(1中海油田服务股份有限公司油田化学事业部湛江作业公司，广东 湛江 524051；

2中海油田服务股份有限公司油田化学事业部研究院，北京  101149）

摘  要：中国南海莺歌海盆地东方17-2-1高温高压井钻遇了异常高压水层，地层孔隙压力达到2.02 g/cm3，距离高压水层上部仅160m处存在漏失压力仅为1.97 g/cm3的薄弱层，钻井液无法平衡地层压力，造成下溢上漏，井下建立动态平衡。经多次钻井液堵漏失败后，计划采取下入套管，强行进行固井。在负压力窗口和无法堵漏的情况下，固井采用“1.92 g/cm3低密度水泥浆+2.50 g/cm3高密度水泥浆”动态防漏水泥浆技术和挤注工艺，成功实现水泥浆返至上层管鞋以上400m，高压水层有效挤堵的作业目的。本技术对负压力窗口的固井具有借鉴意义。

关键词： 高温高压，负压力窗口，高压水层，固井

1  基本井况

本井设计井深3430m，7层次井身结构，该井段计划下入298mm尾管，由于出现负压力的恶劣井况，更改为下入244.5mm套管。预测BHST120℃，目的层地层压力系数2.02 g/cm3。

Φ311.15mm井眼采用1.90g/cm3密度的钻井液钻进，实测上部管鞋破裂当量2.23 g/cm3。钻至2639m，井底循环动态当量1.99 g/cm3，气测值3%，预测井底压力系数2.02 g/cm3，循环过程中出现井下漏失。井下返出的钻井液侵蚀严重，判断井下为高压水层。经过多次堵漏，由于井下循环当量超过1.97 g/cm3即出现漏失，低于1.97 g/cm3井口稳定无套压，井下建立高压层向低压层传递的动态平衡情况，形成了上漏下溢的复杂局面。决定起出井下钻具，下入244.5mm套管强行固井。

2  固井封固要求

按固井规范设计，要求水泥首先必须返至上层套管鞋内，满足对薄弱点的有效封固和隔离；本井段由于压力预测不准，钻遇到异常高压，下部井段作业窗口无法判断，要求高压水层必须进行有效封固，起到提高管鞋承压的目的。

3  固井主要难点

在上部薄弱点漏失压力1.97g/cm3、井底压力2.02 g/cm3且间隔距离仅为160m负压力窗口井段，欠压力窗口大，两个层位之间距离短，井漏与压稳不能同时兼顾，固井难度及风险极大，主要技术风险难点有：

(1) 负压力窗口下固井，水泥浆在欠压稳状态下候凝，高压层难以有效封固；

(2) 上部薄弱层漏失压力低，水泥浆漏失风险大，存在返高不到位的风险；

(3) 低排量大环空施工，水泥浆顶替效率难以保证，环空易窜流的风险；

(4) 低排量施工，薄弱点下不能建立有效循环，井底循环温度选取难，水泥浆的凝固时间难预测。

4 技术思路

采用“上部动态防漏，下部挤注压稳”的固井思路设计，首先保证常规密度水泥浆的返高到位，其次通过超高密度水泥浆提高下部高压水层液柱当量，然后进行间歇式挤堵，完成对高压层的有效封固的目的。

(1) 常规密度水泥浆：封固薄弱层及重叠段。使用合适浆柱结构和注替排量，使其顺利经过薄弱层；采用缓凝水泥浆，使得作业安全时间大于2h，保证顺利返到重叠段以上。

(2) 高密度水泥浆：封固高压水层及作为挤注浆。待高密度水泥浆返到薄弱层以上70m，采用不同排量间歇式挤注，通过挤注实现对高压水层的控制，挤注时间控制到高密度水泥浆开始稠化后，达到对井底高压水层有效压稳和挤堵；

(3) 上部动态防漏：通过注替排量与流体比重调整，在首浆进入环空后控制薄弱点的当量不超过1.965 g/cm3，确保首浆能够返至上层管鞋；

(4) 下部挤注提高承压：通过高密度水泥浆实现对欠压稳高压层的部分补偿，利用不同速度挤注完成对高压水层有效挤堵。由于实钻情况与地质预测出现较大偏差，无法判断高压水层的承压情况，要求井底挤注当量密度至少在2.10 g/cm3以上，比地层孔隙压力多5MPa以上。

5 关键技术措施

5.1 水泥浆稠化实验温度设计

由于井下情况复杂，固井施工排量低，井下薄弱点与高压层动态平衡的特点，固井循环温度比常规固井温度要高，根据正常钻进时的随钻温度76℃，综合考虑，采取常规固井与挤水泥设计温度的中间值。通过计算，取BHCT=90℃。在BHCT为90℃的基点上，进行上下10℃的温度敏感试验，通过水泥浆弱温敏的特性，应对由于温度取值带来的施工风险。

5.2 浆柱结构设计

由于井下钻井液密度1.94 g/cm3针对薄弱点的窗口只有0.03 g/cm3，根据软件模拟，为防止井下薄弱点漏失，要求施工排量不能超过640 l/min。为了确保常规密度水泥浆返到设计位置，整个施工过程控制薄弱点动态当量不超过1.965 g/cm3；根据钻进及堵漏情况摸索井底动态当量达到1.99 g/cm3可有效控制高压水层上窜速度。以这个为原则设定井下各种流体的密度。前置液设计密度1.90 g/cm3，首浆为1.92 g/cm3常规密度水泥浆，尾浆及挤注浆为2.50 g/cm3高密度水泥浆。

5.3 防漏失工艺设计

控制薄弱点动态当量低于1.965 g/cm3进行施工排量设计，优化每一种介质经过2550m薄弱点的施工排量设计（见表2）。施工过程中2727m井底最小当量为1.960 g/cm3，开始挤注前的最大当量为1.99g/cm3。在防止井下漏失的同时，提高了井底的动态当量，减少了高压水层的水窜，减少了对水泥浆的污染。

表1  施工排量计划

5.4 水泥浆设计

由于井下温度难以准确预测，要求水泥浆温度敏感性好，提高稠化时间的准确率，减少水窜污染。若水泥浆对温度敏感，当室内试验温度高于实际温度时，尾浆稠化时间会延长，尾浆挤注完未凝固，通过挤注提高当量的措施就无法实施；若尾浆室内试验温度低于井下实际温度时，尾浆未泵注完开始稠化，导致返高不到位，环空欠压较多，满足不了封固要求。

本井采用PC-HDCEM水泥浆体系。该体系流变性好，强度发展快。温度敏感性如表3所示：正负10℃误差下，水泥浆稠化时间差小于30min，满足设计要求。根据施工时间设计了稠化时间184min，在顶替结束时，尾浆稠化，开始进行挤注作业。

表2 水泥浆的温敏性能

5.5 配套工艺措施

(1) 下套管至薄弱点上调整泥浆密度至1.94 g/cm3；

(2) 下套管至设计深度，开至640 l/min循环打通；

(3) 注1.90 g/cm3隔离液32m3；

(4) 注密度1.92g/cm3首浆13.6m3；注密度2.50g/cm3尾浆8.4m3；注密度2.50g/cm3挤注浆3.7m3；

(5) 注替排量与时间统计，见表4；

表3  注替排量与时间控制表

(6) 关防喷器，进行挤注，挤注最高压力9.30MPa，折算井底当量2.25 g/cm3。

6  应用效果

固井泵挤注6.5bbls时，压力开始快速上涨，水泥浆开始稠化，泵压由5.1 MPa逐步上涨至9.30MPa下降，再次补压至9.30MPa憋压候凝24小时。组合下开钻具，钻开新地层做地漏实验，钻井液密度2.10 g/cm3，地层漏失压力2.35 g/cm3，比设计2.17 g/cm3高出了0.18 g/cm3，实现了对高压水层的有效封固和对薄弱层的有效隔离。 

7  结论

(1) 负压力窗口条件下固井，施工参数精细化，薄弱层控制施工当量达到首浆顺利上返，尾浆采用高密度水泥浆实现对欠压稳状态的部分补偿，低排量施工条件下成功实现套管固井，全程无漏失。

(2) “薄弱层动态防漏，高压层挤注提高承压”的水泥浆技术和配套工艺适合负压力窗口的固井作业。

(3) 采用温度敏感性好的水泥浆和准确把握挤注水泥浆稠化时间，利用稠化过程进行高压挤堵是成功的关键。

第一作者介绍：李占东，男，1984年08月生，工程师，2007年毕业于长江大学，现为中海油田服务股份有限公司油田化学事业部湛江作业公司固井技术主管，主要从事固井技术研究和技术支持。

来源：化学工程与装备-官方网站-创刊于1972    2022年第11期  在线投稿  >>