精細控壓固井及配套技術在YT1井的應用

曾磊，曾知昊，羅健僑

中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院（四川 成都610017）

四川盆地油氣田地質構造復雜，地層橫向差異大，縱向油氣水顯示多，壓力層系復雜，密度窗口窄，溢漏同存，井控風險高，固井難度大[1]。特別是在深井小間隙尾管固井中，環空摩阻高，經常出現增加排量引發的井漏，停止泵入則發生井口外溢的情況，以常規固井方式應對該類型井施工，不能保證固井施工頂替效率，甚至存在漏失和井控風險，因此采用精細控壓固井[2]。精細控壓技術能在下鉆具送尾管、固井準備、固井施工、坐封封隔器、起鉆循環等過程中，通過控制井口回壓來調節環空當量密度，使各層位的密度當量始終介于地層流體壓力當量和地層破裂壓力當量之間，達到不噴不漏的效果[3]。

1 YT1井基本情況

YT1井是探索四川盆地成都-簡陽地區二疊系峨眉山玄武巖組火山巖儲層發育情況及含流體性的一口風險探井，構造位置位于四川盆地二疊系上統底界龍泉山東斜坡帶。原井眼于2019年8月30日測試完后，由于管柱從5 438.08 m倒開，注水泥塞后，安裝采氣樹臨時完井。2020年1月，中國石油西南油氣田分公司決定以該井上部火山角礫熔巖為目標實施大斜度井，設計側鉆點5 206 m，采用Ф149.2 mm鉆頭鉆至峨眉山玄武巖組上部火山角礫熔巖底界，進入粒玄武巖斜厚20 m完鉆；然后下Ф127 mm尾管完井，設計井深6 257 m，垂深5 709 m，最大井斜75.85°。由于在龍潭組發生2次卡鉆事故，為保障鉆井作業安全，在5 400 m側鉆調整井身軌跡，變更設計井深為5 818 m，垂深5 793 m，以20°穩斜進入目的層（圖1）。

圖1 YT1井井身結構

該井屬于一級風險探井，卡鉆、氣侵、漏失多次發生，鉆探風險非常高。鉆井過程中出現多次復雜情況，在龍潭組發生2次卡鉆，最后側鉆更改井眼軌跡鉆進，在飛仙關組、龍潭組、玄武巖組出現了多次氣測異常和后效氣侵，鉆進過程中多次發生井漏，堵漏多達19次，漏失泥漿1 500 m3以上，漏噴塌卡在同一裸眼系統存在，處理難度大；在用油基鉆井液鉆進期間，飛仙關組發生井漏，完鉆前采用JFS鉆井液，該層位有油基鉆井液“反吐”，出口有線流，溢漏同存，密度窗口窄；同時該開次是第二次側鉆，增加與第一次側鉆井眼相碰的風險。

2 固井技術難點

本開次尾管固井采用Ф149.2 mm鉆頭鉆至粒玄武巖斜厚20 m完鉆，然后下Ф127 mm尾管完井，完鉆井深5 818 m，裸眼長度691.74 m。由于環空間隙小，裸眼段比較長，密度窗口窄，溢漏同存，井壁不穩定，因此在下套管作業及固井施工中的“三壓穩”及井筒完整性等方面都面臨著巨大的挑戰，一旦發生復雜情況很可能導致固井失敗。

2.1 井下條件復雜，下入套管風險高

該井鉆使用JFS泥漿鉆進過程中，在龍潭組發生了2次卡鉆，第一次劃眼至井深5 637.26 m，泵壓上升，扭矩增大，上提懸重增加遇卡，再開泵出口不返，立壓不降，經過不斷活動建立循環，耗時63.67 h順利解卡；第二次劃眼至井深5 671.08 m，泵壓上升，泵沖下降，扭矩增大頂驅蹩停，發生卡鉆，經過處理未能解卡。龍潭組的泥巖和頁巖不穩定，易掉塊，雖然重新側鉆，但下套管遇卡風險仍然很大。

2.2 密度窗口窄，溢漏同存

鉆進過程中多次發生井漏，用水泥漿、高失水鉆井液、橋漿進行了19次堵漏，在峨眉山玄武巖段，5 699.56 m和5 746.60 m至5 746.74 m，泥漿密度為2.24 g/cm3，發生漏失，漏速11 m3/h，漏失當量為2.38 g/cm3。完鉆前采用JFS鉆井液，在飛仙關組5 484.24～5 484.53 m處油基鉆井液“反吐”，出口有線流，通井后短起500 m驗證，2.31 g/cm3密度條件下，出口無異常。完鉆后龍潭組5 605.50～5 611.50 m在2.29 g/cm3鉆井液密度條件下靜止54 h，有后效氣侵顯示。根據數據顯示，該裸眼壓力體系當量密度窗口僅0.07 g/cm3，防漏和壓穩難度非常大[4]。

2.3 井眼幾何條件受限，頂替效率提升困難

該井大部分井段井斜處于15°～20°，井徑不規則，在側鉆點以下200 m平均井徑181 mm左右，最大井徑達到了220 mm；在5 400～5 500 m平均井徑只有149 mm，部分點存在縮徑，環空單邊間隙僅11 mm；在5 570～5 610 m平均井徑165 mm，最大井徑188 mm，出現了一段大肚子井段。從井徑分布數據可知，該井眼幾何條件極不規則，固井流體的流變參數設計，套管居中度優化，頂替效率提升難度大。

2.4 氣層壓力活躍，候凝過程中氣竄風險高

該井氣層活躍，在龍潭組、玄武巖組出現了多次氣測異常和后效氣侵，特別是在龍潭組鉆井液密度2.29 g/cm3時出現了后效氣侵，出口密度2.29 g/cm3降至2.18 g/cm3，全氣量最高50.35%，精細控壓氣體流量最高15 m3/h，后效持續時間90 min。固井候凝過程中由于水泥漿液柱壓力下降，易導致環空氣竄形成微環隙，造成喇叭口竄氣等后果，嚴重影響后期試氣和投產。

3 優化技術措施

針對以上難點，經過對精細控壓固井技術的分析和研究，固井施工方案按照井眼準備、精細控壓防漏壓穩、井筒完整性保障的思路，對該井127 mm尾管固井制定了如下技術措施。

3.1 井眼準備技術措施

下套管前按照技術要求，做好通井和承壓工作，保證井眼通暢，井壁穩定，井下壓力系統處于平衡狀態，具體措施如下：①扎實通井工作，確保井眼通暢。通井鉆具組合采取由易到難的通井方式進行，先使用Φ149.2 mm鉆頭+Φ148 mm扶正器的單扶鉆具組合通井后，再使用Φ149.2 mm鉆頭+Φ148 mm扶正器+Φ146 mm扶正器的雙扶鉆具組合通井。裸眼井段通井應主動劃眼，劃完后再上下拉劃通過，卡點及以下井段進行反復劃眼，確保井眼暢通、無阻卡、無沉砂，劃眼短起后通井鉆具能夠靜放通過至井底，方可進行下套管作業。②做好地層承壓和漏速測定，防止固井過程中出現不可控漏失。稱重鉆具下入到底后，以密度2.29 g/cm3的鉆井液循環檢驗地層承壓能力。測試6～15 L/s共5個排量下的地層承壓情況及漏失情況，從6 L/s開始，如漏速超過10 m3/h則停止動承壓試驗，在動承壓試驗及漏速測試期間，同時測試套壓及回吐量。

3.2 下套管技術措施

下套管過程中嚴格控制下放速度，分段循環降低密度，防止下套管過程中井下當量密度過大造成漏失。下套管期間控制下放速度，下至2 000 m將上部鉆井液密度由2.34 g/cm3降低至2.29 g/cm3，下至4 000 m將鉆井液密度由2.29 g/cm3降低至2.25 g/cm3，降低下套管過程中作用于漏層的當量密度。在進入窗口前開泵頂通，進入裸眼后每15柱頂通一次，密切觀察大鉤載荷，若出現遇阻情況，及時反應，每柱開泵疏通下放。根據表1計算，下套管過程中分段循環降密度，控制下放速度，不會造成井眼漏失。

表1 下套管環空當量密度計算

3.3 精細控壓壓穩防漏措施

本次尾管固井采用精細控壓固井工藝[6]，嚴格控制固井期間玄武巖漏層5 746 m處當量密度低于2.38 g/cm3，飛仙關漏層5 484.24 m處當量密度不低于2.31 g/cm3，防止反吐，龍潭組氣層5 605.50 m處當量密度不低于2.30 g/cm3，確保漏層不漏，高壓層不噴，保障作業過程中的井眼系統壓力平衡。

1）控壓下套管措施：下鉆具送尾管過程中除了分段循環降密度，防止因環空當量密度過高造成井漏的措施外，還應做好控壓送入尾管措施，保障壓穩地層。在3 500～4 000 m井段，停止下放時控壓2.5 MPa，在4 000～5 818 m停止下放控壓3 MPa，始終保障龍潭組和飛仙關組當量不低于精細控壓固井設計值。

2）控壓固井措施：固井過程中全程精細控壓，精確計算每個階段控壓值，做好壓穩和控壓分析，實施全過程監控，以達到壓穩和防漏的目的。同時在固井流體設計方面，優選了密度2.23 g/cm3抗污染隔離液和密度2.28 g/cm3的G級加砂韌性微膨脹防竄水泥漿體系，該水泥漿體系具有低失水、直角稠化、零析水、早期強度發育快、防氣竄等性能。

3）控壓坐封及候凝措施：固井施工完成后，環空憋壓6 MPa坐封封隔器，控壓5 MPa起鉆16柱，關井憋壓5 MPa候凝，保障候凝過程中的壓穩。

表2的計算結果表明：經精細控壓后能夠完全保證整個固井施工過程中環空當量密度始終處于地層流體壓力當量和漏失壓力當量之間，環空壓力系統處于平衡狀態，不噴不漏，達到“三壓穩”的目的。

表2 固井施工精細控壓計算

3.4 井筒完整性保障措施

水泥環作為井筒的第一道屏障[7]，是保障井筒完整性的基礎，所以提升水泥環及水泥環界面膠結質量至關重要。針對該開次壓力層系復雜、氣竄風險高的情況，制定了提升水泥環質量的措施，同時為了確保在第一道屏障失效的情況下仍能控制井下流體，設計了尾管頂部封隔器等工具，確保井筒完整性。

1）提高頂替效率，保障水泥環質量。優化前置液設計，設計密度2.23 g/cm3的抗污染隔離液16 m3，密度1.03 g/cm3，沖洗液1.5 m3，充分保障井眼的清潔和驅替效率，優化扶正器的安放，使平均居中度達到67%以上。同時以三維頂替效率模擬結果為依據，排量為7、8、9 L/s對應頂替效率分別為91.57%、93.59%、93.88%，確定現場施工排量。

2）優化管串結構，保障尾管段井筒完整性。該開次Φ127 mm尾管固井首次使用頂部封隔器[8]，不僅可以有效防止因水泥環質量問題引起的喇叭口竄氣，而且可以滿足尾管段憋壓候凝的需求。先控壓或憋壓坐封封隔器，能有效地將一個圈閉壓力控制在尾管環空，防止候凝過程中產生的微間隙造成的喇叭口竄氣。同時在管串結構中使用了雙浮箍加一個浮鞋的管串設計，不僅可以有效防止因水泥漿倒返造成的固井質量問題，還能有效抑制天然氣從井底竄出，確保尾管段井筒的完整性。

4 現場固井施工

通過以上技術措施的嚴格實施，YT1井在控壓下送Φ127 mm尾管至設計井深，下入過程中出現了一定程度的漏失和井口反吐，但未出現不可控的復雜情況，下完套管后以6～7 L/S的排量循環鉆井液將全井密度降至2.23 g/cm3，循環當量密度2.32 g/cm3，未出現井漏和溢流，滿足固井施工要求。固井施工全程按照精細控壓固井施工流程，精確控制井口回壓，整個過程井下壓力處于動態平衡，未漏未噴，固井施工碰壓后，控套壓6.0 MPa坐封封隔器成功，控壓3.9 MPa至6.2 MPa起鉆憋壓候凝。

由于井眼條件的限制，該井固井質量整體合格率不高，但是層間封隔良好，喇叭口試壓合格，為下一步試氣創造了條件。

5 結論及認識

1）精細控壓固井在解決小間隙、窄密度窗口等固井問題方面具有十分顯著的效果，在解決該井溢漏同存的問題上發揮了巨大作用。

2）精細控壓固井應根據井眼情況具體分析，制定出針對性措施，同時配套強化井眼準備、精細控壓下套管、循環、坐封封隔器等措施，確保從井眼準備到固井候凝結束井筒壓力都處于平衡狀態。

3）建議繼續優化精細控壓設備及工藝技術，精確井口控壓及環空摩阻計算，同時配套井下壓力監測技術，達到在整個固井過程中控壓更為自動化、智能化，從而形成從井下壓力數據傳輸、地面反饋調整、井下壓力控制、環空壓力平衡的一個閉環系統。