伍 葳 刘 成 蒲俊余 夏连彬 李 斌 吴 坷

1. 中国石油西南油气田公司勘探事业部 2. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院

0 引言

四川盆地天然气开采进入黄金时期，勘探开发作业日益向深部地层挺进[1]。随着地质目的层不断纵向加深，井身结构亦愈加复杂，固井工程在深井段频繁遭遇井筒高温、岩性复杂、同裸眼高低压共存等复杂情况，致使下套管难以到位、后期钻井作业环空带压及水泥浆超缓凝[2-4]。笔者对近期川渝地区典型深井段固井复杂工况展开梳理分析，以期为后续深井超深井固井作业借鉴所用，以实现井筒全生命周期的完整性，助力川渝地区深层海相碳酸盐岩气藏安全高效开发。

1 典型深部井段固井复杂案例

1.1 套管下入不到位

1.1.1 基本情况

川中地区某构造四开大斜度长裸眼段高低压力同存，钻井液密度高，且井径不规则，下套管作业普遍难度较大。A井为部署在该构造的一口水平井，于井深3 567.18 m（嘉二3亚段）下入Ø244.5 mm技术套管并固井，四开使用Ø215.9 mm钻头钻至井深5 733.00 m（灯四段顶）后下Ø177.8 mm+Ø184.15 mm悬挂尾管遇卡，未能按设计封隔必封点。

1）钻井液：聚磺钻井液体系（表1）。为平衡同裸眼上部高压地层，四开钻进与下套管阶段钻井液密度分别为2.26 g/cm3、2.32 g/cm3。

2）井眼轨迹：大斜度井眼。于井深4 810 m开始造斜，持续增斜至四开完钻井深，最大井斜角68.58 ，狗腿度小于5 /30 m。

3）井径：裸眼段平均电测井径223.84 mm，扩径率3.68%。其中，4 400～5 733 m井段（龙潭组—筇竹寺组）井径变化较大，为局部“糖葫芦”井眼（图 1）。

4）井下摩阻：起钻摩阻20～25 t，下钻摩阻15～20 t。……