严焱诚 房 舟 朱礼平 黄 敏 岳志华 王晋瑶 王 栋

（1.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000；2.中石化西南石油工程有限公司HSE督查大队，四川 德阳 618000；3.中国石油西南油气田公司工程项目造价中心，四川 成都 60051）

0 引言

为了保障四川盆地西部（以下简称川西）中浅层致密砂岩气藏持续效益开发，解决现有开发模式钻井周期较长、开发成本高的难题，基于利用全通径无级滑套分段，完钻后下油管固井，通过油管上的趾端滑套、无级滑套实现分层或分段改造，固井候凝后，第一级压裂施工采用趾端滑套方式连通储层，后续逐个打开油管固井滑套进行压裂施工。与常规工艺相比，该工艺可减小井眼尺寸，节约油层套管［1］，节约水泥浆、钻井液等用量，减少了射孔作业工序，节约完井物资费用，降低建井成本［2］。调研油管固井完井技术在国内外的新动态、技术现状［3］，开展井身结构优化、不留塞自锁固井附件研发、管柱下入模拟等技术攻关，形成适合川西中浅层气藏开发的油管固井一体化建井技术。

1 油管固井技术难点分析

油管固井属于大环空小套管固井，与常规井眼固井相比，存在环空顶替效果差、施工泵压高等难题［4］，储层以河道砂体为主，预测砂体厚度为25～30 m，孔隙度为8%～11%，其主要难点如下：

1）川西地区从未采用油管+滑套的方式固井，相应的施工经验缺乏，为保证固井质量，优化合适的环空间隙，需对井身结构调整。

2）随勘探开发不断深入，水平段轨迹复杂，往往成“S”型或波浪形，油管柔性大，易贴边，下入难度大。

4）替浆总量小，为保证后期趾端滑套能正常打开，塞面严格控制在该滑套之下，替浆精度要求高［6］。

2 油管固井水平井的井身结构优化

油管固井水平井从井底到地面只有油管一个流动通道，对带滑套的油管进行封固，滑套间水泥环就像一段很长的生产封隔器，固井候凝结束后，依次打开油管串中滑套进行分段压裂［7］。国外油管固井完井的井眼和管串一般为Φ311.15 mm+Φ215.9 mm+Φ155.6 mm 井眼和Φ244.5 mm+Φ177.8 m+Φ 88.9 mm管串；有时也采用超小井眼和管串：Φ250.8 mm+Φ171.5 mm+Φ120.7 mm 井眼，Φ193.7 mm+Φ 139.7 mm+Φ73 mm管串［8］。通过调研，结合川西中浅层水平井地质特点和已实施水平井井身结构情况，通过必封点的确定，优化形成井身结构（表1、表2）。

表1 前期井身结构表

表2 优化后井身结构表

第一必封点确定：钻遇地层岩性剖面中，剑门关和夹关组是区域上的易漏层，不利于下部水平段的安全钻进，有必要下入套管封隔；同时川西地区浅层气活跃，在揭开气层前必须建立井控。因此，第一必封点应封隔上部剑门关或夹关组，井深为300～500 m。

第二必封点确定：钻至储层前，一般都会钻遇多套砂泥岩互层，前期水平井把造斜段和水平段放在同一裸眼内，下入Φ139.7 mm 套管，正常下入摩阻一般在294～490 kN，如果在水平段钻遇泥岩，摩阻急剧增加，存在套管下入不到位的情况。优化后需要下入Φ88.9 mm 油管，同比Φ139.7 mm 套管，油管刚度小，单位重量轻，下不到位的风险更大。因此，需分隔造斜段和水平段，降低管串下入风险。设置在A 靶或者A 靶储层的顶部，井深为2 000～2 500 m。

3 油管固井附件研发

3.1 高强度浮鞋、浮箍研制

针对油管固井的特殊性，研制适合于Φ88.9 mm油管高强度固井附件（浮箍和浮鞋），改进密封面位置及加长连接螺纹长度，提高强度，确保施工碰压后能完全密封，防止水泥浆倒流形成长水泥塞。开展评价试验，进行地面冲蚀试验和井筒模拟试验，模拟循环300 m3钻井液后对浮箍和浮鞋进行检查，未见损坏；在室内对浮箍进行试压，正向打压50 MPa、反向承压30 MPa，稳压10 min 无压降，完全满足油管固井施工要求。

除在潍坊地名网上有对于个别地名由来、部分地名或街道名称流变的介绍外，中国知网等权威学术网站上对于潍坊城区街道名称的探究尙属空白。

3.2 特殊自锁球座及胶塞研制

研制特殊自锁密封胶塞，自锁部分的工作原理是利用中心杆上的C型棘齿与塞座实现锁住功能。C型棘齿采用过盈配合安装在中心杆的棘齿槽内，棘齿槽为锥面，C 型棘齿内部也为斜锥面与棘齿槽匹配，保证下行过程中C型棘齿的居中；C型自锁环棘齿的角度、间隔与塞座内壁的棘齿角度、间隔相契合。固井碰压后C 型棘齿与塞座内的棘齿啮合连接。在反向压差作用下，胶塞产生微小上移，C型棘齿扩张，与塞座锁死（图1）。

图1 自锁结构与塞座图

后端胶塞部分进行现场超过5 000 m地面磨损试验，检测胶塞完好，耐磨性满足固井要求，自锁部分10 MPa 进入塞座，自锁效果良好，反向承压50 MPa无变形脱开，确保固井碰压到位后水泥浆在塞座上部油管内无回流。

4 油管固井水泥浆体系

4.1 水泥浆体系配方

采用双凝防气窜膨胀水泥浆体系，确保固井质量。

领浆配方为：G 级水泥+4%膨胀剂+2%增塑剂+4%降失水剂+4%缓凝剂+2%减阻剂+3%防气窜剂+1.4%消泡剂

尾浆配方为：G 级水泥+4%膨胀剂+2%增塑剂+4%降失水剂+2%缓凝剂+2%减阻剂+3%防气窜剂+1.6%消泡剂

4.2 性能评价

水泥浆在常压80 ℃条件下48 h 抗压强度大于14 MPa，满足固井施工要求（表3）。

表3 水泥浆实验性能评价表

4.3 相容性实验

由于油管内通径小，若采用钻井液替浆，一旦钻井液沉降，油管内处理手段有限且成本高昂，综合考虑后期无级滑套打开需要专用替浆液，因此替浆直接采用该专用替浆液，减少作业工序。专用替浆液为酸性，对水泥浆有促凝作用，需严格进行相容性实验评价［9］。

开展80 ℃，两相流体（水泥浆-专用替浆液）4类混合比例（100:∶0、95∶5、70∶30、50∶50）和三相流体（水泥浆-钻井液-专用替浆液、水泥浆-隔离液-专用替浆液）3类混合比例（70∶20∶10、33∶33∶33、10∶20∶70）相容性实验。实验结果表明：不同比例的混浆在80 ℃×50 MPa×20 min 条件下都满足210 min 未稠，专用替浆液对固井水泥浆无影响，满足施工要求。

5 油管固井的关键技术

5.1 井眼准备技术

钻井及通井过程中加入清砂接头，产生钻井液径向分流，破坏岩屑床，促使岩屑悬浮，便于钻井液携带，保证井眼畅通［10］。钻具组合：每2～3 柱Φ 88.9 mm钻杆之间加清砂接头1只。

对井径不规整、起下钻遇阻、遇卡井段，井斜变化率或全角变化率大的井段，存在沉砂和砂桥井段，气层或重点封固井段用原钻具认真划眼［11］，达到井底无沉砂、井壁无台阶、无阻卡。

完钻后采用钻头通井、双扶通井、模拟通井等多工具串管柱下入仿真［12］，确保井眼准备充分。

5.2 油管顺利下入技术

按井深3 000 m、水平段长度800 m、20 段分段压裂，进行管柱下入模拟计算。经模拟计算Φ73 mm油管刚性较差，在水平段下入难度大，且难以满足后期大排量改造的需要，故仅对Φ89 mm、Φ101 mm油管的下入进行模拟。

模拟结果表明Φ89 mm 和Φ101 mm 油管均能顺利下入，但Φ89 mm油管在相同井眼质量情况下，下放到位摩阻更低（低12 kN），更容易下入，结合排水采气需求，油管尺寸越小越有利于气层水的带出，因此选择Φ89 mm油管作为主要采气管柱。

通过模拟通井等多工具串管柱下入仿真后，根据下入遇阻吨位情况优化扶正器安放位置［13］，尽可能降低下入摩阻，采用整体式弹性扶正器+滚珠扶正器组合设计，确保下放到位。

直井段安装整体式弹扶，保证居中度提高固井质量，安放间距1个／50 m；造斜点开始安装整体式弹扶+滚珠扶正器组合，间隔安放，安放间距1 个／20 m。

下油管过程中尽可能减少中途停顿，缩短油管在井下静止的时间。灌浆时，上下活动油管，其活动距离不小于2 m，并注意悬重变化，同时严格控制下放速度，油管下放速度一般不应超过0.5 m／s。

下油管若遇阻，严禁过提过压，严禁吊卡离开接箍端面，拉力或压缩力应控制在强度许可范围内，并且保证安全系数大于1.5。如需开泵，应充分考虑井下特殊工具的性能，确定开泵参数，循环时，方钻杆和循环接头不允许进入转盘。

油管下到位后，小排量开泵顶通，建立循环泵压稳定后，按固井设计排量循环2周以上，直至振动筛上无泥饼和岩屑，钻井液进出口密度差为0.02 g／cm3、黏度差小于5 s。

以JS206-10HF 为例，通井顺利后，油管下入摩阻较通井管柱略低（完井管柱下入摩阻降低49～78 kN）（图2），管柱顺利下入。

图2 JS206-10HF不同管柱下入摩阻分布图

5.3 油管固井技术

固井安全是油管固井完井技术得以实施的关键，油管固井的关键是避免固结趾端滑套，利用研发的自锁密封胶塞精确控制固井水泥塞高度，避免扫塞及其他复杂。

采取憋压候凝工艺，保障固井质量，通过合理设计水泥浆用量控制水泥返高，为采气、挖潜及施工安全提供空间［14］。

6 现场应用及效果

油管固井技术现场应用了20 口井，均取得了成功，水泥塞长度为30～50 m，固井优良率超过90%，压裂改造过程中固井滑套顺利开启，实现多级分段的目的。

在JS206-6HF井开展首口井试验（图3），完钻井眼尺寸由Φ215.9 mm缩小至Φ152.4 mm，采用清砂接头，高性能水基钻井液后大幅降低了实钻过程摩阻，由前期294 kN 降低至98～147 kN，钻井速度由前期平均4.19 m／h 提高至6.15 m／h，提高了46.8%，开展专项模拟通井，保障管柱顺利下入，下入摩阻为98～117 kN，比区域平均摩阻147～196 kN降低了49～78 kN。

图3 JS206-6HF井井身结构示意图

固井施工注加重隔离液为25 m3，注水泥浆为15 m3，替浆为9 m3，降排量后碰压为5～8 MPa，候凝48 h 后探塞塞面正常，井筒试压40 MPa 合格，固井质量满足施工要求。

后期压裂施工趾端滑套、无级滑套开启正常、分5 段压裂施工顺利，累计加砂为95 m3，施工过程未发现套管变形及环空窜气，试验成功。

7 结论及建议

1）油管固井技术在川西中浅层水平井成功实施，为利用无级滑套分段、实现分层改造的水平井开发提供又一手段，满足川西中浅层气藏持续效益开发，缩小了井眼尺寸，提高了机械钻速，缩短了建井周期、降低了建井成本。

2）通过油管固井完井技术在JS206-6HF 井试验，取得了良好的效果，机械钻速提高了46.8%，钻井周期缩短了10%。

3）已完成20 余口井现场试验，都取得了成功，具有较好的推广应用价值，建议系列化相关的固井工艺和工具，完善相应的配套固井技术措施。