高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井尾管固井技術(shù)

宋有勝， 鄒建龍， 趙寶輝， 劉愛萍

高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井尾管固井技術(shù)

宋有勝， 鄒建龍， 趙寶輝， 劉愛萍

（中國石油集團(tuán)海洋工程有限公司渤星公司×中國石油集團(tuán)鉆井工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室固井技術(shù)研究室×油氣鉆井技術(shù)國家工程實(shí)驗(yàn)室固井技術(shù)研究室，天津 300451）

宋有勝，鄒建龍，趙寶輝，等.高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井尾管固井技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2017，34（2）：111-116.

SONG Yousheng，ZOU Jianlong，ZHAO Baohui，et al.Cementing the φ177.8 mm Liner in the Block Gaoshiti-Moxi[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（2）：112-116.

針對(duì)西南油氣田高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井φ177.8 mm尾管固井遇到的氣層活躍、安全密度窗口窄、流體相容性差及高溫大溫差等問題，制定了相應(yīng)的固井技術(shù)措施。開發(fā)了適合高溫大溫差固井的自愈合防竄高密度水泥漿體系，并進(jìn)行了室內(nèi)研究。結(jié)果表明：該體系密度為2.0～2.8 g/cm3，現(xiàn)場(chǎng)一次混配可達(dá)2.6 g/cm3以上；適應(yīng)溫度為常溫～180 ℃；漿體的上下密度差不大于0.05 g/cm3；失水量不大于50 mL；稠化時(shí)間與緩凝劑摻量具有良好的線性關(guān)系，稠化過渡時(shí)間不大于10 min；靜膠凝強(qiáng)度過渡時(shí)間不大于20 min；24 h抗壓強(qiáng)度大于10 MPa，水泥石頂部48 h抗壓強(qiáng)度大于3.5 MPa，低溫下強(qiáng)度發(fā)展快，形成的水泥石體積穩(wěn)定不收縮，具有類似韌性水泥的力學(xué)性能；遇油氣產(chǎn)生體積膨脹，保證了界面膠結(jié)質(zhì)量和密封完整性，降低了固井后發(fā)生氣竄的風(fēng)險(xiǎn)。該固井技術(shù)在高石X井和高石Y井中進(jìn)行了應(yīng)用，固井優(yōu)質(zhì)率和合格率得到較大幅度提高，水泥環(huán)后期不帶壓，獲得良好應(yīng)用效果。

天然氣井；固井；自愈合防竄高密度水泥漿；氣竄；漏失；大溫差；安岳氣田

四川盆地安岳氣田高石梯-磨溪區(qū)塊是目前中國發(fā)現(xiàn)的單體規(guī)模最大的特大型海相碳酸鹽巖整裝氣藏，該氣藏儲(chǔ)量規(guī)模大、含氣面積大，氣井產(chǎn)量高、氣藏壓力高，平均單井測(cè)試日產(chǎn)量達(dá)到110×104m3，投產(chǎn)氣井平均日產(chǎn)量達(dá)到60×104m3，具有廣闊的勘探開發(fā)前景。高石梯-磨溪區(qū)塊φ177.8 mm尾管下深在5 000 m左右，裸眼長度超過2 000 m，其中，嘉二段、長興組、茅口組等層系存在局部異常高壓，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，由于高溫、高壓、窄密度窗口、封固段長、產(chǎn)層多等帶來的固井技術(shù)難題，嚴(yán)重影響φ177.8 mm尾管固井質(zhì)量[1-5]。自2012年以來，針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)存在的技術(shù)難題，開展了大量固井工藝和水泥漿體系研究工作，形成了滿足高石梯-磨溪區(qū)塊φ177.8 mm尾管固井的固井工藝和水泥漿體系。通過大量現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明，該固井工藝措施及防竄高密度水泥漿體系能夠有效提高該區(qū)塊的固井質(zhì)量，該區(qū)塊平均固井質(zhì)量由2012年優(yōu)質(zhì)率為21.1%、合格率為41.3%，提升到2015年優(yōu)質(zhì)率為31.6%、合格率為66.4%。

1 主要技術(shù)難點(diǎn)

1）氣層活躍，極易發(fā)生氣竄。裸眼段長，油氣顯示層位多，套管鞋（嘉二段地層）油氣顯示活躍；長封固段大溫差導(dǎo)致尾管懸掛器處水泥早期強(qiáng)度發(fā)展慢；窄密度窗口，存在漏失，易引起氣竄。

2）安全密度窗口窄，漏失風(fēng)險(xiǎn)大，優(yōu)化頂替參數(shù)困難。該地區(qū)地應(yīng)力狀況主要受走滑斷層控制，主力產(chǎn)層裂縫發(fā)育。這一地質(zhì)特征決定了在鉆井階段極易出現(xiàn)反復(fù)的漏失和井涌復(fù)雜，使得固井前的安全密度窗口基本消失。固井時(shí)水泥漿密度與鉆井液密度差經(jīng)常只有0.05 g/cm3左右。

3）改進(jìn)流體相容性難度大，不利于提高頂替效率。現(xiàn)場(chǎng)高密度有機(jī)鹽鉆井液與多數(shù)高密度水泥漿之間相容性差，混合后流體的黏度將大幅度地增加、稠化時(shí)間縮短（縮短至1 h以內(nèi)），不僅給固井施工帶來安全隱患，而且井壁泥餅難以驅(qū)替干凈。

4）高溫大溫差固井條件下易發(fā)生水泥漿超緩凝現(xiàn)象。該尾管封固井段在井深2 500～5 500 m之間，封固段長達(dá)2 000 m，懸掛器和套管鞋處靜止溫差達(dá)50～60 ℃，井底循環(huán)溫度為110～130 ℃，懸掛器處靜止溫度為70～80 ℃。由于溫差過大，且水泥漿密度較高（2.2～2.5 g/cm3），極易導(dǎo)致懸掛器位置水泥漿長期不凝。

5）井筒內(nèi)鉆井液密度降低或繼續(xù)鉆進(jìn)時(shí)產(chǎn)生微間隙。鉆井液密度降低時(shí)，沒有經(jīng)過彈塑性改造的常規(guī)水泥環(huán)釋放初始應(yīng)力產(chǎn)生的膨脹量，不足以補(bǔ)償套管回彈量，從而使第一界面水力密封失效。當(dāng)套管內(nèi)壓降低40 MPa時(shí)，套管形變量達(dá)到0.02 mm，就會(huì)引起環(huán)空氣竄[6-7]。

6）生產(chǎn)期間溫度變化導(dǎo)致水泥石強(qiáng)度衰退。生產(chǎn)期間井筒溫度升高，φ177.8 mm尾管緩凝段水泥漿、回接段下部水泥漿以及φ244.5 mm套管下部水泥封固井段溫度可能會(huì)超過110 ℃，如果水泥中沒有加入適量硅粉，則會(huì)發(fā)生強(qiáng)度衰退，滲透率增大，影響長期封固性能[8]。

2 提高固井質(zhì)量技術(shù)措施

2.1 總體思路

圍繞提高頂替效率和確保第一界面水力密封的質(zhì)量目標(biāo)，優(yōu)選固井水泥漿體系，優(yōu)化工藝流程和施工參數(shù)，解決頂替效率低、流體相容性差、頂部水泥超緩凝和環(huán)空微間隙的問題，防止固井后發(fā)生氣竄，為繼續(xù)鉆進(jìn)創(chuàng)造有利條件。

2.2 具體技術(shù)措施

1）防止氣竄技術(shù)措施。①采用自愈合防竄水泥漿體系，該體系形成的水泥石具有微膨脹、增韌和自愈合功能，能解決固井后和增產(chǎn)作業(yè)可能引起的環(huán)空帶壓?jiǎn)栴}。水泥漿兩凝界面設(shè)計(jì)在主要?dú)鈱右陨?00～300 m，尾漿封固裸眼段主要?dú)鈱?，保證井下水泥漿快速凝固，達(dá)到以“快治氣”的目的，尾漿稠化時(shí)間設(shè)計(jì)為尾漿泵注時(shí)間附加30～60min的安全時(shí)間。②選用帶管外封隔器尾管懸掛器。尾管固井喇叭口為關(guān)鍵位置，此位置若發(fā)生氣竄直接進(jìn)入套管內(nèi)，引起井口帶壓；為保證喇叭口良好密封性能，選用帶管外封隔器的尾管懸掛器，固井施工后進(jìn)行脹封，進(jìn)一步增加環(huán)空密封能力，防止固井后喇叭口竄氣。③采取憋壓候凝措施。在封隔器坐封之前，對(duì)套管環(huán)空憋回壓，進(jìn)行壓力補(bǔ)償，以避免失重引起的竄槽，一般控制在2～5 MPa范圍內(nèi)。

2） 提高頂替效率技術(shù)措施。①合理安放扶正器，確保套管居中。在密度差和頂替排量較小的情況下，套管居中是提高頂替效率的主要因素，固井設(shè)計(jì)時(shí)，采用Schlumberger CemCade 固井軟件進(jìn)行頂替模擬，確定扶正器安放位置、數(shù)量和類型，保證套管居中度不低于65%。②固井前進(jìn)行地層承壓試驗(yàn)，確認(rèn)安全密度窗口。一旦固井過程中漏失，嚴(yán)重影響固井質(zhì)量，容易產(chǎn)生“因漏致竄”；通過地層承壓試驗(yàn)，若安全密度窗口不能滿足固井要求，需進(jìn)行固井前堵漏作業(yè)，提高地層承壓能力。③在窄安全密度窗口條件下，通過Schlumberger CemCade 固井軟件模擬，確認(rèn)水泥漿的密度、流變性及排量，進(jìn)行水泥漿基本性能的調(diào)整，為實(shí)現(xiàn)大排量頂替創(chuàng)造條件。④合理設(shè)計(jì)水泥漿柱結(jié)構(gòu)，如緩凝漿密度略高于快干漿或增加一段密度高點(diǎn)的領(lǐng)漿（在稠化時(shí)間和相容性允許條件下），增大領(lǐng)漿與鉆井液之間的密度差以提高頂替效率。⑤固井前存在井漏時(shí)，漏速小于10 m3/h時(shí)，采用一次上返正注工藝，按漏失量補(bǔ)充水泥漿量。漏速大于10 m3/h時(shí)采用正注反擠工藝，采用較大施工排量，以保證頂替效率。

3）改善流體相容性技術(shù)措施。①采用抗污染水泥漿。優(yōu)選BXF-200L（AF）抗污染外加劑體系，保證水泥漿有較好的流變性能，初始稠度20 Bc左右，提高水泥漿抗污染能力。②采用抗污染前置液。配制20～30 m3隔離液，有效隔離鉆井液和水泥漿。如水泥漿抗污染能力差，可在隔離液中加入適量緩凝劑和降失水劑；隔離液前后可設(shè)計(jì)適量的沖洗液。③處理鉆井液。如果條件允許，可處理一罐鉆井液用作先導(dǎo)漿，降低先導(dǎo)漿的切力和黏度，這樣可以一定程度降低污染水泥漿的風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)有利于提高頂替效率[9-10]。

4）防止頂部水泥超緩凝技術(shù)措施。①采用寬溫帶緩凝劑，通過緊密堆積原理設(shè)計(jì)水泥漿配方，提高固相中水泥含量，保證頂部水泥漿48 h強(qiáng)度大于3.5 MPa。②當(dāng)水泥漿密度過高或溫差過大時(shí)，也可考慮選用密度更高的加重材料（如6.0甚至7.0 g/cm3以上），以提高固相中水泥含量，有利于強(qiáng)度發(fā)展。③選取更為合理的溫度系數(shù)。對(duì)深井尾管固井而言， 高溫下水泥水化過程對(duì)溫度十分敏感，試驗(yàn)溫度誤差5 ℃，稠化時(shí)間可能相差100 min以上。過高估計(jì)循環(huán)溫度將延長候凝時(shí)間甚至導(dǎo)致超緩凝。以往選擇的溫度系數(shù)為0.85，經(jīng)過大量現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，選用溫度系數(shù)為0.80時(shí)，既可以保證施工安全，又有利于頂部水泥石強(qiáng)度發(fā)展。

5）防止微間隙的產(chǎn)生。①采用環(huán)空加壓候凝，控制在2～5 MPa范圍內(nèi)，增加水泥環(huán)初始應(yīng)力，增大水泥石應(yīng)力膨脹量，減小套管收縮量。②利用水泥環(huán)失效分析技術(shù)，對(duì)增產(chǎn)作業(yè)或繼續(xù)鉆井時(shí)井下套管內(nèi)壓變化情況進(jìn)行軟件模擬，對(duì)水泥環(huán)密封失效情況進(jìn)行預(yù)判，確定水泥環(huán)力學(xué)性能指標(biāo)要求，優(yōu)化水泥石力學(xué)性能，增大水泥石應(yīng)力膨脹量，進(jìn)行水泥石力學(xué)性能設(shè)計(jì)。

6）防止水泥石在生產(chǎn)期間強(qiáng)度衰退。考慮生產(chǎn)期間井筒的溫度分布情況及高溫對(duì)水泥石性能的影響，φ177.8 mm尾管緩凝段水泥、回接段下部水泥以及φ244.5 mm套管下部水泥封固井段，如果溫度超過110 ℃，應(yīng)加入至少20%（占水泥重）硅粉，保證水泥環(huán)長期強(qiáng)度穩(wěn)定。

3 自愈合高密度防竄水泥漿體系

3.1 水泥漿設(shè)計(jì)

高石梯-磨溪區(qū)塊為高壓天然氣井，φ177.8 mm尾管均采用高密度水泥漿固井，為了保證施工安全和固井質(zhì)量，水泥漿體系設(shè)計(jì)必須考慮水泥漿流變性、高溫漿體穩(wěn)定性、頂部強(qiáng)度發(fā)展、長期高溫強(qiáng)度穩(wěn)定性及防竄性能；水泥漿體系配方組成按照剛性體的緊密堆積模型來設(shè)計(jì)[2]。

高石梯-磨溪區(qū)塊井底靜止溫度一般在120～155 ℃，為了保證水泥石高溫條件下的長期穩(wěn)定性，設(shè)計(jì)時(shí)加入高溫強(qiáng)度穩(wěn)定劑硅粉，摻量為水泥量的30%～35%。

高密度水泥漿加重材料從性價(jià)比方面考慮常用鐵礦粉，其密度為5.05 g/cm3，表面不規(guī)則，造成水泥漿流變性較差。為提高水泥漿的流變性和穩(wěn)定性，設(shè)計(jì)時(shí)可選用特種球形加重劑BCW-500S，其密度為4.90 g/cm3，可改善水泥漿體系流變性能；另外，該加重劑為超細(xì)材料，粒徑為1～10 μm，具有懸浮穩(wěn)定作用，可密實(shí)地填充在其他水泥漿顆粒縫隙中，提高水泥石的強(qiáng)度，改善水泥漿體的穩(wěn)定性?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)施時(shí)，通常選用鐵礦粉與BCW-500S按照3∶1或4∶1進(jìn)行復(fù)配使用，以達(dá)到較高的性價(jià)比，滿足固井施工要求。

外加劑主要包括抗鹽耐溫降失水劑BXF-200L（AF）、高溫大溫差緩凝劑BCR-260L、自愈合劑BCY-200S等。BXF-200L（AF）具有良好的抗高價(jià)陽離子污染能力，兼有控制水泥漿失水和防污染的功能，提高水泥漿與現(xiàn)場(chǎng)高密度鉆井液相容性。緩凝劑選用BCR-260L[3-4]，可加快長封固段頂部水泥強(qiáng)度的發(fā)展。為預(yù)防固井后氣竄或環(huán)空帶壓選用自愈合劑BCY-200S[5-6]，其具有愈合油氣竄流通道、提高水泥韌性等多種功能，可防止或減緩水泥環(huán)后期發(fā)生氣竄的風(fēng)險(xiǎn)。

3.2 水泥漿基本性能

研制的自愈合防竄高密度水泥漿體系達(dá)到如下技術(shù)指標(biāo)。①密度為2.0～2.8 g/cm3（現(xiàn)場(chǎng)一次混配可達(dá)2.6 g/cm3以上）；②適用溫度為常溫～180℃；③初始稠度不大于25 Bc；④漿體的上下密度差不大于0.05 g/cm3；⑤失水量不大于50 mL；⑥稠化時(shí)間與緩凝劑摻量具有良好的線性關(guān)系；⑦稠化過渡時(shí)間不大于10 min；⑧靜膠凝強(qiáng)度過渡時(shí)間不大于20 min；⑨24 h抗壓強(qiáng)度大于10 MPa；⑩水泥頂部48 h抗壓強(qiáng)度大于3.5 MPa。

自愈合防竄高密度水泥漿體系具有流變性好、漿體穩(wěn)定、失水量小、稠化和靜膠凝過渡時(shí)間短等特點(diǎn)，可防止固井過程中發(fā)生氣竄。水泥石不收縮，具有類似韌性水泥的力學(xué)性能，并且遇油氣產(chǎn)生體積膨脹，保證了界面膠結(jié)質(zhì)量和密封完整性，降低了固井后發(fā)生氣竄的風(fēng)險(xiǎn)，有利于后續(xù)的鉆完井作業(yè)和增產(chǎn)措施。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 高石X井φ177.8 mm尾管固井

高石X井四開使用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深為5 174.60 m，中途完鉆，下入φ177.8 mm尾管固井，懸掛器位置在井深2 600 m，上層套管鞋位置在井深2 862.18 m。采用一次上返正注施工工藝。

1）固井遇到的主要問題。①安全密度窗口窄，漏失風(fēng)險(xiǎn)大。茅一段和棲二段鉆進(jìn)期間發(fā)生過漏失。在茅一段井深3 997.86 m處，鉆井液密度由2.30加重至2.33 g/cm3時(shí)發(fā)現(xiàn)井漏，漏失壓力系數(shù)為2.32，漏失20.3 m3鉆井液，平均漏速為5.0 m3/ h。在棲二段井深4 050 m處漏失45.4 m3鉆井液，漏速為1.7～5.0 m3/h，漏失壓力系數(shù)為2.30。此外，由于卡層失誤導(dǎo)致少量進(jìn)入下部低壓地層，井底漏失風(fēng)險(xiǎn)增加。固井前開泵即漏，當(dāng)排量在0.5～0.8 m3/min時(shí)，漏速為3～6 m3/h。②氣層活躍，固井后氣竄風(fēng)險(xiǎn)大。在嘉二地層井深3 687.4 m處發(fā)生氣侵，鉆井液出口密度由2.17下降到2.13 g/cm3，黏度由51 s上升到59 s，全烴值由15.31%上升到75.97%。循環(huán)加重至2.17 g/cm3，氣測(cè)恢復(fù)正常。茅一段、棲二段、龍王廟組（井深4 830.9 m）地層鉆進(jìn)期間均有錄井顯示。其中龍王廟組經(jīng)液氣分離后氣體點(diǎn)燃，火焰持續(xù)燃燒，焰高為0.3～2.0 m。③高溫大溫差固井條件下易發(fā)生水泥漿超緩凝現(xiàn)象。井底靜止溫度為143 ℃，尾管頂部靜止溫度為82 ℃，溫差達(dá)到61 ℃，要求高密度水泥漿在滿足固井施工要求的情況下，避免出現(xiàn)超緩凝現(xiàn)象。④采用有機(jī)鹽鉆井液，其與多數(shù)高密度水泥漿之間相容性差，2者混合后流體黏度將大幅度增加、稠化時(shí)間縮短。

2）采取的主要技術(shù)措施。①根據(jù)漏速附加水泥漿量，保證水泥漿返高。固井施工前鉆井液密度為2.29 g/cm3，排量在0.5～0.8 m3/min時(shí)，漏速為3～6 m3/h。根據(jù)漏速情況，采用一次上返工藝，附加10 m3水泥漿補(bǔ)償漏失量，并適當(dāng)降低頂替排量，以保證水泥漿返至尾管懸掛器之上。②采用兩凝自愈合水泥漿，改善防氣竄效果。水泥漿密度為2.35 g/cm3，速凝水泥漿設(shè)計(jì)封至井深3 800 m，封固裸眼段主要含氣高壓層段。利用自愈合水泥漿的彈性和高溫微膨脹性能，應(yīng)對(duì)繼續(xù)鉆進(jìn)時(shí)鉆井液密度大幅度降低，而導(dǎo)致水泥膠結(jié)界面微間隙及其誘發(fā)的固井后氣竄問題。③采用頂部帶有封隔器的懸掛器，防止固井后尾管頂部氣竄。④優(yōu)化漿體性能，改善頂替效果，并防止頂部水泥漿超緩凝。采用高溫大溫差緩凝劑，解決頂部水泥超緩凝問題，采用抗污染水泥漿和隔離液，解決相容性問題，實(shí)現(xiàn)污染后稠化時(shí)間超過施工時(shí)間，有利于改善頂替效果并保證固井施工安全。

3）自愈合防竄高密度水泥漿性能。設(shè)計(jì)的水泥漿性能如表1所示，水泥漿流變性及抗污染性能好，頂部強(qiáng)度發(fā)展快，有利于防止氣竄。

表1 X井φ177.8 mm尾管固井水泥漿性能

4）固井施工情況及結(jié)果。固井前循環(huán)及施工過程中均發(fā)生漏失，水泥漿漏失約10 m3。鉆井液密度為2.29 g/cm3，隔離液密度為2.31 g/cm3，水泥漿密度為2.35 g/cm3。水泥漿注入排量為0.8 m3/ min，鉆井液頂替排量為0.8～0.6 m3/min。電測(cè)固井質(zhì)量：優(yōu)質(zhì)率為36.8%，合格率為71.1%，喇叭口下重合段膠結(jié)優(yōu)質(zhì)。整體固井優(yōu)質(zhì)率和合格率均得到較大幅度地提高。

4.2 高石Y井φ177.8 mm尾管固井

高石Y井是一口大斜度井，四開使用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深5 356.00 m，中途完鉆，下入φ177.8 mm尾管固井，懸掛器位置在井深2 690 m，上層套管鞋位置為井深3 092.12 m。采用正注反擠固井施工工藝。

1）固井遇到的主要問題。①漏失條件下難以保證固井封固質(zhì)量。用127 mm鉆桿下送φ177.8 mm套管至井底，以3 L/s的排量頂通套管，逐漸提排量至20 L/s，出口突然失返；變排量測(cè)漏速，排量為7～9 L/s時(shí)漏速為8 m3/h。茅二段儲(chǔ)層（4 230 m）電成像資料提示發(fā)育3條裂縫，是可能的漏失層位。②氣層活躍，固井后氣竄風(fēng)險(xiǎn)大。從嘉二段到龍王廟組有9個(gè)氣層顯示；在茅一段地層（4 218.50～4 219.00 m）鉆進(jìn)時(shí)發(fā)生氣侵。③大斜度井段套管居中困難，不利于提高頂替效率。井斜最大達(dá)72.262°，套管居中困難。

2）采取的主要技術(shù)措施。①合理安放扶正器，為提高頂替效率創(chuàng)造條件。重合段采用3根套管下1個(gè)扶正器；井斜為0°～30°時(shí)，3根套管下1個(gè)扶正器；井斜為30°～60°時(shí)2根套管下1個(gè)扶正器，井斜在60°以上時(shí)1根套管下1個(gè)扶正器。②根據(jù)漏速情況，采用正注反擠工藝。由于固井前漏速大于10 m3/h，決定采用正注反擠工藝，注替排量為1.0～1.2 m3/min，保證頂替效率。③正注采用自愈合防竄水泥漿，保證裸眼段主要?dú)鈱臃夤藤|(zhì)量；反擠采用不滲透水泥漿。

3）固井施工情況及結(jié)果。正注作業(yè)：鉆井液密度為2.32 g/cm3，隔離液密度為2.33 g/cm3，水泥漿密度為2.36 g/cm3。注入24 m3緩凝漿、26 m3速凝漿，注替排量1.0～1.2 m3/min。本次井漏累計(jì)漏失165.1 m3鉆井液、33.4 m3水泥漿。反擠作業(yè)：注入49 m3密度為2.35 g/cm3的水泥漿，注替排量為0.8～1.0 m3/min。電測(cè)固井質(zhì)量：優(yōu)質(zhì)率為33.5%，合格率為60.7%，懸掛器下重合段及套管鞋以上膠結(jié)優(yōu)質(zhì)，漏層以上數(shù)百米封固較差。整體固井優(yōu)質(zhì)率和合格率仍達(dá)到該區(qū)塊較好水平。

5 結(jié)論

1.針對(duì)高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井φ177.8 mm尾管固井存在的固井難點(diǎn)，從防止氣竄、提高頂替效率、改善流體相容性、防止頂部水泥漿超緩凝等方面制定了相應(yīng)的固井技術(shù)措施。

2.通過優(yōu)選高溫外加劑和外摻料，開發(fā)出適合高溫大溫差固井的自愈合防竄高密度水泥漿體系，該水泥漿適應(yīng)溫度、密度范圍寬，綜合性能良好，可滿足高石梯-磨溪區(qū)塊復(fù)雜深井固井要求。

3.該項(xiàng)固井技術(shù)在高石X井和高石Y井中得到成功示范應(yīng)用，固井優(yōu)質(zhì)率和合格率得到較大幅度提高，環(huán)空后期不帶壓，具有良好的應(yīng)用前景。

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Liner Cementing the high pressure gas wells in the Block Gaoshiti-Moxi

SONG Yousheng, ZOU Jianlong, ZHAO Baohui, LIU Aiping
(Boxing Subsediary of CNPC Offshore Engineering Company Limited×Research Center of Well Cementing Technology, CNPC Key Laboratory of Drilling Engineering×Research Center of Well Cementing Technology, National Engineering Laboratory of Oil & Gas Drilling Technology, Tianjin 300451)

In cementing the φ177.8 mm liner string in high pressure gas wells in the Block Gaoshiti-Moxi of southwest oilfeld, problems such as active gas zones, narrow drilling windows, poor compatibility of fuids and large temperature difference at high temperatures, were encountered. Technical measures were prepared to deal with these problems, and a self-healing anti-channeling high density cement slurry was developed for cementing wells with large temperature difference at high temperatures. Laboratory study of the cement slurry showed that the cement slurry had density between 2.0 g/cm3and 2.8 g/cm3, and in feld application, the cement slurry can be prepared to have a density of 2.6 g/cm3in one mixing circulation. This cement slurry functioned at temperatures between room temperature and 180 ℃. Differences between the density of the top and bottom of cement slurry column was less than or equal to 0.05 g/cm3. The fuid loss of the cement slurry was less than or equal to 50 mL. The thickening time had good linear relationship with the concentration of retarders, and the transit time for the thickening of the cement slurry was not longer than 10 min. The maximum transit time of the gel strengths of the cement slurry was 20 min. The 24-hour compressive strength of the set cement was greater than 10 MPa, and the 48-hour compressive strength of the cement top was greater than 3.5 MPa. The strength of the cement slurry developed fast at low temperatures. The set cement formed had stable non-shrinking volume, possessing a mechanical performance that is similar to that of tough cement. The cement slurry expanded when in contact with oil and gas, ensuring the quality of bonding betweencement sheath with casing string and borehole wall, and the integrity of sealing, which in turn mitigating the risk of gas channeling after cementing job. High quality of cementing job with this cement slurry was obtained in cementing the well Gaoshi-X and the well Gaoshi-Y, with no pressure developed in the annular space after cementing.

Gas well; Well cementing; Self-healing anti-channeling high density cement slurry; Gas channeling; Lost circulation; Large temperature difference; Block gaoshiti-moxi; Anyue gas feld

TE256.3

A

1001-5620（2017）02-0111-06

2016-11-25；HGF=1701C8；編輯 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.020

國家科技重大專項(xiàng)課題“深井超深井優(yōu)質(zhì)鉆井液與固井完井技術(shù)研究”（2016ZX05020-004）和中國石油天然氣集團(tuán)公司課題“復(fù)雜工況條件下固井密封力學(xué)機(jī)理及控制技術(shù)研究”（2016A-3904）。

宋有勝，高級(jí)工程師，1966年生，畢業(yè)于天津大學(xué)應(yīng)用化學(xué)系，現(xiàn)在從事固井技術(shù)研究和應(yīng)用工作。電話 （022）66310307/13920263721;E-mail：songys@cnpc.com.cn。