覃 毅，吴永超，张玉平，李 欢，田宝振，白文滨，毛素梅，汤正辉

(1．渤海钻探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘062552;2．渤海钻探工程有限公司油气井测试分公司，河北廊坊065007)

1 工程概况

随着油田不断地开发，越来越多的油水井由于地质及工程原因在经过一定时期的生产后，在还具备一定产能的情况下无法继续进行生产。小井眼开窗侧钻技术解决这个问题提供新的途径，起到了使“死井复活”、提高采收率、降低成本的目的。

文75X1井是部署在文安斜坡史各庄构造带文75断块上位置的一口开窗侧钻井，使用120.65 mm钻头在139.7 mm套管2212 m处开窗侧钻，设计井深3376.28 m，实际完钻井深是3376 m，井斜34.64°，井底位移507.03 m，稳斜段长达925.77 m，钻井周期和建井周期分别仅用17.67和28 d，全井安全无事故，创下区块深部开窗侧钻井裸眼段最长、井深最深、施工时间最短3项新纪录。裸眼段长达1164 m，下入95.3 mm尾管，悬挂器位置是2137.17～2134.99 m，要求封固段长度达1185.47 m，是一口典型的小间隙小尾管固井的成功范例，井身结构数据见表1，采用聚磺钻井液钻进，其完钻时性能为:密度1.26 g/cm3，马氏漏斗粘度48 s，初/终切 1/2 Pa，失水量 3.0 mL/30 min，泥饼厚0.5 mm，含砂量0.2%，pH值8。

2 施工难点分析

深井小井眼小尾管固井难点如下。

(1)井深、尾管柱长、井斜角度大，套管居中度难以保证，套管安全下入井底难度大。

(2)由于稳斜段较长，为保证套管顺利下入、不出现新增风险，扶正器加放的难度较大。

表1 井身结构

(4)要求封固段长，水泥浆量较多，且密度要求均衡、波动小，环空液柱压力大，水泥浆的流动摩阻高于钻井液，增大了地层漏失的风险。

(5)替量少，增加了计量的难度。

(6)由于尾管封固段长达1185.47 m，尾管悬挂器能否正常坐挂存在问题，同时岩屑极易堵塞悬挂器处，造成固井失败。

若尾管悬挂失败，也不能坐井底进行倒扣。所以实现固井的前提是尾管成功坐挂及“丢手”，若不能明显判断成功坐挂及“丢手”，则固井无法实施，即使盲目实施，也很可能造成“插旗杆”事故。

3 固井工艺技术

针对文75X1井小井眼小尾管固井施工难点，积极与油田公司、钻井公司开展联合攻关，从通井措施、水泥浆技术等方面着手，严把每个施工环节。

3．1 采取有效通井措施

固井前充分循环钻井液，采用稠浆裹砂清除井内沉砂，去除井壁虚泥饼，循环排量、压力达到固井施工要求。

3．2 尾管入井管串结构

引鞋+长套管1根+浮箍+长套管1根+浮箍+长套管1根+球座+95.3 mm长套管若干+尾管悬挂器+73.1 mm钻杆若干。

3．3 扶正器安放方法

根据电测、通井情况，分段安放扶正器以提高套管居中度。在重叠段加2个扶正器，在2212～2900 m井段每5根套管加一个扶正器，2900～3066 m井段每2根套管加一个扶正器，3066～3240 m井段每4根套管加一个扶正器，3240～3296 m井段每2根套管加一个扶正器。

3．4 控制下套管速度

钻具送放尾管进入裸眼段后，严格控制套管下放速度，防止“激动”压力过高压漏地层。

3．5 前置液技术

注入适量的FH－100L冲洗液及隔离液，改善胶结界面，提高第一、第二界面的胶结质量。

3．6 水泥浆技术

优选水泥浆性能，采用低密度高强度弹性防漏水泥浆体系，同时作好相容性实验，优化浆柱结构，以保证施工安全，防止漏失［7］。根据文75X1井的实钻资料、油气显示情况、封固段要求，采用防窜性能较好低密度高强度弹性水泥浆配方的浆柱结构，水泥浆配方为:D级水泥+微珠(减轻剂)+微硅(增加强度与稳定性)+降失水剂+分散剂+堵漏剂+弹性材料+膨胀剂+消泡剂+现场水;试验条件:初始温度15℃，最终温度81℃，升温时间40 min，初始压力5 MPa，最终压力40 MPa;试验结果水泥浆性能为:密度1.52 g/cm3，流动度23 cm，稠化时间424 min，滤失量46 mL/30 min，析水0 mL，强度15.9 MPa;水泥浆、隔离液与钻井液的相容性试验:水泥浆与泥浆的相容性试验采用的浆液是:水泥浆∶泥浆=7∶3，时间420 min(稀)，达到固井施工要求。

4 作业工况

下完套管后下钻，然后开泵循环处理钻井液，固井前钻井液性能密度1.26 g/cm3，粘度53 s，初/终切1/4 Pa，失水量3.0 mL/30 min，泥饼厚0.5 mm，含砂量0.2%，pH值8.5。投球—坐挂—循环泥浆钻井液，一切正常后进行管线试压20 MPa。注FH－100L前置液2 m3，密度1.03 g/cm3;注华D水泥浆19.0 m3，平均密度1.52 g/cm3;压胶塞0.5 m3，密度1.03 g/cm3;替钻井液 5.4 m3，密度 1.26 g/cm3，排量 0.4 m3/min，压力8 MPa;注入间隔液0.7 m3，密度1.00 g/cm3，排量0.4 m3/min，压力9 MPa;替钻井液3.5 m3，密度 1.26 g/cm3，排量 0.3 m3/min，压力 14 MPa;使用钻井液进行碰压，替浆用量1.0 m3，密度1.26 g/cm3，排量0.3 m3/min，碰压17 MPa。整个施工过程连续顺利，水泥浆密度均匀稳定，井下未发生漏失。

候凝72 h后，检测固井质量声幅显示，封固井段固井合格率100%，优质率高达92%，一、二界面胶结均为良好，固井质量取得新突破，满足后续工作要求。

5 认识与体会

(2)对泥浆降粘、降切，增强润滑性，降低了下套管摩阻，保证套管顺利到位，也可降低泥浆流动时的摩阻，有利于预防固井发生漏失的发生。

(3)良好的弹性低密度高强度水泥浆体系和合理的浆柱结构，是保证固井质量的关键。弹性水泥浆体系具有较好的防窜防漏性能，与泥浆和前置液有较好的相容性，对小井眼小尾管长封固段固井质量提高效果显著。

(4)分段合理安放弹性扶正器，彻底畅通井眼，为套管顺利下入创造了有利条件。

(5)本工程形成了一套小井眼长裸眼长封固段小间隙小尾管固井技术，对类似工程有借鉴意义。

［1］ 刘 永胜．塔河油田小井眼小尾管固井技术［J］．地质装备，2011，12(2):37 －40．

［2］ 刘 永胜．TH12513CH井长裸眼小间隙尾管固井技术［J］．钻井液与完井液，2010，27(6):58 －60．

［3］ 钟 福海，孙万兴，钟德华，等．中古514井超长封固段固井技术［J］．钻井液与完井液，2013，30(3):64 －66．

［4］ 秦 文革，孟庆拥．小井眼固井工艺技术研究及现场应用［J］．新疆石油科技，2005，15(1):4 －7．

［5］ 编写组．钻井手册(甲方)［M］．北京:石油工业出版社，1990．

［6］ 覃 毅，蔡鹏，尤凤堂，等．冀中凹陷留463加深井超小间隙尾管固井技术［J］．内蒙古石油化工，2012，(16):85－86．

［7］ 秦 国宏，覃毅，蔡鹏，等．冀中凹陷留107断块堵漏和防漏相结合固井技术［J］．石油工业技术监督，2014，57(4):48 －50．

［8］ 王 乐顶，王长在，喻芬，等．固井冲洗液室内模拟评价方法研究［J］．探矿工程(岩土钻掘工程)，2014，41(10):54 －57．

［9］ 高 元，杨广国，常连玉，等．塔河油田桥古区块防气窜固井技术［J］．石油钻采工艺，2013，35(6):40 －43．

［10］ 林 强，胡萍，仵伟，等．低压易漏裸眼井段技术套管固井技术［J］．探矿工程(岩土钻掘工程)，2009，36(7):10－12．