**1-H*复杂井“正注、反挤、中间分流”固井技术

**1-H*井二开穿越新近系库车组N₂k、康村组N_1-2k及吉迪克组N₁j上段泥岩、砂泥岩和砂砾岩互层及吉迪克组N 1j层下段泥岩、砂岩、膏泥岩互层,于古近系E_2-3s泥岩顶完钻固井,为三开低压层钻进创造条件。该开次5065～5360.53 m井段有多套高压盐水层,钻井液密度为1.51 g/cm3,静止状态出现水侵溢流,5318～5324.51 m井段为漏失层,开泵出现失返性漏失,井底仅有2.47 m泥岩隔板层,溢流层与漏层共存,形成又漏又溢的井下复杂状况,在不断压井、堵漏中完成钻进和电测作业,中途完钻井深为5363 m,下入φ244.5 mm套管。采用抗侵防窜、防漏、高韧性、三凝双密度抗盐水泥浆体系和“正注、反挤、中间分流”的注水泥技术完成固井作业,封固质量合格。      

沙41井复杂井段钻井液工艺技术

地层特性 沙41井是桑塔木2号构造上的一口探井。该井设计井深4606.7m,完钻井深4628.7m。二开井段钻遇4组地层。①库车组N_(2k),厚度为1758m,岩性主要是泥岩、粉砂岩及细粒砂岩互层。邻井显示该井段地层成岩性差、胶结疏松、钻速快、泥岩易吸水膨胀。②康村组N_(1k),厚度为375m,岩性是细粒砂岩、粉砂岩、泥岩、泥质粉砂岩与泥岩互层,泥岩中有分散状石膏。邻井显示该井段泥岩易吸水膨胀,造成井壁坍塌,砂岩层易缩径,中下部钻进中有跳钻现象。③吉迪克组N_(1j),厚度为     

RPN-0085复杂地层高压气井固井技术

RPN-0085井是委内瑞拉ANACO油气田EL ROBLE区块的一口气井。三开?311.2 mm井眼,油基钻井液密度1.48 g/cm3,自上而下钻遇多套高压气层和漏失层,钻井液安全密度窗口窄,多次发生严重井漏和气侵,边堵漏、边压井完成三开进尺,下入?244.5 mm技术套管3 127.13 m。套管到底开泵循环发生严重气侵,出现溢流,低排量压井,节流循环13周,钻井液密度逐渐调整到1.51 g/cm3,建立脆弱平衡,但井下开始出现漏失迹象。针对又溢又漏的井下复杂情况,固井采用防漏、堵漏、改善水泥界面胶结强度的硅酸钠固井前置液,双凝双密度机体抗侵防气窜水泥浆体系及低排量施工和关闭井口环空候凝等系列措施,完成固井施工作业。固井检测水泥浆返至设计高度,封固质量优质,满足气井封固要求。     

沙88井四开井段钻井完井技术及复杂情况的处理

沙88井在奥陶系下统鹰山组地层钻遇5．70m的大溶洞，钻井液有进无出，堵漏13次均无效，漏失钻井液及堵漏浆2748m^3。后采用欠平衡压力强行钻进技术钻完四开井段，Ф177．8mm尾管固井采用“穿鞋戴帽”固井技术，有效封固了漏失层上下井段及漏失层井段。详细介绍了沙88井四开井段复杂井况下的堵漏、强行钻进、固井等技术措施及施工工艺。     

平衡压力固井工艺在束探1H(P)井的应用

束探1H (P)井由于井下同时存在高压、易漏地层,钻进和通井过程中发生过严重的油气侵、溢流、漏失等复杂情况,钻井液安全密度窗口窄、井径极不规则、循环排量低,固井难度和风险非常大.通过使用三凝双密度水泥浆封固不同层段地层、利用冲洗液和前隔离液来平衡水泥浆增加的压差、向水泥浆中加入纤维堵漏材料增强地层承压能力的方法实现平衡压力固井,最终顺利地完成了该井的固井施工,水泥浆一次性封固4 093.8m,固井质量优质.     

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。      

LG37井φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管悬挂固井技术

LG37井在四开钻进过程中钻遇漏失层、大段膏盐层、高压盐水层,井下条件十分复杂。现场决定四开钻至5900m中途完钻,下φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管固井。采用一级三凝加砂、防窜、防漏、抗盐加重水泥浆体系,该体系具有良好的控制失水和防漏失、防窜性能;采用一次注水泥至设计返高,下入特殊厚壁高抗挤、抗硫的φ193.7mm套管至膏盐层段,在盐水层位下入管外封隔器等工艺,圆满完成了作业。该井复合尾管悬挂固井的成功经验可为同类复杂井固井施工提供借监。     

近平衡压力固井技术在超深易漏失井的应用

五探1井是部署在四川盆地川东地区下古生界—震旦系勘探新领域的一口重点风险探井,完钻井深8 060 m。该井六开采用?190.5 mm钻头从6 600 m钻进至7 288 m,高台组—灯影组顶,下?168.3 mm尾管固井封隔5 180~7 288 m井段,钻井过程中高台组、龙王庙组、沧浪铺组均发生过井漏,地层承压能力仅1.65 g/cm3,套管重合段环空间隙仅12.69 mm,环空摩阻大,给?168.3 mm尾管固井带来了巨大挑战。通过优选3M空心玻璃微珠、高温增强材料DRB-2S等关键材料,形成1.57 g/cm3低密度高强度韧性防窜水泥浆体系,优化浆柱结构与施工排量,使井筒薄弱点处(7 016.3 m)最大动态当量密度不超过该处地层承压能力,实现近平衡压力条件下一次性上返固井。应用结果表明:五探1井?168.3 mm尾管固井质量好,试压合格,该方法能够提高超深易漏井段的尾管固井质量,有利于改善后期高压气井试油安全作业的井筒条件,为类似易漏失井固井提供了良好的经验借鉴。     

复杂超深井KS1井四开尾管固井技术

为解决高温高压超深井KS1井存在的溢漏同存、岩盐层缩径、盐水层高压、顶替效率低、固井窜槽等固井难题,该井四开固井采用了特殊的固井工艺流程,先采用底部尾管悬挂固井工艺,再进行五开钻进、五开尾管固井、五开中完作业(钻塞、刮壁、电测等工序)后再下铣锥对四开铣喇叭口及回接筒进行修整,最后进行四开回接套管固井工艺。为了确保四开尾管固井作业顺利,根据钻井复杂情况,充分分析了固井作业存在的难点,从通井技术、下套管技术、水泥浆体系、固井排量、固井施工工艺等方面制定了详细的技术措施。固井质量测井解释表明,高压盐水层、漏失层、敏感地层均得到了有效封固,实现了“穿鞋戴帽”的目标,为后续油气开发、井筒完整性等创造了有利条件。该井的固井成功为今后类似复杂岩盐层固井作业提供了经验。     

吉达4井7″尾管固井技术探讨

吉达4井是CNODC在卡拉吉达区块部署的一口重点探井,四开钻至6230m完钻,下入7"尾管,钻井液密度达2.37g/cm3,井涌和漏失风险并存。通过从井眼准备、下套管到固井施工全过程的控制,经过套管串、隔离液、水泥浆全方面的优化设计,结合平衡压稳技术和设备、工具配置等各方面的细节落实,成功进行该次尾管作业,固井质量优质。     

克深243井盐膏层大尺寸套管固井技术

克深243井是部署在新疆拜城县的一口评价井,三开钻进至库姆格列木群盐岩段中途完钻,井深5532 m,井底静止温度127.6℃,钻井液密度2.43 g/cm3,地层压力为132 MPa,下入φ273.05 mm+φ293.45 mm复合大尺寸套管进行双级固井。固井存在地层承压能力低井段易漏、盐膏层蠕变、水泥浆压稳防窜性能要求高、长封固段顶部强度发展缓慢等难题,通过选用微锰与GM-1加重剂共同干混保证水泥浆密度,选用2种防窜剂提高水泥浆防窜性能,将高温降失水剂和低温降失水剂复配使用,降低缓凝剂的加量,避免大温差下顶部水泥浆出现超缓凝,加以配套的固井工艺措施,该井段固井施工顺利,固井质量合格。      

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

克深Y井盐层固井难点分析与技术对策

克深Y井四开钻遇多段盐层、漏失层和高压水层。盐层蠕变较强,下套管中途遇阻的风险高;高压水层和漏失层共存,固井安全密度窗口窄,仅为0.03 g/cm3,漏失和溢流的风险高;低漏失压力且套管偏心条件下,顶替差,难以封隔高压水层。该盐层固井难题的应对对于该井的钻探至关重要。通过分析地质工程条件,制定了盐层扩眼+模拟管柱通井技术措施;以漏失及溢流压力评估为基础,对固井工艺进行了论证并确立了正注反挤+及时憋压的固井方案;结合软件模拟技术,优化了扶正器方案和隔离液流变性能,并采用大排量顶替和多倍置换等系列措施提高顶替效率。制定的技术措施均在现场应用,结果显示,套管顺利到位,下放过程无阻卡;正注固井未漏失未溢流,反挤固井排量较大塞面可控;喇叭口负压验窜合格,实现了封隔水层的核心目标,为本区块应对盐层固井难题提供了参考。      

窄密度窗口及小间隙超深井尾管固井技术

针对西南油气田超深井五探1井φ168.3 mm尾管悬挂固井存在钻井期间漏失严重,井深、井底温度高,大段盐膏层、油基钻井液与水泥浆污染严重、后期作业井筒温度压力变化影响水泥环密封完整性等难题。采用低密度高强度韧性微膨胀防窜水泥浆体系,通过优化浆柱结构,控制井底动态当量密度与钻进时井底动态当量密度相当的平衡压力固井等配套工艺技术,有效防止了固井施工漏失,解决了水泥浆与油基钻井液污染严重的问题,确保了固井施工顺利,固井质量合格率100%,优质率99.8%,为深井窄密度窗口、油基钻井液固井提供了技术支撑。      

长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56 m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780～4987.5 m井段下入φ 177.8 mm尾管进行固井,重点封固好3886～4366 m的油层井段.由于本井存在盐膏层、煤层及溶孔和裂缝型地层,钻井过程中曾发生垮塌和漏失,且裸眼段地层井径大而不规则,套管重叠段环空间隙小,水泥封固段顶底温差大等客观因素,需一次封固水泥2200多米,存在许多困难和风险.通过研制低密度水泥浆体系,优选G309、G301、GH-9和ZW-1控制水泥浆性能,采用适当的固井技术措施,保证了施工的顺利,固井质量达到了优质,为长封固段、高温井、复杂井的尾管固井施工积累了成功的经验.     

大张坨地下储气库注采井固井实践

大张坨储气库是我国的第1个地下储气库,用于调整京津两地的用气量。在储气库区块上的库8井是1口定向井,固井有以下难点:1.地层破裂压力低,易发生漏失;2.地层压力系数低,产层易伤害;3.水泥封固段长,地温梯度高达3.4℃/100 m,且使得上部水泥浆凝固时间长,影响水泥浆胶结质量。针对以上情况,采取了以下措施:1.采用屏蔽暂堵技术,提高地层承压能力;2.采用双级注水泥工艺,一级固井用常规水泥浆密度,二级固井采用低密度水泥浆,主要是漂珠和微硅共同配制的水泥浆体系;3.控制水泥浆失水量和自由水;4.增加套管扶正器用量,保证套管有较高的居中度,提高顶替效率。通过采取以上措施,经SBT测井表明一级固井质量优质,二级固井质量合格。     

水泥矿渣固井液在胜利乐安油田草4定向井固井中的应用

钻井液对水泥浆的污染及水泥浆与泥饼不相容性是影响顶替效率及固井质量提高的主要原因,为此,开发研制了水泥 矿渣体系.文中以草4-2-斜217井和草4-7-斜219井为例介绍了该技术在胜利油田乐安区块的现场应用情况.室内试验和现场应用证明:水泥 矿渣体系与钻井液相容性好,钻井液顶替效率高,二界面胶结质量好;失水性能易于控制,API失水量根据需要可调;体系早期强度高,满足射孔开采要求;体系流动性能好,流性指数和稠度系数满足现场施工要求;水泥石胶结强度较原浆水泥石明显提高.该体系目前已经在该地区应用6口井.