王元敏

（中国石化国际勘探公司北京温菲尔德石油技术开发有限公司，北京100083）

1 Yagyi-1井基本情况

Yagyi-1井是中国石化国际勘探公司缅甸石油有限公司部署在D 区块Mahudaung 背斜带12号圈闭上的一口预探井。该井一开以φ660.4 mm钻头钻至井深311 m，φ508 mm 表层套管下至井深310.5 m；二开φ444.5 mm 钻头钻至井深1 655 m，φ339.7 mm 技术套管下至井深1 653.35 m；三开φ311.2 mm 钻头钻至井深3 220 m，φ244.5 mm 技术套管下至井深3 215.9 m；四开φ215.9 mm 钻头钻至井深5 152 m，挂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井在钻井施工过程中遇多套含油气层段，气层显示活跃，压力系数高，四开井段压稳气层钻井液密度达2.08 g／cm3，井底静止温度达149 ℃，属典型的高温、高压深井；Yagyi-1 井自二开井段开始钻井液漏失现象频繁，且安全密度窗口窄，往往形成漏喷同层，密度稍高就漏，稍低就涌；除此之外，在钻井施工过程中井壁垮塌现象严重，井径极不规则。由于地质情况复杂，长裸眼井段漏失和压稳间的矛盾突出以及气层压力高、温度高、气窜概率大等因素的影响，给固井施工工艺带来了不少技术难题。

2 各井眼段钻井地质情况

2.1 二开（φ444.5 mm）井眼段钻井地质情况

Yagyi-1 井二开钻井过程中在井深430.84 m，1 620 m 和1 650 m 等井段均发生不同程度的漏失，其中在井深430.84 m 处漏失现象严重，钻进过程中多次对井深430.84 m 处进行承压堵漏均未能有效阻止漏失；由于在钻进过程中一直存在较为严重的漏失现象，钻井液密度无法提高，致使下部井眼垮塌严重，井径大而且很不规则，形状类似下大上小的“喇叭口”状，电测最大井径达523 mm，最小井径435 mm，平均井径478 mm，井径扩大率17.66%；该井段钻进至井深968.76 m 遇浅层气，气测全烃值达50%，钻井液密度由1.08 g／cm3提高至1.13 g／cm3压稳。

2.2 三开（φ311.2 mm）井眼段钻井地质情况

因井下情况复杂，三开井段钻至井深3 220 m被迫提前中完，中完钻井液密度1.62 g／cm3，粘度85 s，切力12／22。该井段钻进过程中油气显示活跃，主力气层在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 井段为高压气层，尤其是在井深3 203 m 处，揭开时钻井液密度由1.57 g／cm3下降至1.37 g／cm3，最高全烃值达91%，将钻井液密度提高至1.62 g／cm3压稳，但钻井液密度低于1.59 g／cm3就涌，高于1.63 g／cm3就漏，安全窗口很窄。该井眼段上部地层受断层影响，破碎带长，裂缝发育，钻井过程中漏失现象十分严重，主要漏失层在井深1 857～2 626 m 之间，在井深2 196.55 m 处漏失时钻井液密度1.40 g／cm3，最大漏速136 m3／h；井深2 430 m 处漏失时钻井液密度1.41 g／cm3，最大漏速65 m3／h。这两层均为裂缝性漏失，其它层段为渗透性漏失，三开共漏失钻井液2 667.1 m3。三开井段井眼垮塌现象仍然严重，井径极不规则，电测最大井径达415 mm，最小井径319 mm，平均井径354 mm，井径扩大率达到13.7%。

2.3 四开（φ215.9 mm）井眼段钻井地质情况

四开（φ215.9 mm）井眼钻至井深5 152 m 完钻，完钻时钻井液密度2.08 g／cm3，井底静止温度149 ℃。该井段在钻井施工过程中油、气、水显示活跃，主力气层在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，特别是在3 939～3 960 m 井段，当钻井液密度低于1.99 g／cm3时气侵、水侵严重。该井眼段钻井施工中钻井液漏失现象时常发生，主要漏失层位在3 660～3 662 m，3 678～3 679.4 m 和3 994.84～3 996 m 井段，而且钻井液密度安全很窄，当密度高于2.10 g／cm3就漏，低于1.99 g／cm3气侵、水侵严重。

3 固井技术难点

（1）钻井液密度安全窗口狭窄，裸眼井段长，漏喷同层，密度稍高就漏，稍低就涌，水泥浆密度设计和顶替排量均受到了严格限制，漏失和压稳间的矛盾突出。

（2）钻井液密度大、粘度和切力高，固井施工过程中顶替难度大，水泥浆易窜槽，从而影响水泥与井壁、套管间的胶结能力和密封质量。

（3）漏失现象严重，难以保证水泥浆返至设计井深。

（4）井壁垮塌现象严重，井径极不规则，顶替过程中水泥浆易窜槽，顶替效率难以保证。

（5）水泥浆密度与气层压力当量密度接近，水泥浆失重后，静液柱压力无法平衡气层压力，气窜概率大，从而影响水泥环封固质量，严重时会窜到地面，造成井口环空带压。

（6）φ177.8 mm 尾管与φ215.9 mm 井眼环空间隙小，水泥环薄，难以保证封固质量，又加之φ215.9 mm 井眼段井底压力高，水泥浆侯凝过程中高压油气极易侵入环空，影响水泥交结质量，井底温度高，常规的水泥浆外加剂易失效。

4 各层套管固井工艺［1-2］

4.1 φ339.7 mm 套管固井工艺

（1）中完下套管前下钻认真通井，充分循环处理好钻井液，确保井底无沉砂；套管下到设计位置后，适当降低钻井液的粘度和切力，套管串中加入适量的扶正器，提高套管的居中度，并下入旋流扶正器，从而提高顶替效率。

（2）采用正反注水泥技术，正注水泥返至主要漏失层段以下，然后再从井口反注水泥。Yagyi-1井φ444.5 mm 井眼主要漏失层在井深430.84 m 左右，正注水泥设计返至井深480 m，侯凝24小时后再从井口反注水泥。

（3）固井施工前注入30 m3密度1.28 g／cm3，粘度50 s，具有良好流动性的先导钻井液，稀释冲洗粘稠钻井液，注入密度1.09 g／cm3冲洗液18 m3冲洗井眼，剥离井壁上的泥饼，提高顶替效率和界面胶结作用。

（4）固井施工前承压堵漏，尽量提高地层承压能力；固井施工过程中采用1.60 g／cm3低密度水泥浆与1.85 g／cm3高密度水泥浆相结合，并在浆体中加入堵漏材料，形成双凝双密度堵漏水泥浆体系，预防井下漏失。

要求学生在上课前先行预习，教师再通过提问来考察学生的预习效果，从而根据考察结果对重点、难点进行教授。借助蓝墨云班课App解决了学生的个性问题，创造了一个师生进行良好互动交流的平台，同时，可通过奖励经验值来激发学生的学习主动性。

（5）采用变排量注替工艺，减少窜流影响，尤其是在水泥浆出套管鞋后、起压后以及将返至上层套管鞋时，根据泵压变化控制排量，防止漏失。该井段实际施工过程中起压前采用2.2 m3／min排量顶替（环空返速0.41 m／min），起压后将排量降至1.5 m3／min顶替。

4.2 φ244.5 mm 套管固井工艺

（1）设计采用双级固井工艺，但根据井下情况，水泥浆设计一次返至地面，如果固井过程中漏失严重则打开分级箍，进行二次固井。分级箍位置在上层套管内1 550 m 处。目的是延长水泥浆接触时间，提高顶替效率，施工完可以关井并适当加回压，有利于控制气窜。

（2）固井施工前注入30 m3密度1.61 g／cm3，粘度55 s，具有良好流动性的先导钻井液，稀释冲洗粘稠钻井液。

（3）注入18 m3密度1.65 g／cm3隔离液，塑性粘度和动切力均低于井中钻井液的塑性粘度和动切力，在隔离液前后各注入2 m3冲洗液，以提高顶替效率。

（4）采用多梯度密度水泥浆柱结构，1.60 g／cm3低密度水泥浆30 m3，1.70 g／cm3低密度水泥浆10 m3，1.75 g／cm3水泥浆40 m3，1.88 g／cm3高密度水泥浆18 m3，1.90 g／cm3高密度水泥浆20 m3，并在浆体中加入堵漏材料，形成多密度多凝堵漏水泥浆体系，梯度凝固，重点保证主力油气层的固井质量。

（6）起压前采用1.5 m3／min排量顶替（环空返速0.48 m／min），起压后将排量降至1.0m3／min顶替，实际替至80 m3起压，替至91 m3时，井口突然失返，将排量降至0.6 m3／min 继续顶替，大约16 min后井口返出，漏失大约10 m3，继续替浆至115 m3碰压，由于井口已返出水泥浆，因此不再进行二级固井。

（7）井口环空蹩压1 MPa侯凝。

4.3 φ177.8 mm 尾管固井工艺

（1）固井施工前进行承压堵漏，使钻井液漏失当量密度达2.12 g／cm3，同时完井下套管前认真下钻通井，充分循环处理钻井液，确保井底无沉砂，套管下到设计位置后，适当降低钻井液的粘度和切力。

（2）套管串中加入适量的扶正器，提高套管的居中度，并下入旋流扶正器，从而提高顶替效率。

（3）在确保环空液柱压稳的前提下，固井施工前注入15 m3密度1.98 g／cm3、粘度65 s、具有良好流变性和稳定性的先导钻井液，注入密度1.96 g／cm3的隔离液10 m3，以提高顶替效率，驱净钻井液。

（4）采用三凝水泥浆柱体系，尾浆封固4 809～5 150 m 井段，中间浆封固3 909～4 809 m 井段，领浆封固3 050～3 909 m 井段，以减少因水泥浆失重而造成环空液柱压力过度降低。同时在水泥浆中加入氮气膨胀剂、降失水剂和堵漏材料，以产生一定的防窜阻力，形成多凝堵漏直角稠化水泥浆体系，既压稳地层又防止漏失。

（5）采用变排量顶替，减少窜流影响。

（6）注替水泥浆作业结束后，拔出中心管，循环钻井液一周以上，上提钻具200 m，关封井器，井口蹩压侯凝，弥补水泥浆的失重压力。

5 结论与认识

（1）通过优选水泥浆体系、优化固井施工工艺技术，顺利完成了Yagyi-1 井φ339.7 mm、φ244.5 mm 和φ177.8 mm 套 管 固 井 施 工 作 业，经 电 测CBL／VDL解释固井质量均为优良。

（2）水泥浆一次封固返至地面的固井方式有利于延长接触时间，提高下部井段的固井质量；下入分级箍为固井时严重漏失提供了补救手段。

（3）井下发生漏失后，水泥浆中的堵漏材料进入漏层一定数量后起到了堵漏作用，阻止了井漏。

（4）先导低粘钻井液和大量前置液对稀释钻井液，剥离井壁上的泥饼，提高顶替效率和界面胶结起到了很好的作用。

（5）多梯度多凝水泥浆柱结构及储层井段直角稠化微膨胀水泥浆体系对压稳气层、防止气窜起到了明显的效果。

（6）在水泥浆中加入ZP-2氮气膨胀剂及堵漏材料，氮气膨胀产生一定的防窜阻力，形成多凝堵漏防窜直角稠化水泥浆体系，既压稳地层又可防止漏失发生。

（7）井口环空蹩压侯凝进一步减少了气窜现象的发生。

［1］ 刘德平，付华才.川东深井固井技术［J］.钻采工艺，2005，（1）：16-17.

［2］ 朱新明，张克坚.川东北地区高压防气窜固井技术［J］.石油钻探技术，2008，（5）：10-15.