般用于大直径套管固井。 套管串结构：插入式浮鞋+套管串（或：引鞋+1根套管+插入式浮箍+套管串）。 钻杆串结构：插头+钻杆扶正器+钻杆串。 工艺流程:注入前置液→注水泥浆→替钻井液（替入量比钻杆内容积少0.5m3）→放回压检查回压凡尔是否倒流→上提钻杆循环出多余的水泥浆。 (三)尾管固井工艺 尾管固井是指不延伸至井口的套管固井，这段不到井口的套管称做尾管。较短的尾管可座于井底，但绝大部分必须要求实施尾管悬挂，这样管柱不至于大幅度弯曲，利于保证固井质量，便于进行增产作业。悬挂器装在尾管顶部，尾管由尾管悬挂器悬挂于上层套管内壁。尾管固井的主要目的有：经济性；满足使用复合钻具或复合油管；改善钻井或注水泥环空水力条件等。 最常用的尾管悬挂器是液压式尾管悬挂器。

深井超深井钻井技术

深井超深井钻井技术 第一节概述 (1) 第二节地层孔隙压力评估技术 (2) 第三节井身结构及套管柱优化设计 (4) 第四节防斜打快理论和技术 (9) 第五节地层抗钻特性评价与钻头选型技术 (14) 第六节井壁稳定技术 (18) 第七节钻井液技术 (23) 第八节固井技术 (27) 第九节深井测试和录井技术 (31)

第一节概述 对于油气井而言，深井是指完钻井深为4500～6000米的井；超深井是指完钻井深为6000米以上的井。深井、超深井钻井技术，是勘探和开发深部油气等资源的必不可少的关键技术。在我国，深井、超深井比较集中的陆上地区包括塔里木、准噶尔、四川等盆地。实践证明，由于地质情况复杂（诸如山前构造、高陡构造、难钻地层、多压力系统及不稳定岩层等，有些地层也存在高温高压效应），我国在这些地区（或其它类似地区）的深井、超深井钻井工程遇到许多困难，表现为井下复杂与事故频繁，建井周期长，工程费用高，从而极大地阻碍了勘探开发的步伐，增加了勘探开发的直接成本。 在“八五”末期，虽然我国在3000m以内的油气井钻井方面已接近国际80年代末的技术水平，但当井深超过4000m时，我国的钻井技术与国外先进水平相比仍有较大差距。美国5000m左右的油气井钻井周期约为90天，5500m左右约为110天，6000m左右约为140天，6500~7000m约为5~7月。然而，我国深井平均钻井周期约为210天左右，特别是在对付复杂深井超深井工程方面的钻井能力和水平比较低，没有形成一整套与之相适应的深井超深井钻井技术。 为了尽快适应我国西部深层油气资源勘探开发工程的迫切需要，在“八五”初步研究的基础上，中国石油天然气集团公司将“复杂地层条件下深井超深井钻井技术研究”列为“九五”重大科技工程项目之一（项目编号：960024），调动全国的优势科研力量开展大规模攻关研究，试图使塔里木、准葛尔、四川等盆地的深井超深井钻井技术水平有较大提高，基本满足这些地区深部油气资源高效钻探与开采的技术需求。通过五年多的持续攻关研究，该项目攻关集团攻克了不同地质条件下深井超深井钻井技术的许多难题，有力地推动了我国复杂地质条件下深井超深井钻井技术的发展，取得了丰硕的理论和技术研究成果（2002年通过专家验收评价），可概括如下： 1．项目共完成深井超深井91口，其中，由塔里木攻关集团完成一口国内最深的超深井（塔参1井），完钻井深7200米，完成6000米以上的超深井6口，4500-6000米的深井85口。各攻关集团完成的深井超深井数量分别为：塔里木攻关集团26口，准葛尔攻关集团45口，四川攻关集团12口，塔西南攻关集团3

固井技术规定

固井技术规定 第一章总则 第一条固井是钻井工程的关键环节，其质量好坏不仅关系到钻井工程的成败和油气井的寿命，而且影响到油气田勘探开发的整体效果。为保证固井工程质量，特制定本规定。 第二条固井工程必须从设计、准备、施工、检验四个环节严格把关，采用适合地质特点及各种井型的先进固井工艺技术，确保质量，达到安全、可靠、经济。 第三条固井作业必须按固井设计执行，否则不得施工。 第二章固井设计 第一节设计格式与审批 第四条固井设计格式按勘探与生产分公司发布的《xx井xx套（尾）管固井设计》要求执行。 第五条固井审批程序按勘探与生产分公司发布的《中油股份公司勘探与生产工程技术管理办法》执行。 第二节套管柱强度要求 第六条套管柱强度设计方法SY/5322-2000执行。其中，在高压气井和超深井的强度设计时，必须考虑密封因素。 对安全系数的要求见下表数据。 系数名称安全系数 抗挤安全系数≥1.125 抗内压安全系数≥1.10

抗拉安全系数管体屈服强度≥1.25 螺纹连接强度直径244.5mm及以上套管≥1.6 直径244.5mm以下套管≥1.8 第七章套管柱抗挤载荷计算在正常情况下按已知产层压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算。遇到盐岩层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加50m 第八条套管柱强度设计应考虑热采高温注蒸汽过程中套管受循环热应力的影响。 第九条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计，在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求，应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。 第三节冲洗液、隔离液和水泥浆要求 第十条冲洗液及隔离液 1、使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度的300～500m。 2、性能要求：冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液，与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制失水量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。 第十一条水泥浆试验按SY/T5546-92执行，试验内容主要包括：密度、稠化时间、滤失水、流变性能、抗压强度等。

中国石化复杂地层深井超深井固井技术

中国石化复杂地层深井超深井固井技术 丁士东 桑来玉 周仕明 （中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所,山东德州 253005） 摘要：深井超深井复杂地层固井面临着高温、高压、高含腐蚀性气体、压稳与防漏、盐膏层、顶替效率低等固井技术难题，固井难度大。为此，采用了“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”等综合固井技术措施，应用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆体系，提高了水泥浆本身抗窜能力，减低CO2和H2S对水泥石的腐蚀；采用纤维堵漏水泥浆，提高了水泥浆堵漏能力和地层承压能力，扩大了钻井液安全密度窗口；建立了动态循环承压试验方法，采用分段压稳设计模型分析固井后环空压力，实现压稳和防漏的协调统一；采用双凝双密度水泥浆设计，确保主力气层快速形成早期强度，实现“以快制气”，有效控制气层气体；采用旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高了洗井质量和水泥浆顶替效率。通过上述技术措施，为解决中国石化复杂压力深井超深井固井技术难题作了有益的尝试，取得了较好的现场应用效果。 主题词： 中国石化 深井超深井 复杂压力 水泥浆体系 固井应用 近年来，随着中国石化油气勘探开发的不断深入，钻井技术水平的提高，出现了越来越多的深井超深井，完钻井深大多超过了6000m，主要集中在新疆塔里木盆地、川东北地区等区域。在钻井中过程中，经常遇到高压地层，如塔河油田秋南1井、巴楚区块，川东北地区河坝等区块；以及遇到低压易漏失地层，如塔河油田二叠系，深部奥陶系，川东北地区海相地层，这些复杂地层都增加了固井的难度。 中国石化塔河油田2008年产能建设超过600万吨，川东北盆地海相层系油气勘探也取得了很大进展，发现了目前国内最大的海相整装气田-普光气田，在其外围也相继发现了清溪、河坝等高产气田，元坝等外围区块准备进一步加快，以普光气田为主体的川气东送已列入国家“十一五” 重点工程并正式开工建设，川东北海相油气勘探开发展示了良好的前景。 塔里木盆地、川东北地区海相气井井深、温度高，地层压力高，特别是川东北地区、塔河雅克拉气田，很多气井含有酸性或腐蚀性气体H2S和CO2，给油气田安全勘探与开发带来了巨大挑战。2006年的罗家2井泄漏出含H2S的天然气，都造成了对周围生命、财产和环境的极大破坏，分析认为这与其固井质量差有很大关系；在普光气田先期8口探井中，有6口井正是主要由于固井质量不好和没有充分考虑井下CO2和H2S气体对水泥环以及套管柱腐蚀问题，不能直接转化生产井，造成了数亿元经济损失。 1 主要固井技术难题分析 深井超深井固井受到的影响因素众多（如井眼条件、钻井液性能、地层漏失和地层流体等），技术难度大，风险非常高。 (1)气层压力高，气层活跃，固井后易发生环空气窜。

固井工艺简介

固井工艺简 井深结构图 固井按井深结构可分为：1·表层套管固井 2·技术套管固井 3·油层套管固井 4．回接套管固井 1表层套管固井：一般通俗指20 ”133/8”或95/8”套管的固井，其目的是为了封固松软，易垮塔地层，为下部继续钻进作准备。 固井工艺一般采用单级固井或内插管固井 A)单级固井指一次性注完设计水泥浆并按设计替浆到位。 B)内插管固井指用专用工具内插管插入插入座后，注浆按设计 量返出后，按设计量替浆，起钻循环 固井工序

2技术套管固井 一般通俗指7”133/8”或95/8”套管的固井，其目的是为了封固下部复杂地层，为下部钻开油气层，做好准备。 固井工艺一般采用单级固井，双级固井，悬挂固井。 A)单级固井与表层单级固井相同。 B)双级固井：指由于所封固地层的地层压力相差较大或由于封 固断较长所采用的一种特殊固井工艺。采用分级箍分两次注浆的固井工艺。

C)悬挂固井：指由于封固段较长，所下套管悬重较大或由于钻 井成本考虑。所采用的一种特殊固井工艺，采用固井专用工具－悬挂器与上层套管下部的连接达到技术固井的目的 固井工序

3油层套管固井 一般通俗指7”，5”，51/2”或41/2”套管的固井，其目的是为了分隔下部各油气层或油水层，为下部分层开采做好准备。 固井工艺一般采用单级固井，双级固井，悬挂固井。 其固井工艺过程与技术套管固井相同，但技术措施不同。 4回接固井 一般川内常见的是7”回接，其目的是为满足下部油气层开发所需要的套管强度。其固井过程采用固井专用工具－插入筒插入到回接筒内，在固井时必须上提套管建立循环通道。按设计注浆，替浆完后下放套管插入回接筒形成密封。 固井工序

深井超高温钻井液技术综述

129 按照国际通用概念，井深超过4500m （15000f t ）的井称为深井，井深超过6000m （20000ft）的井为超深井，超过9000m（30000ft）的井为特深井。深井和超深井的钻井液技术一直被认为是钻井技术水平好坏的重要标志。 井底高温是限制钻探深度的决定性因素之一。井下高温所带来的直接问题之一是钻井液的稳定性受到严峻挑战，当温度低于250℃时，现有的抗高温处理剂可以直接用于水基钻井液中，温度达到300℃时，可以使用热稳定性更高的油基钻井液，而当温度高于350℃时，保持钻井液的热稳定性将变得非常困难。而且世界各地几乎都存在深度仅为几百或几千米而地温高达几百摄氏度的高温地带，例如我国著名的羊八井、日本的葛根田地热区、美国的Cinitations地区所钻的深度小于4000m的地热井，井下温度均超过了350℃。 1　深水超高温钻井液技术难点 钻超深井使用的钻井液必须具有的特点是：高温稳定性，良好的润滑性和剪切稀释特性，固相含量低，高压失水量低，抗各种可溶性盐类和酸性气体的污染，有利于处理、配置、维护和减轻地层污染。温度对水基钻井液的影响非常大，超过150℃ 时大多数聚合物处理剂易分解或降解，或出现高温交联现象，引起增稠、胶凝、固化成型或减稠等流变性恶化，造成钻井液体系不稳定。对于深井超高温钻井液体系主要存在以下技术难点：钻井液用处理剂高温高压失效问题；钻井液高温流变性的控制问题；高温滤失造壁性的控制问题；抗高温钻井液的护胶问题；高温高压条件下，深井、超深井段易破碎地层的防漏堵漏工艺和材料选择问题；超深井的高压将使钻井液高温流变性的控制更加困难，除了更易于增稠外，还存在加重剂的悬浮、沉降稳定性问题；高温高压条件下钻井液的润滑性问题；高密度的钻井液的维护问题。 2　国外深井钻井液技术发展现状 国外深井超高温钻井液技术研究起步较早，且研究系统、全面，如测试仪器的研制和评价方法的建立、井壁稳定机理的模拟研究、抗高温钻井液材料的选择和研制、钻井液高温高压流变特性研究等，并形成了几种深井超高温钻井液体系： 2.1　石灰基钻井液体系 美国阿莫科公司针对深井研制了石灰基钻井液体系，解决了常规的石灰基钻井液（尤其是高密度钻井液）在高温高压下易发生胶凝，甚至固化的问 深井超高温钻井液技术综述 王永生 （大庆钻探工程公司钻井工程服务公司，吉林 松原 138000） 摘要： 文章根据国内外已完成深井、超深井的资料，分析了深井超高温钻井过程中的钻井液主要技术难点，并对国外深井、超深井钻井液技术现状进行了调研，提出了深井超高温钻井液技术方案及处理维护措施。关键词： 深井；超深井；超高温；钻井液中图分类号： TE254 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）32-0129-03 2012年第32/35期（总第239/242期）NO.32/35.2012 （CumulativetyNO.239/242） 地质矿产 G eology Resources and Mines

深井固井井眼准备及下套管技术

深井固井井眼准备及下套管技术 川庆钻探工程公司工程技术处二0一0年七月二十七日

第一部分井眼准备及下套管技术 一、井眼准备 川渝地区地质构造复杂，地层承压能力低及井漏普遍存在，为确保套管柱下入和注水泥施工的安全顺利进行，因此井眼准备是下套管及注水泥施工作业前的最重要的工作之一。 1、地层承压能力试验 固井施工作业前应了解和掌握地层的三条压力曲线，即地层压力、地层漏失压力和地层破裂压力，固井施工最理想状态是使整个管柱环空当量液柱压力，大于地层压力而小于地层漏失压力，上述几条压力曲线是设计固井施工参数（水泥浆密度、注替排量等）的最重要依据。地层压力和地层破裂压力可通过钻井设计和实钻资料了解和掌握，而地层漏失压力多数情况下不得而知，常常需要对地层做承压试验来了解。在下套管作业前，通常采用三种方式对地层进行承压试验，即井口憋回压（其前提条件：在不发生静止井漏或循环井漏的情况下，井内静液柱压力与憋压值之和折算为当量泥浆密度应小于上层套管鞋处地层破裂压力梯度，否则不能采用）、加重钻井液摸拟固井施工压力和加大循环排量摸拟固井施工压力，或上述几种的综合应用，如龙岗构造、九龙山构造、七里北构造等各构造的井普遍进行了承压试验，根据试压结果最终确定施工方案和施工主要参数。 2、堵漏及提高地层承压能力

为了满足固井施工安全和固井质量要求，对于实钻中发生井漏和承压试验发生漏失的井，都必须进行堵漏作业。针对不同漏失性质分别采取颗粒级配的复合堵漏材料、随钻堵漏材料和注水泥堵漏等多种方法。九龙山构造的龙16井、龙17井和铁山坡构造的坡1-X2井等在下生产套管前，都耗费了大量物力、财力进行了长达数十天的堵漏及提高地层承压能力工作。 3、钻井液性能处理及循环 固井施工作业前，钻井液性能是否得到优化处理和调整以及充分有效的循环对于固井作业安全和提高固井质量的严重影响愈来愈受到固井界工程技术人员的高度重视。充分认识到钻井与固井是两套不同的钻井液性能要求，钻井主要重视钻井液对砂屑的携带、悬浮和对井壁保护的能力，而固井则要求其具有较低的粘切和屈服值，使其易于被顶替；注水泥前对钻井液充分有效的循环有助于破坏其结构力、改善其流动性和对井筒的清洁、净化，更有利于确保施工安全和进一步提高水泥浆顶替效率。固井施工设计中即规范了固井对钻井液性能和钻井液的循环要求，彻底改变了以前固井前不管泥浆性能好坏，下完套管开泵正常即施工的习惯做法。 4、通井 针对目前川渝地区所钻直井、定向井、水平井及井身结构情况，按照摸拟入井套管柱的刚性、尺寸的原则，规范和制定了从

固井工艺技术

固井工艺技术 常规固井工艺内管法固井工艺尾管固井工艺尾管回接固井工艺分级固井工艺选择式注水泥固井工艺筛管（裸眼）顶部注水泥固井工艺封隔器完井及水泥充填封隔器固井工艺注水泥塞工艺预应力固井工艺挤水泥补救工艺技术漏失井固井技术高压井固井技术大斜度井固井技术深井及超深井固井技术长封固段井固井技术小间隙井固井技术糖葫芦井眼固井技术气井固井技术

(一) 常规固井工艺 常规固井工艺是指在井身质量较好，且井下无特殊复杂情况， 封固段 较短的封固要求下，将配制好的水泥浆，通过前置液、下胶 塞(隔离塞)与钻井液隔离后，一次性地通过高压管汇、水泥头、 套管串注入井内，从管串底部进入环空，到达设计位置，以达到设 计井段的套管与井壁间的有效封固。套管串结构：引鞋 +旋流短节 +2根套管+浮箍+套管串。 施工流程：注前置液7注水泥浆7压碰压塞(上胶塞)7替钻井液 保证施工安全和固井质量的基本条件: 井眼畅通。 井底干净。 井径规则，井径扩大率小于15% 固井前井下不漏失。 套管居中，居中度不小于 75% 钻井液性能在不影响井壁稳定、保证井下压稳的情况下，应 保证低粘度、低切力、低密度，具有良好的流动性能。 (9)水泥浆稠化时间、流动度等物理性能应满足施工要求。 (11 )下灰设备、供水设备、注水泥设备、替泥浆设备及高低压管 钻井液中无严重油气侵，油气上窜速度小于 10m/h 。 (7) 套管与井壁环形间隙大于 20mm (8) (10)水泥浆和钻井液要有一定密度差，一般要大于 0.2。

汇等，性能满足施工要求。 （二）内管法固井工艺 内管法固井工艺是用下部连接有浮箍插头的小直径钻杆插入套管的插座式浮箍（或插座式浮鞋），与环空建立循环，用水泥车通过钻杆向套管外环空注水泥。采用该工艺注水泥能减少水泥浆在套管内与钻井液的掺混，缩短顶替钻井液时间。用该工艺进行表层时，水泥浆可提前返出，从而减少因附加水泥量过大而造成的浪费和环境污染。该工艺一般用于大直径套管固井。 套管串结构：插入式浮鞋+套管串（或：引鞋+1根套管+插入式浮箍+套管串）。 钻杆串结构：插头+钻杆扶正器+钻杆串。 工艺流程：注入前置液T注水泥浆T替钻井液（替入量比钻杆内容积少 0.5m3）T放回压检查回压凡尔是否倒流T上提钻杆循环出多余的水泥浆。 （三）尾管固井工艺 尾管固井是指不延伸至井口的套管固井，这段不到井口的套管称做尾管。较短的尾管可座于井底，但绝大部分必须要求实施尾管悬挂，这样管柱不至于大幅度弯曲，利于保证固井质量，便于进行增产作业。悬挂器装在尾管顶部，尾管由尾管悬挂器悬挂于上层套管内壁。尾管固井的主要目的有：经济性；满足使用复合钻具或复合油管；改善钻井或注水泥环空水力条件等。 最常用的尾管悬挂器是液压式尾管悬挂器。 套管串结构：引鞋+1根套管+ 浮箍+1根套管+浮箍+1根套管+球座短节（含托篮）+尾管串+尾管悬挂器总成+送入钻杆。 工艺流程:按作业规程下入尾管及送入钻杆到设计位置T开泵循环 7投球7憋压剪断座挂销钉悬挂器座挂7倒扣7憋压剪断球座销 钉循环钻井液T注前置液T注水泥浆T释放钻杆胶塞T替钻井液 7碰压7上提中心管循环出多余的水泥浆7起钻候凝。 （四）尾管回接固井工艺

下套管及固井要求

下套管及固井作业的规定 （试行） 油气勘探公司 钻井工程部

下套管及固井作业的规定 一、总则 为进一步加强落实套管使用管理规定，严格执行下套管各项技术措施，提高安全意识，把井下安全、工程质量、规范操作放在第一位，杜绝违章指挥、违章操作，确保下套管及固井质量，现制定下套管及固井作业有关规定。 二、职责 （一）钻井队 1套管、附件准备及验收 1.1套管到井后，井队技术员应及时清点送井套管、短套管及套管附件，检查其数量、型号是否与送井清单一致；套管和套管附件送井时要有检验合格证和检验记录。钻井队技术员应收集好套管及附件合格证备查。送井套管公扣和母扣端必须戴齐护丝，以防止碰坏丝扣。 1.2逐根清洗并检查套管及附件的丝扣。 1.3下套管工具必须完好，套管吊卡应有明显标记，不能与钻杆吊卡混用。 1.4对所送套管要复查套管丝扣、壁厚、钢级，由工程技术员组织丈量（套管长度不含公扣长度，长圆扣套管从公扣根部起丈量，特殊扣套管从“Δ”标记处起丈量）套管，将套管长度用红漆标记在套管本体上，数据要求两对口。按入井顺序编排套管，检查累计的套管长度是否满足井深要求，入井套管和剩余套管分开摆放，将不下的套管用棕绳捆绑，作好标记，

并与套管数据复核一致。联顶节长度必须符合井架底座高度要求，两端丝扣抹黄油戴护丝保护好，避免挤压变形。 1.5对送井套管在井场上逐根通内径，内径规尺寸标准见表。并记录通内径情况，由操作者签字。 检查工具质量。 1.7计算套管数据时，要确保浮箍位置低于要求人工井底位置不小于5米。工程技术员必须清楚套管总数、入井根数、剩余根数及入井套管的编排顺序。套管长度输入计算机后必须打印出来与实际的长度、位置相校核并确认一致，坚决杜绝将长度、顺序输错导致的严重质量事故。 1.8套管原始记录在测三样前必须保留。 2设备及其它准备 2.1在完井电测期间，钻井队要对设备进行一次全面检查，保证在通井划眼、下套管及固井施工期间设备连续运转，确保各项工序连续进行。 2.2合理安排通井下套管固井时间，下完套管循环2～3周必须固井，不能长时间循环，影响固井质量。 2.3电测完后，测井队及时将数据送钻井工程部技术科。固井队及时到技术科取完井电测井径数据和实际地质分层，便于及时计算灰量组织装灰。 3井眼准备 3.1钻井过程要确保井眼规则，无大肚子井眼，防止井径扩大率和全角变化率超标，影响套管的顺利下入和固井质量。 3.2钻井液性能应能保证井壁稳定、井眼干净、无油气侵和无漏失，符

【钻井工程】国内外深井、超深井井下工具简介

国内外深井、超深井井下工具简介 按照我们国家对深井、超深井的界定，深井是指井深大于4500m 的井，超深井是指井深6000m以上的井。迄今，世界上最深的井为前苏联的SC-3井，井深12869m。目前，美国深井、超深井的钻井水平大致为：5000m的井完井周期3个月，6000m的井完井周期6个月，7000m的井完井周期12个月。 深井、超深井对钻井的方方面面都是一个极为严峻的挑战，其关键技术包括：先进的地震技术以及对地震资料的准确判读与分析；对邻井钻井资料的全面采集、处理和利用；功率、功能强大且易于控制的钻机设备；先进的数据采集、分析系统和先进的用于不同目的的井下工具；科学合理的钻井设计；成熟的钻井工艺技术；高温高压泥浆体系；科学、强化的生产技术管理等。 随着世界范围内深井、超深井钻井数量与钻井难度的逐年递增，国内外各大石油公司近几年先后开发研制出了用于深井、超深井防斜打直、提高钻速、井眼轨迹和井下参数测量与控制、井眼扩大规整、刚体膨胀管补救、深井扩孔等先进的井下工具，现一一简单介绍如下： 1、井下动力钻具---用于提高机械钻速 ●国产螺杆钻具耐温低，仅能用于上部井段； 1

●BakerHughes INTEQ的高速螺杆钻具采用新的橡胶定子制 造工艺，耐温190℃，且转速与排量成正比，输出功率是涡轮钻具的两倍多； ●俄罗斯的带齿轮减速箱新型涡轮钻具耐温可达250℃∽ 300℃； ●美国Manurer公司为钻高温地热井研制的齿轮减速涡轮钻 具成功钻成了温度高达316℃的地热井； 2、旋冲钻井工具---用于提高机械钻速 ●国内：厂家众多，成熟较少，究其原因，主要有三：一是寿命 短，二是无匹配之钻头，三是无深部极硬之地层，故效果不明显。现场应用最好当属江苏东海的科钻1井，但该井具以下特点：连续取心，工具一次下井工作时间短；钻头为孕镶式天然金刚石取心钻头，抗冲击能力强；地层为非沉质岩地层，硬度高、可钻性差、研磨性强，故应用效果明显； ●国外有适合于地层、同时也适合于工具的专用钻头，如图1。 1

国内外深井钻井技术比较分析

[收稿日期]2007212210　[作者简介]王志刚(19712),男,1995年大学毕业,工程师,现主要从事钻井工程方面的研究工作。 国内外深井钻井技术比较分析 王志刚　(胜利石油管理局钻井工程技术公司,山东东营257064) [摘要]通过对国内外近25年来井深超过4500m 的各种各样深井钻井技术与经济情况的调研分析,认为 美国和欧洲北海地区深井钻井技术居领先水平,我国与国际先进水平有10年以上差距。对比研究了3种 不同的深井钻井技术经济评价方法(体系)特点,初步探讨了深井钻井科技进步的纵横向变化规律及深井 钻井技术经济评价的系统科学问题。 [关键词]深井钻井;钻井设备;系统工程 [中图分类号]TE243[文献标识码]A [文章编号]167321409(2008)012N282203 1　深井钻井技术的发展历史 全世界能钻4500m 以上深井的国家有80多个,但大多数深井集中在美国。有30多个国家能钻6000m 以上的超深井,中国是其中之一,但中国第1口超深井较世界第口超深井(美国)晚了27年。欧洲北海地区深井钻井技术比较先进。苏联拥有一套适用于高纬度地区的先进深井钻井技术,创造了世界钻深12869m 的最深记录,通过技术改造可以在发展中国家应用并取得最佳效益。德国大陆科探深井(KTB )钻探技术已被我国第一口大陆科学探井所借鉴。 近年来受各种因素影响,世界年钻深井数量有所下降,但深井钻井技术发展迅速,基本满足高陡、高温、高压、高密度(高矿化度)及含H 2S 气体等复杂地质条件深钻要求。目前我国深井钻井技术水平与国外先进国家相比大约差15年(知识产权水平约差40年),因此要通过各种办法(如“科探井”和“高探井”计划)缩小差距,以适应我国国民经济持续、快速、协调发展的要求和“西气东输”、“气化中国”等工程的需要。 1966年7月28日我国钻成第1口深井———松基6井,井深4719m 。1976年4月30日我国完成第1口超深井“女基井”,井深6011m 。从第1口深井完钻至今,我国先后钻成的3口7000m 以上超深井是关基井(7175m ,1978年)、固2井(7002m ,1979年)及塔参1井(7200m )。2000年中国石油化工集团公司最深井沙82井完钻井深6346115m 。1998年中国海洋石油总公司所钻海上最深井开发井,完钻井深9238m 。 2　深井钻井设备发展与进步 深井钻井技术系统高度复杂,属于开放的复杂性系统或非线性复杂性系统,其复杂特性主要表现在“六个非”上,即非单一、非有序、非透明、非确切、非定量、非理性,思考这些问题需要运用各种综合方法。几乎所有先进适用的工程技术措施(含人工智能钻井专家系统),都在深井勘探与开发过程中得到验证、应用和发展。深井钻井技术水平从整体上反映了一个国家或一个时代的工程技术水平。 深井钻井技术装备系列化、标准化、规范化,20世纪80年代中期首次形成高峰,本世纪初将形成第二次高峰。至20世纪90年代末,深井钻机基本采用AC2SCR2DC 电驱动钻机(交流电机效率96%,直流电机效率91%,绞车减轻20%～30%,占地面积少25%～40%)和顶部驱动装置(安装顶驱占钻机总数23%以上,包括动力水龙头),井口机械化、井下自动化和整机智能化水平大幅度提高。 目前深井钻机正朝着AC2GTO2AC 电驱动和满足HSE 及TQC 综合性能要求的方向发展。美国在撒哈拉沙漠等地区使用的6000m 深井钻机代表了当今世界钻机最先进水平(符合A PI 标准),其设计制?282?长江大学学报(自然科学版)　 2008年3月第5卷第1期:理工Journal of Yangtze U niversity (N at Sci Edit)　Mar 12008,Vol 15No 11:Sci &Eng

超深井下套管固井技术

超深井下套管固井技术 摘要：随着勘探开发的不断深入，深井、超深井数量越来越多，套管的下深也越来越大，对下套管技术也提出了越来越高的要求。在各次下套管前，认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。下套管作业中严格执行制定的技术措施，保证了各次套管顺利下到预定井深。 关键词：超深井套管设计、下套管钻井、固井工艺。 典型举例： 一、超深井套管设计 （一）超深井主要应解决6个方面技术难点： （1）井深结构的局限性导致固井质量难以满足要求。 （2）技术套管磨损严重，导致下部钻进困难。 （3）套管柱设计难以完善，固井工具可靠性差。 （4）地下水质变化大，导致水泥石的腐蚀严重。 （5）井下漏失和井涌问题等井壁稳定问题突出。 （6）穿越高压层和低压盐膏层、含硫地层。 （二）套管设计 现在虽然有成熟的设计方法和设计标准但由于外在的计算条件难以确定，深井套管柱设计依然是一项困难的工作。经常发生这样的情况:按照规范设计很好的管串，在以后的生产过程中出现挤毁、破裂、变形、磨损等问题。

例如：克参1井的地层压力高达124MPa，完井选用V150、P110和NKT140梯形扣套管，试油时套管发生破裂。因此，超深井的套管设计、应适当增加安全系数，并对各种生产条件全面衡量，经过谨慎权衡后，确定最终的外载条件。用于超深井固井的主要工具、附件有内管注水泥工具、分级注水泥接筛、尾管悬挂器、浮箍、浮鞋、扶正器。扶正器对于保证顶替效果、提高固井非常重要，它的重要作用有两个：套管居中和造成局部紊流。按以下原则：（1）套管鞋部位下入1～2个扶正器。（2）油气层段及上下50m内，每根套管加1个扶正器。（3）在大肚子井段，每根套管加一个扶正器。（4）其他井段酌情下入扶正器。 二、水泥浆和前臵液设计 深井、超深井的水泥浆密度一般较高，因此，在密度一定的情况下，最重要的性能就是失水控制了。由于配制一定密度的水泥浆所需的水灰比小，所以，少量的失水就会对水泥浆性能特别是稠化时间和粘度产生极大影响，因此API失水最好在50m以内或更低。深井、超深井中往往难以采用紊流固井技术。当套管尺寸大时，虽然顶替排量较大，但由于环空容积大水泥返速较低，当套管尺寸小时，由于流体摩擦阻力大，顶替排量小。这两种情况都难以实现紊流固井。因此，最现实的方法是：低返速固井和大排量顶替固井。最佳的顶替原则是保证水泥浆在环空的壁面剪切应力接近30MPa。如果井下条件不允许，至

预应力固井工艺技术优点及必要性

预应力固井工艺技术优点及必要性 一、预应力固井技术： 预应力固井概念:预应力固井就是给套管施加一定强度的拉应力，使套管在此状态下被水泥凝结，当温度升高时，就可抵消一部分套管受热产生的压应力。从而提高套管的耐温极限，减缓或避免注蒸汽造成的套管破坏。 预应力固井技术是国内外稠油开采普遍采用的技术。由于注蒸汽热采，随着温度变化，套管内的应力亦反复变化，致使本体与螺纹联结受到破坏。在中原内蒙油田稠油开采条件下，油层套管所受热应力都在550Mpa以上，所施加的预应力就是要部分抵消注蒸汽后套管所产生的巨大热应力（压应力），保持套管处于弹性受力范围内，而不发生塑性变形而损坏。 管柱由于温度变化其压缩应力是2.482Mpa/℃,应力计算的经验 公式如下: σ压=2.482ΔT; 式中:σ压-----因温度增加形成的压应力,Mpa； ΔT——增加的温度，℃

现在国内胜利油田、辽河油田和新疆油田均采用一次地锚提拉预应力固井技术。 二、稠油热采井预应力固井优点及必要性 注蒸汽热采是开发稠油的主要手段，在注蒸汽井中，套管需要承受300--350℃的高温，而N80套管允许的温度变化只有222℃，P110套管允许温度变化值为305℃。在干度较高的情况下，井底温度更高，特别是油层部位的套管直接裸露在热蒸汽中，严重影响套管寿命。温度引起轴向载荷以及形成弯曲破坏是套管柱方面的主要问题，温升超过套管的耐温极限就能使套管产生弯曲变形及错断。解决方法是应尽可能保持管外水泥返地面。在套管选择方面，使用具有较大拉力强度的梯形螺纹，同时采用预应力固井施工。 另外，套管受热伸长，在套管与水泥石之间产生间隙，破坏水泥环质量，形成窜槽段，致使地层封隔不严，增大热损失，加剧套管损坏，严重降低油井的使用寿命，并会影响稠油产量，增加油田成本。 应用预应力固井技术可以减缓套管的损坏速度，延长油井的使用寿命，提高稠油产量。所以预应力固井技术是稠油热采中必不可少的关键技术。预应力可抵抗高温的变化，减少热应力及套管的蠕动（由于套管和水泥环受热膨胀率不同，套管变形大时易对水泥环造成破坏，形成窜槽），保护套管和水泥环不受破坏。河南油田泌浅67区块2004年至2005年投产88口井，其中预应力施工43口，没有进行预应力

固井基础知识

第二部分固井基础知识 第一章基本概念 1、什么叫固井？ 固井是指向井内下入一定尺寸的套管串，并在其周围注以水泥浆，把套管与井壁紧固起来的工作。 2、什么叫挤水泥？ 是水泥浆在压力作用下注入井中某一特定位置的施工方法。 3、固井后套管试压的标准是什么？ 5英寸、5 1/2英寸试压15MPa，30分钟降压不超过?，7英寸，9 5/8英寸分别为10MPa 和8MPa，30分钟不超过；10 3/4—13 3/8英寸不超过6MPa，30分钟压降不超。 4、什么叫调整井？ 为挽回死油区的储量损失，改善断层遮挡地区的注水开发效果以及调整平面矛盾严重地段的开发效果所补钻井叫调整井。 5、什么叫开发井？ 亦属于生产井的一种，是指在发现的储油构造上第一批打的生产井。 6、什么叫探井？ 在有储油气的构造上为探明地下岩层生储油气的特征而打的井。 7、简述大庆油田有多少种不同井别的井？ 有探井、探气井、资料井、检查井、观察井、标准井、生产井、调整井、更新井、定向井、泄压井等。 8、什么叫表外储层？

是指储量公报表以外的储层（即未计算储量的油层）。包括：含油砂岩和未划含油砂岩的所有含没产状的储层。 9、固井质量要求油气层底界距人工井底不少于多少米？探井不少于多少米？ 固井质量要求，调整井、开发井油、气层底界距人工井底不少于25米（探井不少于15米）。 10、调整井（小于等于1500米）按质量标准井斜不大于多少度？探井（小于等于3000米）按质量标准井斜不大于多少度？ 调整井按质量标准井斜不大于3度。探井按质量标准井斜不大于5度。 11、调整井（小于等于1500米）井底最大水平位移是多少？探井（小于等于3000米）井底最大水平位移是多少？ 调整井井底最大水平位移是40米。探井井底最大水平位移80米。 12、目前大庆油田常用的固井方法有哪几种？ （1）常规固井（2）双密度固井（变密度固井）（3）双级注固井（4）低密度固井（5）尾管固井 13、目前大庆油田形成几套固井工艺？ （1）多压力层系调整井固井工艺技术。 （2）水平井固井工艺技术。 （3）斜直井固井工艺技术。 （4）小井眼固井工艺技术。 （5）深井及长封井固井工艺技术。 （6）欠平衡固井工艺技术。

塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术

塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术 发表时间：2019-07-17T12:47:19.073Z 来源：《基层建设》2019年第12期作者：谷云峰 [导读] 摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。 江汉钻井一公司固井工程大队湖北潜江 433121 摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。在塔河油田深井超深井油气勘探开发中，由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。在受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响下，出现了更多的超深井窄间隙尾管固井技术。因此加强对超深井窄间隙尾管固井技术的探讨与研究，对加快西北油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。 关键词：超深井；窄间隙；尾管固井 1、前言 在石油可采、易采储量不断减少的情况下，各大油田勘探开发已向复杂地层、超深井方面发展。由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响，部分井被迫采用“非常规”的井身结构。 在塔河油田深井超深井的油气勘探开发中，限于井身结构，揭开目的层通常采用小尺寸井眼，加之后期生产对下入油管尺寸大小的要求，固井工程作业中不可避免地遇到小井眼、窄间隙固井问题。 2、窄间隙尾管固井的难点及技术措施 2.1难点分析 （1）套管下入风险较大 油层埋藏深度>7000m；个别井处于构造边缘，地层特性差，带有井斜、井漏、局部缩径，井壁稳定性差，事故多发等复杂情况；侧钻井、定向井、水平井井斜大，存在不同程度的狗腿度；小井眼窄间隙入井扶正器使用受限；窄压力窗口等复杂情况增加了套管下入难度，套管不能下至设计井深而导致目的层位漏封。 （2）套管居中度差 对于侧钻井来说井斜偏大，一般小井眼固井下入无接箍套管，不下扶正器，在拉力和自重作用下，大斜度井段套管与上下井壁大面积接触，套管严重偏心，套管居中度难以保证。 （3）井深、井底温度高，顶部固井质量差的问题 超深井产层大都在7000m以上，井底静止温度达到150℃以上，尾管固井一次性封固井段长大多井在2500m以上，上、下部温差最高可达60℃。低密度领浆低温下强度发展缓慢或长时间不凝，造成上部固井质量差是。因此，对水泥浆体系及其外加剂性能提出更高的要求。 （4）环空间隙小，水泥环薄 如Φ190.5mm井眼与Φ168.3mm套管形成的间隙仅11.1mm，远小于常规固井所要求的套管外环空的最小间隙值19mm，如此薄的水泥环的抵抗外载的能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度的要求更高。 （5）排量受限，顶替效率差 部分井段井壁不稳定，井径扩大率高，下部井眼环空间隙小，套管易偏心，循环摩阻大，泵压高，导致替浆排量低，难以实现紊流顶替，顶替效率低，影响着水泥环胶结质量 （6）环空摩阻大，施工压力高 小井眼、窄间隙井的环空间隙小，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压升高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。 （7）高压防窜问题 在三高深井固井中，普遍面临地层高压、气层多、气层分布段长、气显示活跃、灰绿岩地层出盐水。同时桑塔木组地层存在微裂缝，地层出高压盐水。顺北1-4H井泥浆密度1.73g/cm3出盐水，1.76g/cm3发生漏失。 2.2技术措施 针对塔河油田超深井窄间隙尾管固井存在的难点，从井眼、泥浆、水泥浆、前置液等方面着手，设计和落实以下技术措施: （1）为防止固井漏失及压稳油气层需要，最后一次通井对地层进行承压，结合考虑施工时窄间隙的的动摩阻，承压值选择≥8MPa。 （2）下套管前，用扶正器或六棱通径规通井，确保套管能顺利下入。 （3）采用刮管工具对悬挂器坐挂位置处的进行刮管作业，确保悬挂器坐挂成功。 （4）钻具送放尾管进入裸眼段后，严格控制套管下放速度，防止激动压力过高压漏地层。 （5）注水泥前充分循环洗井并处理泥浆；固井前注入不含油泥浆；注入驱油冲洗液及加重隔离液，改善胶结界面，提高第一、第二界面的胶结质量。 （6）为保证重叠段的封固质量，及保证凡尔失灵后重叠段还有水泥，水泥浆量附加足够。即使倒返管内外同平后，也使重叠段还要有水泥。 （7）采用整体硫化钻杆胶塞进行替浆作业，为了防止套管鞋替空事故，要求井底要多留水泥塞，人工计量到量即停。 （8）在水泥浆中加入35%的石英砂来防止高温水泥石的衰退，严格控制失水小于50mL，加入稳定剂来提高水泥浆的稳定性，适当减少水泥浆的流性指数，增大稠度系数，提高壁面剪应力，提高顶替效率。 （9）优选高温智能缓凝剂在一定加量范围内对温度、水质、水泥质量的变化能进行自我调节，保持水泥浆性能基本不变，在密度 ±0.05g/cm3或温度±5℃范围内，水泥浆稠化时间±30min以内。温差在60℃左右，水泥浆的早期强度发展快，24小时顶部强度能达到3.5MPa 以上。 3、现场应用案例 以顺北1-9井及顺北5-3井为试验井，全面落实上述固井质量保证技术措施，两井均采用抗高温液硅防气窜水泥浆体系及前置液体系，其配方、性能及特点如下。