緬甸D區(qū)塊Yagyi-1井固井難點(diǎn)與固井技術(shù)

王元敏

（中國(guó)石化國(guó)際勘探公司北京溫菲爾德石油技術(shù)開發(fā)有限公司，北京100083）

1 Yagyi-1井基本情況

Yagyi-1井是中國(guó)石化國(guó)際勘探公司緬甸石油有限公司部署在D 區(qū)塊Mahudaung 背斜帶12號(hào)圈閉上的一口預(yù)探井。該井一開以φ660.4 mm鉆頭鉆至井深311 m，φ508 mm 表層套管下至井深310.5 m；二開φ444.5 mm 鉆頭鉆至井深1 655 m，φ339.7 mm 技術(shù)套管下至井深1 653.35 m；三開φ311.2 mm 鉆頭鉆至井深3 220 m，φ244.5 mm 技術(shù)套管下至井深3 215.9 m；四開φ215.9 mm 鉆頭鉆至井深5 152 m，掛φ177.8 mm 尾管固井完井，φ177.8 mm 尾管位于井深3 050～5 150 m 井段。Yagyi-1井在鉆井施工過(guò)程中遇多套含油氣層段，氣層顯示活躍，壓力系數(shù)高，四開井段壓穩(wěn)氣層鉆井液密度達(dá)2.08 g／cm3，井底靜止溫度達(dá)149 ℃，屬典型的高溫、高壓深井；Yagyi-1 井自二開井段開始鉆井液漏失現(xiàn)象頻繁，且安全密度窗口窄，往往形成漏噴同層，密度稍高就漏，稍低就涌；除此之外，在鉆井施工過(guò)程中井壁垮塌現(xiàn)象嚴(yán)重，井徑極不規(guī)則。由于地質(zhì)情況復(fù)雜，長(zhǎng)裸眼井段漏失和壓穩(wěn)間的矛盾突出以及氣層壓力高、溫度高、氣竄概率大等因素的影響，給固井施工工藝帶來(lái)了不少技術(shù)難題。

2 各井眼段鉆井地質(zhì)情況

2.1 二開（φ444.5 mm）井眼段鉆井地質(zhì)情況

Yagyi-1 井二開鉆井過(guò)程中在井深430.84 m，1 620 m 和1 650 m 等井段均發(fā)生不同程度的漏失，其中在井深430.84 m 處漏失現(xiàn)象嚴(yán)重，鉆進(jìn)過(guò)程中多次對(duì)井深430.84 m 處進(jìn)行承壓堵漏均未能有效阻止漏失；由于在鉆進(jìn)過(guò)程中一直存在較為嚴(yán)重的漏失現(xiàn)象，鉆井液密度無(wú)法提高，致使下部井眼垮塌嚴(yán)重，井徑大而且很不規(guī)則，形狀類似下大上小的“喇叭口”狀，電測(cè)最大井徑達(dá)523 mm，最小井徑435 mm，平均井徑478 mm，井徑擴(kuò)大率17.66%；該井段鉆進(jìn)至井深968.76 m 遇淺層氣，氣測(cè)全烴值達(dá)50%，鉆井液密度由1.08 g／cm3提高至1.13 g／cm3壓穩(wěn)。

2.2 三開（φ311.2 mm）井眼段鉆井地質(zhì)情況

因井下情況復(fù)雜，三開井段鉆至井深3 220 m被迫提前中完，中完鉆井液密度1.62 g／cm3，粘度85 s，切力12／22。該井段鉆進(jìn)過(guò)程中油氣顯示活躍，主力氣層在2 880～3 061 m，3 169.4～3 173.3 m 和3 196～3 206 m 井段，其中3 196～3 206 m 井段為高壓氣層，尤其是在井深3 203 m 處，揭開時(shí)鉆井液密度由1.57 g／cm3下降至1.37 g／cm3，最高全烴值達(dá)91%，將鉆井液密度提高至1.62 g／cm3壓穩(wěn)，但鉆井液密度低于1.59 g／cm3就涌，高于1.63 g／cm3就漏，安全窗口很窄。該井眼段上部地層受斷層影響，破碎帶長(zhǎng)，裂縫發(fā)育，鉆井過(guò)程中漏失現(xiàn)象十分嚴(yán)重，主要漏失層在井深1 857～2 626 m 之間，在井深2 196.55 m 處漏失時(shí)鉆井液密度1.40 g／cm3，最大漏速136 m3／h；井深2 430 m 處漏失時(shí)鉆井液密度1.41 g／cm3，最大漏速65 m3／h。這兩層均為裂縫性漏失，其它層段為滲透性漏失，三開共漏失鉆井液2 667.1 m3。三開井段井眼垮塌現(xiàn)象仍然嚴(yán)重，井徑極不規(guī)則，電測(cè)最大井徑達(dá)415 mm，最小井徑319 mm，平均井徑354 mm，井徑擴(kuò)大率達(dá)到13.7%。

2.3 四開（φ215.9 mm）井眼段鉆井地質(zhì)情況

四開（φ215.9 mm）井眼鉆至井深5 152 m 完鉆，完鉆時(shí)鉆井液密度2.08 g／cm3，井底靜止溫度149 ℃。該井段在鉆井施工過(guò)程中油、氣、水顯示活躍，主力氣層在3 245.5～3 248.1 m，3 299～3 342 m，3 435～3 439.5 m，3 568～3 591 m 和3 939～3 960 m 井段，特別是在3 939～3 960 m 井段，當(dāng)鉆井液密度低于1.99 g／cm3時(shí)氣侵、水侵嚴(yán)重。該井眼段鉆井施工中鉆井液漏失現(xiàn)象時(shí)常發(fā)生，主要漏失層位在3 660～3 662 m，3 678～3 679.4 m 和3 994.84～3 996 m 井段，而且鉆井液密度安全很窄，當(dāng)密度高于2.10 g／cm3就漏，低于1.99 g／cm3氣侵、水侵嚴(yán)重。

3 固井技術(shù)難點(diǎn)

（1）鉆井液密度安全窗口狹窄，裸眼井段長(zhǎng)，漏噴同層，密度稍高就漏，稍低就涌，水泥漿密度設(shè)計(jì)和頂替排量均受到了嚴(yán)格限制，漏失和壓穩(wěn)間的矛盾突出。

（2）鉆井液密度大、粘度和切力高，固井施工過(guò)程中頂替難度大，水泥漿易竄槽，從而影響水泥與井壁、套管間的膠結(jié)能力和密封質(zhì)量。

（3）漏失現(xiàn)象嚴(yán)重，難以保證水泥漿返至設(shè)計(jì)井深。

（4）井壁垮塌現(xiàn)象嚴(yán)重，井徑極不規(guī)則，頂替過(guò)程中水泥漿易竄槽，頂替效率難以保證。

（5）水泥漿密度與氣層壓力當(dāng)量密度接近，水泥漿失重后，靜液柱壓力無(wú)法平衡氣層壓力，氣竄概率大，從而影響水泥環(huán)封固質(zhì)量，嚴(yán)重時(shí)會(huì)竄到地面，造成井口環(huán)空帶壓。

（6）φ177.8 mm 尾管與φ215.9 mm 井眼環(huán)空間隙小，水泥環(huán)薄，難以保證封固質(zhì)量，又加之φ215.9 mm 井眼段井底壓力高，水泥漿侯凝過(guò)程中高壓油氣極易侵入環(huán)空，影響水泥交結(jié)質(zhì)量，井底溫度高，常規(guī)的水泥漿外加劑易失效。

4 各層套管固井工藝［1-2］

4.1 φ339.7 mm 套管固井工藝

（1）中完下套管前下鉆認(rèn)真通井，充分循環(huán)處理好鉆井液，確保井底無(wú)沉砂；套管下到設(shè)計(jì)位置后，適當(dāng)降低鉆井液的粘度和切力，套管串中加入適量的扶正器，提高套管的居中度，并下入旋流扶正器，從而提高頂替效率。

（2）采用正反注水泥技術(shù)，正注水泥返至主要漏失層段以下，然后再?gòu)木诜醋⑺唷agyi-1井φ444.5 mm 井眼主要漏失層在井深430.84 m 左右，正注水泥設(shè)計(jì)返至井深480 m，侯凝24小時(shí)后再?gòu)木诜醋⑺唷?/p>

（3）固井施工前注入30 m3密度1.28 g／cm3，粘度50 s，具有良好流動(dòng)性的先導(dǎo)鉆井液，稀釋沖洗粘稠鉆井液，注入密度1.09 g／cm3沖洗液18 m3沖洗井眼，剝離井壁上的泥餅，提高頂替效率和界面膠結(jié)作用。

（4）固井施工前承壓堵漏，盡量提高地層承壓能力；固井施工過(guò)程中采用1.60 g／cm3低密度水泥漿與1.85 g／cm3高密度水泥漿相結(jié)合，并在漿體中加入堵漏材料，形成雙凝雙密度堵漏水泥漿體系，預(yù)防井下漏失。

要求學(xué)生在上課前先行預(yù)習(xí)，教師再通過(guò)提問(wèn)來(lái)考察學(xué)生的預(yù)習(xí)效果，從而根據(jù)考察結(jié)果對(duì)重點(diǎn)、難點(diǎn)進(jìn)行教授。借助藍(lán)墨云班課App解決了學(xué)生的個(gè)性問(wèn)題，創(chuàng)造了一個(gè)師生進(jìn)行良好互動(dòng)交流的平臺(tái)，同時(shí)，可通過(guò)獎(jiǎng)勵(lì)經(jīng)驗(yàn)值來(lái)激發(fā)學(xué)生的學(xué)習(xí)主動(dòng)性。

（5）采用變排量注替工藝，減少竄流影響，尤其是在水泥漿出套管鞋后、起壓后以及將返至上層套管鞋時(shí)，根據(jù)泵壓變化控制排量，防止漏失。該井段實(shí)際施工過(guò)程中起壓前采用2.2 m3／min排量頂替（環(huán)空返速0.41 m／min），起壓后將排量降至1.5 m3／min頂替。

4.2 φ244.5 mm 套管固井工藝

（1）設(shè)計(jì)采用雙級(jí)固井工藝，但根據(jù)井下情況，水泥漿設(shè)計(jì)一次返至地面，如果固井過(guò)程中漏失嚴(yán)重則打開分級(jí)箍，進(jìn)行二次固井。分級(jí)箍位置在上層套管內(nèi)1 550 m 處。目的是延長(zhǎng)水泥漿接觸時(shí)間，提高頂替效率，施工完可以關(guān)井并適當(dāng)加回壓，有利于控制氣竄。

（2）固井施工前注入30 m3密度1.61 g／cm3，粘度55 s，具有良好流動(dòng)性的先導(dǎo)鉆井液，稀釋沖洗粘稠鉆井液。

（3）注入18 m3密度1.65 g／cm3隔離液，塑性粘度和動(dòng)切力均低于井中鉆井液的塑性粘度和動(dòng)切力，在隔離液前后各注入2 m3沖洗液，以提高頂替效率。

（4）采用多梯度密度水泥漿柱結(jié)構(gòu)，1.60 g／cm3低密度水泥漿30 m3，1.70 g／cm3低密度水泥漿10 m3，1.75 g／cm3水泥漿40 m3，1.88 g／cm3高密度水泥漿18 m3，1.90 g／cm3高密度水泥漿20 m3，并在漿體中加入堵漏材料，形成多密度多凝堵漏水泥漿體系，梯度凝固，重點(diǎn)保證主力油氣層的固井質(zhì)量。

（6）起壓前采用1.5 m3／min排量頂替（環(huán)空返速0.48 m／min），起壓后將排量降至1.0m3／min頂替，實(shí)際替至80 m3起壓，替至91 m3時(shí)，井口突然失返，將排量降至0.6 m3／min 繼續(xù)頂替，大約16 min后井口返出，漏失大約10 m3，繼續(xù)替漿至115 m3碰壓，由于井口已返出水泥漿，因此不再進(jìn)行二級(jí)固井。

（7）井口環(huán)空蹩壓1 MPa侯凝。

4.3 φ177.8 mm 尾管固井工藝

（1）固井施工前進(jìn)行承壓堵漏，使鉆井液漏失當(dāng)量密度達(dá)2.12 g／cm3，同時(shí)完井下套管前認(rèn)真下鉆通井，充分循環(huán)處理鉆井液，確保井底無(wú)沉砂，套管下到設(shè)計(jì)位置后，適當(dāng)降低鉆井液的粘度和切力。

（2）套管串中加入適量的扶正器，提高套管的居中度，并下入旋流扶正器，從而提高頂替效率。

（3）在確保環(huán)空液柱壓穩(wěn)的前提下，固井施工前注入15 m3密度1.98 g／cm3、粘度65 s、具有良好流變性和穩(wěn)定性的先導(dǎo)鉆井液，注入密度1.96 g／cm3的隔離液10 m3，以提高頂替效率，驅(qū)凈鉆井液。

（4）采用三凝水泥漿柱體系，尾漿封固4 809～5 150 m 井段，中間漿封固3 909～4 809 m 井段，領(lǐng)漿封固3 050～3 909 m 井段，以減少因水泥漿失重而造成環(huán)空液柱壓力過(guò)度降低。同時(shí)在水泥漿中加入氮?dú)馀蛎泟⒔凳畡┖投侣┎牧希援a(chǎn)生一定的防竄阻力，形成多凝堵漏直角稠化水泥漿體系，既壓穩(wěn)地層又防止漏失。

（5）采用變排量頂替，減少竄流影響。

（6）注替水泥漿作業(yè)結(jié)束后，拔出中心管，循環(huán)鉆井液一周以上，上提鉆具200 m，關(guān)封井器，井口蹩壓侯凝，彌補(bǔ)水泥漿的失重壓力。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）通過(guò)優(yōu)選水泥漿體系、優(yōu)化固井施工工藝技術(shù)，順利完成了Yagyi-1 井φ339.7 mm、φ244.5 mm 和φ177.8 mm 套 管 固 井 施 工 作 業(yè)，經(jīng) 電 測(cè)CBL／VDL解釋固井質(zhì)量均為優(yōu)良。

（2）水泥漿一次封固返至地面的固井方式有利于延長(zhǎng)接觸時(shí)間，提高下部井段的固井質(zhì)量；下入分級(jí)箍為固井時(shí)嚴(yán)重漏失提供了補(bǔ)救手段。

（3）井下發(fā)生漏失后，水泥漿中的堵漏材料進(jìn)入漏層一定數(shù)量后起到了堵漏作用，阻止了井漏。

（4）先導(dǎo)低粘鉆井液和大量前置液對(duì)稀釋鉆井液，剝離井壁上的泥餅，提高頂替效率和界面膠結(jié)起到了很好的作用。

（5）多梯度多凝水泥漿柱結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)層井段直角稠化微膨脹水泥漿體系對(duì)壓穩(wěn)氣層、防止氣竄起到了明顯的效果。

（6）在水泥漿中加入ZP-2氮?dú)馀蛎泟┘岸侣┎牧希獨(dú)馀蛎洰a(chǎn)生一定的防竄阻力，形成多凝堵漏防竄直角稠化水泥漿體系，既壓穩(wěn)地層又可防止漏失發(fā)生。

（7）井口環(huán)空蹩壓侯凝進(jìn)一步減少了氣竄現(xiàn)象的發(fā)生。

［1］ 劉德平，付華才.川東深井固井技術(shù)［J］.鉆采工藝，2005，（1）：16-17.

［2］ 朱新明，張克堅(jiān).川東北地區(qū)高壓防氣竄固井技術(shù)［J］.石油鉆探技術(shù)，2008，（5）：10-15.